6.Понятие о кондиционных значениях фес.

Для того чтобы разделить коллектор на промышленный и непромышленный необходимо обосновать минимальные – граничные значения пористости и проницаемости, при которых коллектор еще способен отдавать флюид. Такие граничные ФЕС называются кондиционными.

Существует несколько способов определения кондиционных значений свойств коллекторов:

1. по величине удельного дебита скважины

Для этого определяется удельный коэффициент продуктивности скважины – q_уд , равный q _уд= q_н / h_эф· Δp, где q_н – суточная добыча нефти в скважине, т/сут, h_эф –эффективная мощность пласта, м, Δp – перепад давления (пластовое-забойное).

Затем по лабораторным исследованиям керна определяют коэффициенты открытой пористости и проницаемости – k_оп и k_пр.Строят зависимости между k_пр (так как его определить легче) и удельным коэффициентом продуктивности скважины q_уд.

k_пр

k_прк

q_уд q_н

На графике определяют такую величину удельной продуктивности скважины, при которой ее эксплуатация экономически рентабельна. Для этой величины по графику определяется величина k_прк которая и будет кондиционной (минимальной).

Для этих же скважин строят графики зависимости пористости от проницаемости и определяют кондиционное значение пористости

k_оп

k _опк

k_прк k_пр

Определение кондиционных значений позволяет выделить в залежи зоны распространения промышленно-значимых и непромышленных коллекторов (у которых ФЕС ниже кондиционных пределов). Зная это, все коллектора можно условно разделить на высокопродуктивные и низкопродуктивные. Это необходимо при проектировании разработки (при выборе способа заводнения, плотности сетки скважин) а также при подсчете запасов.

2. По геофизическим характеристикам (метод двух опорных пластов – по кривой ГК)

Цель: выделение пластов коллекторов (определение их толщины), имеющих кондиционные значения пористости.

Величину Ко.п. в терригенных коллекторах можно определить по методам ПС и ГК. Эти методы позволяют определить глинистость разреза, а между глинистостью и пористостью установлены значимые корреляционные связи:

k_оп =f (C_гл),

Для определения Ко.п. по методу ГК используется зависимость между глинистостью и естественной радиоактивностью горных пород, по которой определяется двойной разностный параметр:

Iγ^пл - Iγ^min

Δ Iγ = -----------------

Iγ^max - Iγ^min

7. Понятие о неоднородности.

Неоднородность пластов – это изменчивость форм залегания, коллекторских свойств в пределах одного горизонта или всего эксплуатационного объекта. Геологическая неоднородность оказывает существенное влияние на характер перемещения флюидов при разработке, на первоначальное распределение запасов по площади залежи, поэтому ее изучение необходимо для обоснования рациональной системы разработки и подсчета запасов. Существует несколько подходов в оценке неоднородности пластов:

Классификация неоднородности по Дементьеву (при этом подходе залежь рассматривается в системно-структурном виде):

1. Ультра-микро-неоднородность – характеризует неоднородности коллектора по размерам минеральных зерен породы, как правило размеры частиц нефтесодержащих пород изменяются в пределах 0,01-1 мм, изучение данного типа неоднородности особенно необходимо при исследовании процессов вытеснения нефти на поровом уровне.

2. Микро-неоднородность – показатель изменчивости геолого-физических свойств коллектора (литологический тип, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и др.).

3. Мезо-неоднородность – неоднородность в распространении на площади залежи коллекторов с разной продуктивностью, позволяет выделить работающие и неработающие пропластки и контролировать передвижение ВНК.

4. Макро-неоднородность – показывает неравномерность распределения по площади залежи коллекторов и неколлекторов, позволяет выделить зоны выклинивания, замещения коллектора, определить форму и тип залежи.

5. Мета-неоднородность – характеризует степень изменчивости крупных частей залежи по характеру насыщения, позволяет решать вопросы о системе размещения скважин, о целесообразности выделения эксплуатационных объектов.

Классификация неоднородности Чоловского. Он выделяет 2 вида неоднородности:

1. Макро-неоднородность – пространственное распределение коллекторов и неколлекторов в объеме залежи, разделяет на 2 вида:

   • По толщине пласта (вертикальная неоднородность) – проявляется в случае присутствия в разрезе нескольких продуктивных пластов, причем в разных участках залежи их количество может быть разным.

