Вариант 1

1. Коллекторские свойства поровых и трещиноватых коллекторов

Коллекторские свойства поровых коллекторов(параметры):пористость,проницаемость, гранулометрический состав, удельная поверхность.

Проницаемость абсолютная (физическая) – проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при следующих условиях:

А). Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.

Б). Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

Проницаемость фазовая (эффективная) – проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы.

Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

. под ПОРИСТОСТЬЮ горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (V_пор), открытых и закрытых. _{- коэф. общей пористость}

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (V_сообщ) между собой пор.

Коэффициент эффективной пористости (m_эф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (V_{пор фильтр}), через которые идёт фильтрация.

m_п > m_o > m_эф

К оллекторские свойства трещиноватых коллекторов(параметры):трещиноватость, густота, раскрытость.

Трещиноватость-отношение объёма трещин Vт ко всему объёму V трещинной среды.

Густота-отношение полной длины li всех трещин, находящихся в данном сечении трещинной породы к удвоенной площади сечения f

Раскрытость- Ширина трещины

2. Особенности течения жидкости и газа в горизонтальном стволе.

в зависимости от режима работы, физико-химического состава жидкости в скважине со временем накапливается осадок.

1. С увеличением обводненности вероятность оседания осадка уменьшается.

2. С увеличением среднего диаметра частиц вероятность осаждения осадконакопления увеличивается.

3. С увеличением дебита вероятность оседания осадков уменьшается, скорость течения растет.

3. Стадии разработки месторождения.

П е р в а я с т а д и я (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд. В т о р а я с т а д и я (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии. Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Ч е т в е р т а я с т а д и я (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.