Построение модели неоднородного пласта

Принимают, что значение проницаемости по пласту распределяется случайным образом. Построение модели неоднородного пласта осуществляют в следующей последовательности:

1. Во всех скважинах проводят промыслово-геофизические исследования по всему вскрытому разрезу пласта.

2. По отдельным скважинам путем сопоставления данных исследования керна строят график зависимости пористости, проницаемости, нефтенасыщенности от промыслово-геофизических параметров (кажущегося электрического сопротивления, потенциала собственной поляризации, двойных разностных параметров гамма-метода и нейтрон-гамма метода и др.), т.е. проводят так называемое «обучение» геофизики по керну.

3. Используя эти графические зависимости, по данным геофизических исследований всех скважин определяют количественные значения k,m,s для каждого интервала пластопересечения. Полученные результаты представляют в виде базы геолого-геофизических параметров пласта.

4. Весь диапазон изменения проницаемости делят на конечное число интервалов ∆k_i= k_i+1-k_i. По базе данных для каждого интервала вычисляют суммарную нефтенасыщенную толщину интервалов пласта h_i, имеющих проницаемость

k_i ≤ k < k_i+1.

5. Результаты записывают в виде таблицы (табл. 1.3)

6. Находят общую толщину

h=∑h_i.

7. Выражают суммарную нефтенасыщенную толщину прослоев каждого интервала в долях от общей толщины

.

8. Строят гистограмму распределения в зависимости от изменения проницаемости

9. Принимают полученную гистограмму проницаемости за вероятностно-статистическую плотность распределения и для нее подбирают соответствующую аналитическую зависимость.

22.Свойства горных пород и пластовых флюидов

Определяются по данным ГИС и других исследований. Основные коллекторские свойства породы:

• гранулометрический состав;

• пористость;

• распределение пор по размерам;

• удельная поверхность порового пространства;

• проницаемость;

• коэф-т сжимаемости;

• теплофизические свойства.

Гранулометрический состав – содержание в породе зёрен определённых размеров в процентах от общего числа зёрен. Наименьшая фракция – 0,05 мм.Коэффициент пористости, гранулометрический состав и форма зёрен позволяют судить о строении порового пространства. Удельная поверхность породы – это отношение площади поверхности пор к объёму пласта. Для высокопроницаемых коллекторов это составляет 500–1000 см²/см³, иногда 10000–30000 см²/см³. Коэффициент сжимаемости породы. Любой пласт – упругое тело, деформирующееся под действием давления. Величина деформации горных пород небольшая. Для малых деформаций упругих тел справедлив закон Гука:

Сжимаемость нефти зависит от её состава и количества растворённого газа.

Сжимаемость породы зависит от размера пор и её скелета. На скелет породы действует горное давление с одной стороны, а с другое – пластовое давление жидкостей.

где Р_г – горное давление;

_ср – ср. удельный вес вышезалегающих горных пород;

Н – глубина залегания пласта;

Р_пл меняется, а P_г считается постоянным.

В процессе разработки пластовое давление снижается, а значит, что давление действующее на скелет породы увеличивается.

Проницаемость – это фильтрационный параметр, характеризующий способность пласта пропускать жидкость или газ.

Пьезопроводность – скорость перераспределения давления в упругом пласте. Изменяется от 1,2 – 3 м²/с

Вязкость нефти характеризует силу трения между слоями жидкости.

В нефти имеется растворённый газ. В связи с этим есть давление насыщения (разгазирования) – давление при котором газ выделяется из нефти.

Объёмный коэффициент – это отношение объёма жидкости (нефти) в пластовых условиях к объёму нефти в поверхностных условиях после её дегазирования. Он всегда больше 1.