   • По простиранию пласта (площадная неоднородность) – проявляется в изменчивости нефтенасыщенных толщин вплоть до нуля и наличий зон выклинивания.

Графическое представление – по толщине (на геологическом профиле или схеме корреляции), по простиранию (по картам распространения коллекторов и карты толщин (изопахит)).

б) Микро-неоднородность – показатель изменчивости ФЕС коллекторы в пределах залежи. Выделяют неоднородность: по пористости, по проницаемости, по нефтенасыщенности. По проницаемости выделяют: зональную неоднородность, которая описывает изменчивость проницаемость по площади, и слоистую неоднородность – описывает изменение проницаемости по разрезу. Графически можно представить в виде карт пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, а также карт распространения коллекторов с разной степенью продуктивности.

Изучение неоднородности позволяет:

При проектировании разработки и подсчете запасов: 1. Моделировать форму залегания коллекторов; 2. Конкретизировать места слияния пластов как возможные зоны перетока флюидов; 3. Определить целесообразность выделения эксплуатационных объектов; 4. Обосновывать эффективное расположение добывающих скважин на залежи.

В период разработки залежи: 1. Квалифицированно планировать и проводить мероприятия геолого-промыслового контроля; 2. Детально оценивать охват залежи процессом дренирования (бурения); 3. Обоснованно реализовывать технологические мероприятия по увеличению эффективности разработки; 4. Выбирать опытные участки для проведения новых способов воздействия на пласты.

Качественные показатели неоднородности: Коэффициент песчанистости (К_п) – показывает долю коллектора в объеме пласта К_п=h_эф.н/h_общ. Коэффициент расчлененности (К_р) - показывает число проницаемых пропластков, слагающих продуктивный горизонт К_р=Σn/N, где Σn – число прослоев вскрытых скв, N – общее количество скв. Коэффициент распространения коллектора – показывает степень прерывистости в распространении пласта К_р.к.=S_к/S_общ.

8. Пластовое давление.

Начальное (природное) Рпл – это внутр. давление, при кот. нефть, газ и вода находятся в пустотном пространстве пород-коллекторов до начала разработки. Если скв. вскрыть нефт. пласт и снизить в ее стволе уровень промывочной жидкости (т.е. уменьшить давление), то в скв. из пласта начнет поступать нефть. Приток нефти прекращается в случае, когда столб нефти (жидкости) уравновесит Рпл (приток флюида из скважины возможен только в случае наличия депрессии – перепада давления между пластом и скважиной).

Поэтому величина Р пл определяется по высоте столба жидкости в скважине – Рпл= hg, h – высота столба жидкости, уравновешивающего давление; g – ускорение свободного падения; - плотность жидкости в скважине, кг/м³. Роль начального пластового давления

1. Определяет природный энергетический потенциал залежи

2. Влияет на фазовое состояние УВ в залежах, а значит условия добычи

3. Влияет на величины пористости и проницаемости коллекторов

4. Определяет технические условия разработки – конструкция скважин, технология бурения

5. Позволяет прогнозировать степень выработки запасов и темпов падения Рпл

6. Определяет время ввода системы ППД

Пластовое давление можно определить разными методами:

1. Прямые замеры с помощью глубинных манометров, спущенных в скважину на глубину середины интервала перфорации. Время выдержки – 10-20 минут. При этом недопустима утечка жидкости или газа через устьевую арматуру. Измеренное в скважинах давление пересчитывается на глубину ВНК.

2. Совмещенные замеры пластового и забойного давлений проводят при изучении скважин гидродинамическими методами

Рзаб. – это давление в работающей скважине на середине интервала перфорации при установившемся режиме ее работы. Для измерения забойного давления (в фонтанирующих добывающих или в нагнетательных скв.) манометр выдерживают на забое работающей скважины, затем ее останавливают и давление в ней восстанавливается до какой-либо стабильной величины, которую и принимают за пластовое давление. Манометр пишет кривую восстановления давления. В скважинах механизированного фонда Рзаб измеряется через затрубное пространство.Забойное давление можно определить также путем пересчета глубины динамических уровней и устьевых давлений

3. Расчетные способы определения динамического давления:

• пересчет по величине устьевого статического давления

• пересчет по глубине статического уровня

Статический уровень – уровень жидкости, устанавливающийся в скважине после ее остановки и отражающий величину пластового давления в данной точке. Это абсолютная отметка до которой поднимается уровень жидкости в неработающей скважине.

