Презентация на тему Неоднородность нефтегазоносных пластов

Презентация на тему Презентация на тему Неоднородность нефтегазоносных пластов, предмет презентации: Разное. Этот материал содержит 52 слайдов. Красочные слайды и илюстрации помогут Вам заинтересовать свою аудиторию. Для просмотра воспользуйтесь проигрывателем, если материал оказался полезным для Вас - поделитесь им с друзьями с помощью социальных кнопок и добавьте наш сайт презентаций ThePresentation.ru в закладки!

Слайды и текст этой презентации

Слайд 1
Неоднородность нефтегазоносных пластов
Текст слайда:

Неоднородность нефтегазоносных пластов


Слайд 2
Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах
Текст слайда:


Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи.
Различают :

Микронеоднородность это изменчивость размеров пор, трещиноватости, смачиваемости.
Это основной фактор, определяющий полноту вытеснения нефти водой и другими рабочими агентами.

Макронеоднородность отражает залегание пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов. Неоднородность, выражается в прерывистости отдельных пропластков в разрезе, линзовидными включениями в толще основного горизонта, расчлененностью и др.


Слайд 3
Текст слайда:




Слайд 4
Основные виды макронеоднородности
Текст слайда:

Основные виды макронеоднородности


Слайд 5
Слоистая неоднородность – пласт разделяется по толщине на несколько слоев, в
Текст слайда:

Слоистая неоднородность – пласт разделяется по толщине на несколько слоев, в каждом из которых проницаемость в среднем постоянна, но отлична от проницаемости соседних слоев.


Слайд 6
В слоисто-неоднородном пласте: При одном и том же значении координаты x
Текст слайда:

В слоисто-неоднородном пласте:

При одном и том же значении координаты x давления в каждом пропластке одинаковы. Распределение давления в каждом пропластке линейно вдоль линии тока;

градиент давления в каждом пропластке одинаков;

скорость фильтрации в i-том пропластке своя, пропорциональная проницаемости пропластка Кi;

дебит потока равен сумме дебитов отдельных пропластков.


Слайд 7
Если скважина дренирует несколько пропластков , то общий приток из многослойного
Текст слайда:

Если скважина дренирует несколько пропластков , то общий приток из многослойного пласта будет равен алгебраической сумме притоков из каждого пропластка:

Параметры k, h, μ, (Pк - Pс) q



Слайд 8
Зональная неоднородность- пласт по площади состоит из нескольких зон с различной проницаемостью.
Текст слайда:

Зональная неоднородность- пласт по площади состоит из нескольких зон с различной проницаемостью.



Слайд 9
Распределение давления в каждой зоне линейное;градиент давления в пределах каждой зоны
Текст слайда:

Распределение давления в каждой зоне линейное;

градиент давления в пределах каждой зоны постоянный, но разный в различных зонах;

дебит потока несжимаемой жидкости в силу условия неразрывности постоянен в любом поперечном сечении потока;

скорость фильтрации постоянна в любом поперечном сечении потока.

В зонально-неоднородном пласте:


Слайд 10

Слайд 11
ПРИТОК К НЕСОВЕРШЕННЫМ СКВАЖИНАМ
Текст слайда:

ПРИТОК К НЕСОВЕРШЕННЫМ СКВАЖИНАМ


Слайд 12
Скважина гидродинамически несовершенная по степени вскрытия пласта – это скважина с
Текст слайда:

Скважина гидродинамически несовершенная по степени вскрытия пласта – это скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на всю толщину.



Слайд 13
Скважина гидродинамически несовершенная по характеру вскрытия пласта – это скважина, вскрывшая
Текст слайда:

Скважина гидродинамически несовершенная по характеру вскрытия пласта – это скважина, вскрывшая пласт на всю толщину, но сообщающаяся с пластом через систему перфорационных отверстий или специальные фильтры.


Слайд 14
С=С1+С2 – дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством скважины по степени вскрытия
Текст слайда:




С=С1+С2 – дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством скважины по степени вскрытия (С1) и по характеру вскрытия (С2).

Скважина гидродинамически несовершенная как по степени, так и по характеру вскрытия.


Слайд 15
Значения С1 и С2 находятся по графикам В.И.Щурова, общий вид которых
Текст слайда:

Значения С1 и С2 находятся по графикам В.И.Щурова, общий вид которых представлен на рис.


