Меню

Мощность эксплуатированного пласта это

Мощность пласта (залежи, толщи)

Расстояние по нормали между поверхностями пласта (толщи), а также между лежачим и висячим боками жил, линз и других геологических тел. Различают следующие виды Мощности пласта:

  • истинную (нормальную) — расстояние по нормали mн между кровлей (висячим боком) и почвой (лежачим боком) пласта (залежи);
  • горизонтальную — расстояние по горизонтали mГ между кровлей и почвой пласта;
  • вертикальную — расстояние по вертикали mв между кровлей и почвой пласта;
  • видимую (кажущуюся) — расстояние от кровли до почвы пласта по произвольному данному направлению mк среднюю тн, mг, mв — частное от деления объема пласта (залежи) на площадь соответствующей (нормальной, горизонтальной, вертикальной) проекции контура пласта.

Для месторождений полезных ископаемых со сложным строением пласта (залежи) выделяют Мощность пласта:

  • полную (общую), измеряемую от кровли (висячего бока) до почвы (лежачего бока) пласта (залежи) со всеми породными прослойками mп;
  • полную полезную, равную сумме мощностей всех пачек (слоев) полезного ископаемого;
  • вынимаемую (рабочую или эксплуатационную), равную сумме мощностей пачек (слоев) полезного ископаемого и прослойков породы, фактически вынимаемых при разработке, или расстоянию от обнаженной кровле до обнаженной почвы вынутого пласта (даже если почвой и кровлей является полезное ископаемое) mр;
  • вынимаемую полезную, равную сумме мощностей фактически вынимаемых пачек (слоев) полезного ископаемого:

По мощности различают следующие группы пластов и залежей: весьма тонкие— для угля менее 0,5 м, для руд менее 0,7 м; тонкие — для угля 0,5—1,3 м, для руд 0,7— 2,0 м; средней мощности — для угля 1,3— 3,5 м, для руд 2—5 м; мощные — для угля более 3,5 м, для руд 5—20 м; весьма мощные — для руд более 20 м.

Источник



Мощности пласта

Исходные данные для подсчётов полезного ископаемого

Подсчет запасов выполняется в объемной или весовой мере. В том и другом случае необходимы величины, характеризующие залежи и полезное ископаемое в отдельных точках являющимися исходными к ним относятся: мощность залежи, плотность полезных ископаемых, и их содержание.

Мощность залежи.Для подсчетов запасов полезного ископаемого в объемной мере необходимо определения среднего значения мощности залежи в пределах выделенного контура по которому производится подсчет.

Плотность полезного ископаемого.Для определения балансовых запасов в весовой мере находится среднее значение плотности полезного ископаемого по представленному числу определений.

Определяют внешний контур.С учетом выклинивания залежи.

Берут две выработки M и N на расстояния друг от друга, причем выработка N должна лежать на внутреннем контуре тела. В перпендикулярном направлении к линии M N откладывают в определенном масштабе отрезки lm

и ln, пропорциональные мощностям залежи в этих выработках. Через концы этих отрезков a и b проводим прямую линию до пресечения линии M N в точке K. Точка K определяет границу выклинивания залежи.

Угол -угол выклинивания, а h-расстояние, которое надо отложить на продолжении линии M N в сторону выклинивания тела.

Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КП.5.05030105.ГГ.00.00.ПЗ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
КП.5.05030105.ГГ.00.00.ПЗ

Определение нормальной

мощности пласта

Для подсчета запасов полезного ископаемого в объемной мере необходимо определение среднего значения мощности залежи в пределах выделенного контура, по которому производится подсчет.

При разведке месторождения отдельными скважинами обычно измеряется вертикальная мощность пласта. Нормальная мощность пласта определяется косвенным путем.

Для определения нормальной мощности пласта необходимо построить разрез вкрест простирания пласта. Мощность определяется:

где: δ – угол наклона пласта;

mв – вертикальная мощность;

m – нормальная мощность.