Динамический уровень – уровень жидкости, устанавливающийся в работающей скважине при стабильной величине отбора, т.е., абсолютная величина от устья скважины на которой держится уровень жидкости.

Затрубное давление – статическое давление, замеренное на устье остановленной скважины, создающееся между стенками эксплуатационной колонны и насосоно-компрессорными трубами.

Буферное давление – замеренное на устье скважины внутри насосно-компресорных труб. Оно может быть статическим, т.е., замеренным в остановленной скважине – равное затрубному; а может быть динамическим – замеренным в фонтанирующей скважине.

Текущее или динамическое пластовое давление: А) в продуктивном пласте- давление на какую-либо дату разработки, устанавливающееся при стационарной работе всего фонда скважин

Б) в скважине – пластовое давление, замеренное в скважине находящейся под влиянием других действующих скважин

Карты изобар – карты равных пластовых давлений. Характеризуют изменение пластового давления по площади залежи, а также динамику его изменения во времени.

Основой для построения карт служит план расположения скважин на структуре. Для построения используются данные динамического (приведенного) пластового давления, замеренные в скважинах. Периодичность построения карт – 3-6 месяцев. Наибольшее влияние на изменение пластового давления в скважинах имеют величина отбора жидкости (нефть+вода) и объем закачки. Поскольку пластовое давление – это основная энергетическая характеристика залежи, определяющая эффективность процесса извлечения УВ СЫРЬЯ, то контроль за пластовым давлением посредством построения и анализа карт изобар – одно из важнейших геолого-промысловых мероприятий.

С помощью карт изобар можно:

• оценить энергетическое состояние залежи (т.е., эффективность закачки, темпы отбора)

• контролировать перемещение контуров нефтеносности

• определять степень связи залежи с законтурной областью

• определять направление фильтрационных потоков

• прогнозировать темпы изменения величины пластового давления в залежи

• принимать решения о совершенствовании или изменении системы разработки

9. Пъезометрический уровень. Величина Р_пл опр-ся по высоте столба жидкости в скв. Р_пл=ρgh, В нефтепромысловой практике Р принято опр в МПа. P_пл=ρh/102. Различают Рпл абс и приведенное. h₁ h₁ – пьезометрический напор, h₂ – пьезометрическая высота, z – расстояние от середины пласта до

у словной плоскости.

Пьезометрический уровень – уровень жидкости в скв, соответствующий величине Р_пл. Пьезометрические уровни, проведенные во всех скв, образуют пьезометрическую поверхность. Давление, соответствующее пьезометрическом напору (h₁), называется приведенным, т.е. пересчитанным на абс. отметку ВНК. Давление, соответствующее пьезометрической высоте (h₂), называется абсолютным пласт Р. Поскольку скв вскрывают пласт на разных гипсометр-х отметках, то приведенное Р_пл считается в соответствии с поправками.

P _{пл.прив}=P_{пл.замер}±zρ/102,

в скв 1,2 поправка вычитается, в скв 3 поправка прибавляется.

Горное Р – создается суммарным действием на породы геостат и геотектонич давлений. Геостатическое Р – Р вышележащих пород (от поверхности З. до точки замера), зависит от ρ и от толщины пород. Геотектоническое Р – отражение напряжений, создаваемых в з.к. различными непрерывно-прерывистыми тектонич проц-ми. Горное давление – это давление в жестком каркасе пород (их матрице), оно передается к жид-м, газам, заполняющим пустотное простр-во пород. Гидростатическое давление – Р в пласте-кол-ре, создаваемое в рез-те гидростат. нагрузки пласт. вод. Это Р возрастает с увеличением глубины. Для оценки изменения Рпл в водонапор. системах использ. величину G=Рпл/Н, показ. перепад Р на ед. глубины, необходимый для опред-я сопротивления при движении Н ч/з пористую среду. При значении G>0,013 – АВПД. Его причины: большая глубина, закрытость водонапор. системы, выклинивающиеся кол-ра большой мощности.