С1 находится с помощью параметров:

и .




Слайд 16

Слайд 17
приведенный радиус скважины, т.е. радиус такой гидродинамически совершенной скважины, дебит которой
Текст слайда:



приведенный радиус скважины, т.е. радиус такой гидродинамически совершенной скважины, дебит которой равен дебиту данной несовершенной скважины.


Значения приведенного радиуса обычно составляют (10-2÷10-4) м.

Иногда гидродинамическое несовершенство скважины учитывается при помощи коэффициента совершенства δ:



Слайд 18
Несовершенство по качеству вскрытия
Текст слайда:

Несовершенство по качеству вскрытия


Слайд 19
S=S1+S2. S1 – коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в ПЗС из-за
Текст слайда:

S=S1+S2. S1 – коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в ПЗС из-за несовершенства скважины по качеству первичного вскрытия (загрязнение пласта фильтратом бурового раствора, цементным раствором и т.п.);

S2 - из-за несовершенства скважины по качеству вторичного вскрытия (возникновение зоны кольматации вокруг перфорационных каналов).




Слайд 20
Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:
Текст слайда:

Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:


Слайд 21

Слайд 22
ε = Kh/μ - гидропроводность пласта, характеризующая зону с естественной проницаемостью,
Текст слайда:

ε = Kh/μ - гидропроводность пласта, характеризующая зону с естественной проницаемостью, т.е. зону пласта за пределами проникновения технологических жидкостей.



Слайд 23
ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ СКВАЖИН
Текст слайда:

ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ СКВАЖИН


Слайд 24
Потенциал скорости фильтрации потенциалом скорости фильтрации называется функция, производная которой с
Текст слайда:

Потенциал скорости фильтрации



потенциалом скорости фильтрации называется функция, производная которой с обратным знаком вдоль линии тока равна скорости фильтрации.


потенциала для точечного стока на плоскости

Точечным источником называют точку на плоскости, поглощающую жидкость (модель нагнетательной скважины бесконечно малого радиуса).


Слайд 25
Принцип суперпозицииПри совместной работе в пласте нескольких скважин результирующий потенциал в
Текст слайда:

Принцип суперпозиции

При совместной работе в пласте нескольких скважин результирующий потенциал в любой точке пласта М равен алгебраической сумме потенциалов Ф1, Ф2,…,Фn, обусловленных работой каждой отдельной скважины

Скорости фильтрации при этом складываются геометрически.




Слайд 26
ЭГДА (электрогидродинамическая аналогия) Аналогия между гидродинамическими и электрическими процессами проявляется в
Текст слайда:

ЭГДА (электрогидродинамическая аналогия)

Аналогия между гидродинамическими и электрическими процессами проявляется в следующем:
1) изменение напряжения между узлами электрической сетки аналогично распределению давления в пласте
2) электрическое сопротивление участка электрической сетки пропорционально (аналогично) гидродинамическому сопротивлению участка моделируемого пласта
3) сила тока, протекающего между узлами сетки, пропорциональна (аналогична) количеству жидкости, протекающей через участок моделируемого пласта
При этом справедлив закон Кирхгофа, согласно которому суммарное падение напряжения в сети равно сумме падений напряжений на отдельных участках:




Слайд 27

Слайд 28
Упругий режим
Текст слайда:

Упругий режим


Слайд 29
При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой
Текст слайда:

При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта. Условием существования этого режима является


Слайд 30
Геологическими условиями, благоприятствующими существованию упругого режима, являются:залежь закрытая, не имеющая регулярного
Текст слайда:

Геологическими условиями, благоприятствующими существованию упругого режима, являются:

залежь закрытая, не имеющая регулярного питания;

обширная водонасыщенная зона, находящаяся за пределами контура нефтеносности; отсутствие газовой шапки;

наличие эффективной гидродинамической связи нефтенасыщенной части пласта с законтурной областью;

превышение пластового давления над давлением насыщения.


Слайд 31
При разработке залежи в условиях упругого режима быстрое понижение давления происходит
Текст слайда:

При разработке залежи в условиях упругого режима быстрое понижение давления происходит в пределах самой залежи,

во всей системе, питающей залежь упругой энергией давления (в законтурной области), снижается медленно.


