Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

Кафедра промысловой геологии

Лабораторная работа №4:

«Геогидродинамика».

Вариант №9

Выполнил студент

Группы ГЭ-12-06

Кочетков Дмитрий.

Проверила

Антипова Ю.А.

«Москва – 2014»

Цели: Определить приведённое пластовое давление, элементы фильтрационного потока, условия сохранения или разрушения залежей углеводородов.

Исходные данные:

Пьезометрическая высота, расстояние от точки середины пласта к плоскости сравнения и приведённое пластовое давление рассчитывались по формулам, приведённым в ходе работы.

Вязкость воды: 1 сП

Усредненная характеристика коллектора:

Эффективная толщина, м ……………………………………………………. 34

Пористость, % ………………………………………………………………….. 21

Проницаемость, мД …………………………………………………………….. 274

Плотность нефти, г/см³…………………………………………………………. 0, 90

Углы падения пласта на крыльях ловушек:

I структура α ₁ = 7⁰

II структура α ₂ = 21⁰

Ход работы:

Рассчитаем пьезометрическую высоту для каждой скважины. Это т.н. «высота давления», то есть высота, на которую должна подняться вода над данной точкой потока под влиянием гидростатического давления в данной точке. В данном случае рассчитывается как , где - пьезометрическая высота, - статический уровень, - глубина залегания водоносного горизонта.

Расстояние от середины пласта к плоскости приведения рассчитывается по формуле , где z – искомое расстояние, - максимальное значение пьезометрической высоты среди всех скважин, - пьезометрическая высота рассматриваемой скважины.

Приведённое пластовое давление рассчитывается по формуле , где - плотность воды в определяемой скважине, - плотность воды в скважине, пьезометрическая высота которой была максимальна.

Построим карту изобар для определения направления потока и дальнейших расчетов. Учитывая значения приведённых пластовых давлений, проведём изобары через каждые 0, 05 Мпа.

Определим гидравлический уклон. Это величина падения напора на единицу длины по направлению фильтрации и определяется по формуле , где - разница давлений между изобарами, ограничивающих рассматриваемую структуру; - длина участка фильтрационного потока; - плотность воды в ближайшей скважине, g – ускорение свободного падения.

Скорость фильтрации рассчитывается по формуле , где - проницаемость, - вязкость. Для приведения к одной размерности и более удобного вида в м/сут добавляются в формулу дополнительные множители, и она принимает вид , т.к.1 Дарси равен 0, 9869*10^-12 м², 1 Пуаз равен 0, 1 Па*с, а в сутках 86400 секунд.

Площадь сечения фильтрационной среды рассчитывается по формуле , где - длина перпендикуляра к длине участка фильтрационного потока, - эффективная толщина, - пористость.

Для определения расхода потока нужно перемножить между собой скорость фильтрации и площадь поперечного сечения фильтрационной среды

Таблица 1. Расчетная таблица

Структура	I структура	II структура
Разница давлений, Па
Длина фильтрационного потока , м
Плотность воды, кг/м3
Пористость, в долях	0, 21
Проницаемость, мД
Вязкость, сП
Длина перпендикуляра , м
Эффективная толщина, м
Гидравлический уклон	0, 002	0, 006
Скорость фильтрации, м/сут	5*10-4	15, 73*10-4
Пл. сеч. фильт. среды, м2
Расход потока, м3/сут	6, 069	17, 970

Для определения условий сохранения или разрушения залежей нефти используем правило Хабберта, по которому залежь сохраняется, пока угол наклона водонефтяного контакта (ВНК) меньше угла наклона крыла ловушки. Формула нахождения угла наклона ВНК выглядит следующим образом , где - плотность воды, - плотность нефти, - гидравлический уклон.

Для первой структуры угол наклона ВНК составляет , что меньше, чем α ₁ = 7⁰, значит, первая структура сохраняется.

Для второй структуры угол наклона ВНК составляет , что меньше, чем α ₂ = 21⁰, значит, вторая структура так же сохраняется.