Визначення гідродинамічних параметрів водонапірної системи і оцінка перспектив нафтогазоносності за гідродинамічними показниками

Мета і завдання роботи

Метою даної роботи є здобуття студентами практичних навиків з аналізу гідродинамічних умов водоносних горизонтів або комплексів, які складають природні водонапірні системи. Визначення гідродинамічних параметрів цих систем дозволяє прогнозувати їх нафтогазоносність.

У процесі виконання роботи студент повинен:

- знати типи природних водонапірних систем, умови виникнення в них напору і основні гідродинамічні параметри, які характеризують елізійні і інфільтраційні водонапірні системи;

- мати навики побудови карти гідроізоп’єз для окремих водонапірних горизонтів і комплексів в умовах постійної густини пластових вод або густини води, яка міняється по площі поширення водоносного горизонту, визначити основні гідродинамічні параметри системи;

- засвоїти практичні навики з аналізу певних гідродинамічних параметрів водонапірної системи і прогнозування нафтогазоносності надр.

Основні теоретичні положення

Знання гідродинамічних параметрів водонапірної системи дозволяє розв’язувати ряд важливих задач, які мають наукове і практичне значення, наприклад:

1) визначити напрям потоку води, його витрату і швидкість;

2) розрахувати відмітку ГВК або ВНК;

3) встановити напрям і величину зміщення газових і нафтових покладів;

4) визначити характер взаємодії вод продуктивного горизонту з іншими водоносними горизонтами.

Таким чином, під час проведення гідрогеологічних досліджень у нафтогазоносних районах, встановлення розподілу напорів в основних нафтогазоводоносних комплексах є першочерговою задачею. Дані абсолютних відміток статичних рівнів підземних вод є основою для побудови карти гідроізоп’єз. Побудова такої карти можлива, якщо густина води одного горизонту в досліджених свердловинах, що приведена до однієї температури, не дуже відрізняється між собою (на декілька кг/м³ або на перші десятки кг/м³). Якщо густина води в досліджених свердловинах відрізняється на декілька десятків кг/м³ і при порівняно пологому заляганні пласта водовміщуючих порід рекомендується будувати карту гідроізоп’єз шляхом перерахунку води на воду найбільш характерної густини (r _сер) для дослідженого горизонту.

У цьому випадку до величини заміру статичного рівня вводиться поправка за формулою:

, (10.1)

де - поправка до статичного рівня, м;

- висота стовпа води густиною , м;

- густина води найбільш характерна для пласта, кг/м³.

Для свердловин, у яких густина води більша за середню (найбільш характерну), знак поправки позитивний. Якщо густина води в свердловині менша за середню густину, поправка буде мати від’ємне значення. Одержані шляхом внесення поправок абсолютні відмітки статичних рівнів по свердловинах підписують на карті, де нанесена мережа свердловин, біля відповідної свердловини. Далі, користуючись методом трикутників, будують карту гідроізоп’єз – проводять ізоп’єзи (лінії однакових напорів). За допомогою побудованої карти гідроізоп’єз визначають: напрям і швидкість руху підземних вод для даного горизонту (додаток А).

Кожна ізоп’єза характеризується однаковим напором по всіх її точках, тому вздовж ізоп’єзи рух води не відбувається. Напрям течії води дослідженого горизонту визначається на карті гідроізоп’єз шляхом проведення ліній, які перпендикулярні до ізоп’єз.

Для визначення швидкості руху води між двома певними пунктами визначають перепад (м) на карті гідроізоп’єз і відстань між ними (м).

Напірний градієнт визначають за формулою:

, (10.2)

Одержані дані напірного градієнту вводимо до формули Дарсі і визначаємо швидкість фільтрації:

, (10.3)

де - швидкість фільтрації, м/рік;

– коефіцієнт проникності;

І – напірний градієнт;

- динамічна в’язкість, яку визначають лабораторними

дослідженнями.

Умовно приймають, що при температурі 55-65˚С в’язкість підземних вод з густиною 1050-1090 кг/м³ близька до одиниці. Щоб визначити швидкість фільтрації в метр/рік треба одержану величину помножити на числовий коефіцієнт 0,316324.

Середню дійсну швидкість руху води визначають за формулою:

, (10.4)

де V – швидкість фільтрації, м/рік;

m – коефіцієнт пористості в частках одиниці.

Механічна (гідравлічна) деструкція (руйнування) нафтових і газових покладів починається з утворення ухилу нафтоводяного або газоводяного контакту. В.П. Савченко і М. Хабберт показали, що горизонтальне положення газоводяних і нафтоводяних контактів є рідким випадком і можливе тільки при повній нерухомості вод.

За М. Хаббертом залежність ухилу поверхні нафтоводяного (або газоводяного) контакту від гідравлічного напору може бути описана формулою:

, (10.5)

де - кут між поверхнею нафтоводяного контакту і

горизонтальною площиною;

І – напірний градієнт (гідравлічний нахил );

, - густина, відповідно, води і нафти (підставивши замість

густину газу , отримаємо відповідну формулу для

газоводяного контакту), кг/м³.

Таким чином, ухил поверхні нафтоводяного (газоводяного) контакту прямо пропорційний напірному градієнту (гідравлічному ухилу) і залежить також від співвідношення густини контактуючих рідин (газів) і носить назву коефіцієнта підсилення.

Ухили нафтоводяного і газоводяного контактів можуть бути критеріями напрямку руху вод.

Якщо ухил нафтоводяного (газоводяного) контакту більше кута падіння крила склепінної пастки, то нафта (газ) повністю вимивається з неї і поклад зникає. Це і є механічне руйнування покладів водами.

Умовою збереження покладу від механічного руйнування водою є нерівність Q < a, де a - кут падіння пласта на крилі пастки (по напрямку І); Q - кут ухилу нафтоводяного (газоводяного) контакту.

Використовуючи формулу (10.5), можна орієнтовано розраховувати мінімальні кути падіння і максимальні величини напірних градієнтів (гідравлічних ухилів) при яких газові і нафтові поклади не будуть зруйновані водами, які рухаються, тобто будуть існувати.

Дата добавления: 2015-08-13