Слайд 32
Коэффициент упругоемкости пласта Коэффициент пьзопроводностиКоэффициент гидропроводностиХАРАКТЕРИСТИКИ
Текст слайда:

Коэффициент упругоемкости пласта

Коэффициент пьзопроводности


Коэффициент гидропроводности



ХАРАКТЕРИСТИКИ


Слайд 33
Подсчет упругого запаса жидкости в пласте Под упругим запасов жидкости в
Текст слайда:

Подсчет упругого запаса жидкости в пласте

Под упругим запасов жидкости в пласте понимается количество жидкости, которое можно извлечь из пласта при снижении давления в нем за счет объемной упругости пласта и насыщающих его жидкостей.










Слайд 34
Коэффициент объемной упругости жидкости βж характеризует податливость жидкости изменению ее объема
Текст слайда:

Коэффициент объемной упругости жидкости βж характеризует податливость жидкости изменению ее объема и показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем жидкости при изменении давления на единицу:


Для различных нефтей отечественных месторождений βн=(7÷30)⋅10-1 1/ГПа; для пластовых вод βв=(2,7÷5)⋅10-1 1/ГПа;
для пород, слагающих продуктивные пласты,
βс=(0,3÷2)⋅10-1 1/ГПа.



Слайд 35
Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть
Текст слайда:

Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) βн:



Коэффициент сжимаемости зависит от давления, температуры, состава нефти и газового фактора.



Слайд 36
Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают низким коэффициентом сжимаемости (0,4-0,7 ГПа-1),
Текст слайда:

Нефти, не содержащие растворённого газа, обладают низким коэффициентом сжимаемости (0,4-0,7 ГПа-1),
а лёгкие нефти со значительным содержанием растворённого газа – повышенным коэффициентом сжимаемости (до 14 ГПа-1).
Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пластовых условиях, близких к критическим.


Слайд 37
Коэффициент упругоемкости β* численно равен изменению упругого запаса жидкости в единице
Текст слайда:








Коэффициент упругоемкости β* численно равен изменению упругого запаса жидкости в единице объема пласта при изменении в нем давления на единицу.


Слайд 38

Слайд 39
Под газовым фактором Гг понимается отношение объемного расхода газа Qго, приведенного
Текст слайда:

Под газовым фактором Гг понимается отношение объемного расхода газа Qго, приведенного к атмосферному давлению, к объемному расходу нефти Qно в нормальных условиях;

под водонефтяным фактором Гв — отношение объемного расхода воды Qво к объемному расходу нефти Qно в нормальных условиях. Гг = Qго/Qно


Слайд 40
С. А. Христиановичем была показана возможность сведения нелинейных задач установившейся фильтрации
Текст слайда:

С. А. Христиановичем была показана возможность сведения нелинейных задач установившейся фильтрации газожидкостных систем к задачам движения однородной несжимаемой жидкости в пористой среде:

Н(р) =



Слайд 41
Зависимость параметров от давления называются уравнениями состояния флюида и пористой среды.ρ0,
Текст слайда:

Зависимость параметров от давления называются уравнениями состояния флюида и пористой среды.

ρ0, μ0, m0, К0 – значения параметров при фиксированном (начальном давлении Р0;
ρ, μ, m, К – значения параметров при текущем давлении Р;
βж – коэффициент объемного сжатия жидкости, Па-1;
βс – коэффициент объемной упругости среды, Па-1;
αμ, αm, αк – коэффициенты, определяемые экспериментально и зависящие от свойств жидкости и породы, Па-1.

При значительных изменениях давления зависимость экспоненциальная, при малых депрессиях – линейная.


Слайд 42
Многофазные фильтрации
Текст слайда:

Многофазные фильтрации


Слайд 43
Двухфазная фильтрацияПри совместном движении двух (или более) флюидов, каждый из них
Текст слайда:

Двухфазная фильтрация

При совместном движении двух (или более) флюидов, каждый из них занимает только часть порового пространства. Насыщенность элемента пористой среды данной фазой Si = ΔVi/ΔVn, где i= 1,2 (S1, S2— насыщенность смачивающей и несмачивающей фазами), ΔVi — объем среды, занятой жидкостью, ΔVn— общий объем активных пор в данном элементе.
S1 + S2=1,S1=S.