Для подсчета запасов используют нормальную мощность:

Источник

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАБОТАЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ ПЛАСТА

Основное назначение интегральных и дифференциальных профилей расхода жидкости — это выявление и количественная оценка работающих участков вскрытого перфорацией продуктивного коллектора, при суммировании мощностей которых устанавливаются работающая мощность пластов скважины и ее эксплуатационные показатели. Сопоставление определенных по расходометрни работающих мощностей с эффективными, найденными в процессе разведки и разбуривания месторождения, позволяет оценивать величину коэффициента охвата залежи системой разработки. Коэффициент охвата определяется как отношение суммарной работающей мощности участков пласта раб ?h к их суммарной эффективной мощности

Распределение притока или поглощения по мощности продуктивного коллектора, подчиняется тому же закону, что и распределение проницаемости. Для уточнения работающей мощности, определенной по расходометрии используют ГК и ПС, так как кривые этих методов зеркально отображают распределение проницаемости Соответствие данных этих методов друг другу справедливо при равенстве или незначительном различии энергетических показателей пластов, эксплуатируемых с использованием общего фильтра. Такие условия характерны обычно для начальной стадии разработки месторождения. На последующих стадиях, когда начинает проявляться воздействие на пласты закачки воды, между отдельными пластами могут возникать перепады давления. В таких условиях выделенные по кривым расходометрии работающие мощности в скважине могут неправильно отражать энергетическое состояние залежи в околоскважинном пространстве. В данном случае обводнение нижнего пласта привело к увеличению его давления, в результате чего оказались выключенными из эксплуатации два залегающих над ним пласта и сократилась работающая мощность. Такой вывод возможен, поскольку по скважине имеются замеры расхода, полученные на начальном этапе разработки месторождения, когда между давлениями в отдельных пластах значительных перепадов не было. Крупным недостатком турбинных расходомеров является их низкая пороговая чувствительность. Часто подошва работающего пласта отбивается выше нижней границы перфорированного интервала, а малые притоки или поглощение жидкости вообще могут оказаться незафиксированными. Поэтому измерения турбинными расходомерами принято проводить совместно с замерами термокондуктивными индикаторами притока и высокочувствительными термометрами.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ И

По физическому смыслу коэффициент продуктивности пласта зависит от его проницаемости, эффективной мощности, вязкости жидкости, приведенного радиуса скважины и условного ее контура питания. Коэффициент продуктивности скважины – количество нефти или газа, которое может быть добыто из скважины при создании на ее забое депрезначение имеет коэффициен приемистости – это отношение расхода жидкости к перепаду давления между пластовым и забойным на 1 атм. Кпрод характеризует эксплуатационные показатели пластов. Его величина зависит от проницаемости и эффективной мощности коллектора, вязкости жидкости, приведенного радиуса скважины и ее контура питания. Контур питания скважины – условный контур за пределами которого скорость фильтрации флюида предположительно равна нулю, а давление равно пластовому. При наличии данных о расходе жидкости и давлениях на забое Кпрод может быть получен как тангенс угла наклона индикаторной кривой к оси перепада давления. Продолжая индикаторную кривую до оси ΔP, получим пластовое давление при нулевом дебите. Если при незначительном увеличении перепада давлений расход жидкости значительно возрастает, то скважина имеет высокий коэффициент продуктивности. Линейная зависимость между Q и ΔP наблюдается лишь при относительно небольших скоростях потока жидкости в пласте. На самом деле эта зависимость описывается квадратным уравнением: 2 Δ= + P aQ bQ , где aQ – потери напора флюида за счет трения жидкости (определяется вязкостью); bQ2 – определяется инерционными свойствами. Полученные с помощью индикаторных диаграмм значения Кпрод несколько отличаются от реальных. В связи с этим найденный по индикаторным кривым коэффициент продуктивности (приемистости) является кажущимся и недостаточно полно характеризует состояние коллекторов. Практические приемы определения рассматриваемого коэффициента изначально были разработаны для однопластовых месторождений. Однако их с успехом применяют и на многопластовых месторождениях. ссии в 0.1 МПа (1 атм): η = Δ Q p . Для нагнетательных скважин аналогичное значение имеет коэффициен приемистости – это отношение расхода жидкости к перепаду давления между пластовым и забойным на 1 атм. Кпрод характеризует эксплуатационные показатели пластов. Его величина зависит от проницаемости и эффективной мощности коллектора, вязкости жидкости, приведенного радиуса скважины и ее контура питания. Контур питания скважины – условный контур за пределами которого скорость фильтрации флюида предположительно равна нулю, а давление равно пластовому. При наличии данных о расходе жидкости и давлениях на забое Кпрод может быть получен как тангенс угла наклона индикаторной кривой к оси перепада давления. Продолжая индикаторную кривую до оси ΔP, получим пластовое давление при нулевом дебите. Если при незначительном увеличении перепада давлений расход жидкости значительно возрастает, то скважина имеет высокий коэффициент продуктивности. Линейная зависимость между Q и ΔP наблюдается лишь при относительно небольших скоростях потока жидкости в пласте. На самом деле эта зависимость описывается квадратным уравнением: 2 Δ= + P aQ bQ , где aQ – потери напора флюида за счет трения жидкости (определяется вязкостью); bQ2 – определяется инерционными свойствами. Полученные с помощью индикаторных диаграмм значения Кпрод несколько отличаются от реальных. В связи с этим найденный по индикаторным кривым коэффициент продуктивности (приемистости) является кажущимся и недостаточно полно характеризует состояние коллекторов. Практические приемы определения рассматриваемого коэффициента изначально были разработаны для однопластовых месторождений. Однако их с успехом применяют и на многопластовых месторождениях.