Слайд 44
Закон Дарсигде ω1 и ω2 — скорости фильтрации фаз; μ12—динамические коэффициенты
Текст слайда:

Закон Дарси

где ω1 и ω2 — скорости фильтрации фаз; μ12—динамические коэффициенты вязкости жидкостей; Δp12— разности давлений в соответствующих фазах; k12* — фазовые проницаемости, зависящие от природы пористой среды, ее абсолютной проницаемости k, от насыщенности пористой среды каждой фазой.

При описании двухфазных течений обычно вместо фазовых проницаемостей вводят «относительныепроницаемости» kiфаз, определяемые из отношений:

k12 =






Слайд 45
Закон Дарси для каждой из фаз :Здесь и далее индекс i
Текст слайда:

Закон Дарси для каждой из фаз :







Здесь и далее индекс i = 1 будем относить к более смачивающей фазе - воде (в системе вода-нефть), а индекс i = 2 - к менее смачивающей жидкости - нефти;



Слайд 46
Для каждой фазы существует предельная насыщенность такая, что при меньших значениях
Текст слайда:

Для каждой фазы существует предельная насыщенность такая, что при меньших значениях насыщенности эта фаза неподвижна.

Движение первой фазы может происходить только в том случае, если S>S* (для водонефтяной системы S* называют насыщенностью связанной водой).

Для второй фазы связанная насыщенность 1—S*и называется остаточной нефтенасыщенностью.

Сумма относительных проницаемостей для каждого фиксированного значения S меньше 1:

k1(S) + k2(S)•1 0


Слайд 47

Слайд 48
Относительная проницаемость смачивающей фазы при S*имеет значение меньше 1, тогда
Текст слайда:

Относительная проницаемость смачивающей фазы при S*имеет значение меньше 1, тогда как величина к2(S) при S*, близка к единице.

Это означает, что присутствие связанной смачивающей фазы мало влияет на течение несмачивающей жидкости, тогда как присутствие остаточной несмачивающей фазы значительно «стесняет» движение смачивающей фазы.

Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность



Слайд 49
Обобщенный закон Дарси для трехфазной фильтрации
Текст слайда:

Обобщенный закон Дарси для трехфазной фильтрации


Слайд 50
При содержании в породе более 35% газа движущейся фазой является только
Текст слайда:

При содержании в породе более 35% газа движущейся фазой является только газ, а вода и нефть, занимающие оставшийся объем пор, неподвижны.

При содержании газа меньше 10% и нефти меньше 23% поток содержит одну воду, а при насыщенности водой от 20 до 30% и газом от 10 до 18% в движении участвует только нефть.

Затененные области, примыкающие к той или иной стороне треугольной диаграммы, отвечают одновременному движению двух фаз: газ-вода, вода-нефть и газ-нефть. В центре диаграммы расположена область насыщенностей, при которых в потоке одновременно движутся три фазы.


Слайд 51
Вершины треугольной диаграммы соответствуют 100%-ному насыщению пористой среды одной из фаз.Противоположные
Текст слайда:

Вершины треугольной диаграммы соответствуют 100%-ному насыщению пористой среды одной из фаз.

Противоположные эти вершинам стороны соответствуют отсутствию данной фазы в породе.

В каждой точке внутри треугольной диаграммы сумма насыщенностей равна единице.

Кривые линии отделяют на диаграмме возможные области одно-, двух- или трехфазного течения.


Слайд 52
Насыщенности фаз Si удовлетворяют равенству:S1+S2+S3=1.При этом следует иметь ввиду, что фазовые
Текст слайда:

Насыщенности фаз Si удовлетворяют равенству:
S1+S2+S3=1.
При этом следует иметь ввиду, что фазовые проницаемости являются уже функциями двух независимых насыщенностей Sн и Sв (газонасыщенность Sг=1-Sн-Sв):
Кн=Кн(Sн,Sв);
Кв=Кв(Sн,Sв);
Кг=Кг(Sн,Sв).


Обратная связь

Если не удалось найти и скачать презентацию, Вы можете заказать его на нашем сайте. Мы постараемся найти нужный Вам материал и отправим по электронной почте. Не стесняйтесь обращаться к нам, если у вас возникли вопросы или пожелания:

Email: Нажмите что бы посмотреть 

Что такое ThePresentation.ru?

Это сайт презентаций, докладов, проектов, шаблонов в формате PowerPoint. Мы помогаем школьникам, студентам, учителям, преподавателям хранить и обмениваться учебными материалами с другими пользователями.


Для правообладателей

Яндекс.Метрика