Читайте также:  Измеритель мощности тока своими руками

Послойную оценку Кпрод проводят при установившихся режимах работы скважины для нескольких (не менее двух), разделяющихся по интенсивности отборов жидкости. Установившимся режимом считается такой, когда три последовательных замера забойного давления и дебита различаются на величину, не превышающую точность их измерения. Пластовое давление определяется непосредственно в закрытой скважине с помощью манометра после истечения определенного времени, достаточного для выравнивания давления в пласте и скважине. Над всеми пластами и каж- дым из них в отдельности измеряются дебиты и давления. Исследование заканчивается измерением давления после закрытия скважин до его восстановления и проверкой отсутствия перетоков из пласта в пласт. Обработку результатов ведут обычным способом, т. е. строят график зависимости дебита пласта от забойного давления. Продолжая индикаторную кривую до пересечения с осью депрессий, можно получить значения пластового давления для каждого пласта. Если давления в пластах различные, это указывает на перетоки жидкости между ними в начальный период. Перетоки могут быть продолжительными, если в окружающих скважинах отбор ведется из одного пласта, а закачка — в другой пласт. Для установления перетока расходомер нужно поместить между пластами и после закрытия скважины снять кривую изменения дебита во времени, аналогичную кривой. К источникам погреш-ностей при использовании метода индикаторных диаграмм относятся: наличие гидравлической связи между пластами в заколонном пространстве, неточность глубинных измерений потоков, нарушение линейного закона фильтрации. В отличие от расходометрии результаты барометрических изменений в меньшей степени подвержены влиянию искажающих факторов, зависящих от технического состояния скважины. В то же время большинство конструкций манометров имеет большие дополнительные погрешности при изменении температуры в стволе скважины. Максимальную составляющую основной погрешности большинства манометров представляет погрешность, возникающая из-за гистерезиса градуировочной характеристики прибора. Ее особенностью является то, что петли гистерезиса имеют разные формы при различных измеряемых максимальных давлениях. Поэтому возникает необходимость иметь серию статических характеристик дифференциального давления при прямом (повышение давления) и обратном (понижение) ходе прибора для нескольких значении максимального давления. По таким экспериментальным характеристикам можно путем экстраполяции построить промежуточные характеристики для отдельных значений измеряемого давления. Почти все виды исследования скважин сопровождаются изменением давления в сторону повышения (снятие кривой восстановления давления) или понижения (кривая снижения давления, профиль давления по стволу скважины при передвижении прибора от забоя к устью). Тогда по кривым, построенным для характеристик прибора с известными петлями гистерезиса, 62 зная направление изменения давления, можно подбирать для обработки результатов соответствующий участок этих кривых.

Читайте также:  Найдите мощность излучаемого света

Источник