13. Границы по процедуре выделения:

-резкостные (естеств-ые геол.границы, которые отмечаются по резкой смене физический св-в, петр.стр-ры ит.д.)

-дизъюнктивные (…связанные с разрывом сплошности геол-го простр-ва)

-условные (пов-ть, линия или точка принимающая фиксированные значения)

-произвольные (не связаны с распр. св-в пород, зависят от поставленных задач)

14. Детальная корреляция –сопоставление продуктивной части разрезов скв. в целях выделения одноименных пластов и прослеживания границ их залегания по площади и построению в виде карт, профилей, схем и т.д. статической модели, отражающей строение продуктивной части разреза. 3)детальная (для продуктивной части разреза, осн. задача –обеспечить построение модели, адекватной реальному продуктивному горизонту)

Корреляция: 1)региональная (для отдельного региона); 2)общая (на ранних стадиях); 3)детальная (для продуктивной части).

15. Репер –достаточно выдержанный по площади и по толщине пласт, литологически отличающийся от выше- и нижележащих пород и четко фиксируемый на диаграммах ГИС.

16. Геол.неоднородность –изменчивость, природных хар-ик НГнасыщеных пород в пределах залежи. Макронеоднородность –хар-ет распределение в залежи коллекторов и неколлекторов (изучают по вертикали и по простиранию). Микронеоднородность –изменчивость в пределах залежей фильтрционно-емкостных св-в п.к., насыщенных УВ –проницаемости, пористости, нефтенасыщенности.

17. Макронеоднородность позволяет решать след. задачи при подсчете запасов:

-моделировать форму сложного геол-го тела.

-выявлять участки повышенной толщины коллекторов.

-определять целесообразность объединения пластов в единый эксплуатационный объект.

-обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скв.

-прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработкой.

-перенос опыта разработки ранее освоенных объектов.

Микронеоднородность позволяет:

+определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород.

+прогнозировать характер и темп включения в работу различных частей залежи и соотв-но процесс обводнения скв. и добываемой продукции из залежи в целом.

+оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки не вовлеченные в разработку, и обосновать мероприятия по улучшению использования недр.

18. Количественные показатели макронеодн-ти:

-коэф-т расчлененности, показывающий среденее число пластов (ni) коллекторов в пределах залежи: Kp=(СУММni)/N, где N- число скв.

-коэф-т песчанистости, показывающий долю объема коллектора в общем объеме залежи. K=[СУММ(hэф./hобщ]*i/N.

-коэф-т литологической связности, оценивающий степень слияния коллекторов двух пластов. K=Fсв/Fк, где Fсв –суммарная площадь участков слияния, Fк –пл. распростр. коллекторов в пределах залежи.

-коэф-т сложности границ K=Lкол/П, где Lкол –суммарная длина границ участков с распространением коллекторов, П –периметр залежи.

-коэф-ты хар-щие зоны распростр. коллекторов с точки зрения вытеснения их из нефти: Kспл=Fспл/Fк; Kпл=Fпл/Fк; Kл=Fл/Fк, где K –коэф-ты сплошного распространения коллекторов, полулинз и линз, F –площадь зон сплошного распространения, полулинз и линз. Сумм(K)=1.

19. Гидростатическое давление - это давление, равное весу столба подземных вод, фактически присутствующих в породах разреза, над точкой измерения пластового давления до поверхности Земли. Гидростатическое давление также является фиктивной физически величиной: равновесия в подземных флюидах не бывает, поэтому пластовое давление никогда не равно гидростатическому. Однако в условиях равнинного рельефа местности и конвекционного течения эти величины достаточно близки и их сравнение оказывается удобным приемом для выделения вариаций давления, связанных с действием компрессионных факторов.

20. Горное давление -давление вышележащих пород. Является суммарным действием геостатического и геотектонического давления (за счет тектонических процессов).

21. Пьезометрический уровень -установившийся в скважине уровень ж-ти, соответствующий пластовому давлению. Пьезометрическая поверхность -пов-ть проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы.

22. Пластовое давление –давление при котом в пласте находится пластовая ж-ть, т.е. равно высоте столба пластовой ж-ти в свк. При установлении статического равновесия с системе пласт-скважина: Pпл=pgh.

Гидростатическое пластовое давление (ГПД) –давление в пласте-коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону регионального погружения.

23. Сверхгидростатическое пластовое давление (СГПД) –давление при gradp>0,013 (вертикальный градиент). Причина: повышенное кол-во воды, скорость ее притока больше скорости оттока. Хар-но для элизионных водонапорных систем (напор за счет выжимания вод) и пластов, залегающих на больших глубинах между мощными толщами глинистых пород. Образование СГПД связывают так же с уплотнением пород в рез-те цементации, с освобождением доп. объема воды при переходе монтмориллонита в иллит, с тепловым расширением воды и др. процессами протекающих в недрах земли.

24. Водонапорная система –система гидродинамически сообщающихся между собой пластов-к. и трещинных зон с заключенными в них напорными водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения подземных вод. Три основных элемента: область питания, обл-ть стока, обл-ть разгрузки. Водонапорные системы подразделяют на: инфильтрационные (gradp 0,008-0,013 МПа/м) и элизионные (gradp >0,013).

25. Инфильтрационные воды –системы, где Pпл ~ Pгидростатич. Начальное пластовое давление возрастает пропорционально увеличению глубины залегания.

Элизионные воды –системы со СГПД, напор создается за счет выжимания вод из вмещающих пласты-коллекторы уплотняющихся осадков и пород и частично за счет уплотнения самого коллектора под влиянием геостатического давления, возрастающего в процессе осадконакопления или в рез-те геодинамического давления при тектонических напряжениях.

26. Геотермическая ступень –расстояние в метрах, при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1 градус. G=(H-h)/(T-t), где t-среднегодовая температура пов-ти, h- глубина слоя с постоянной t.

Геотермический градиент –характеризует изменение температуры при изменении глубины на 100 м. Г=(T-t)*100/(H-h); Г=100/G.

Знание геотермического градиента важно, т.к. физическое состояние и св-ва нефти резко меняются с изменением темп-ры, а следовательно и меняется способность нефти двигаться по пласту к забоям скважины.

27. Природный режим залежи –совокупность естественных видов энергии, которые обеспечивают перемещение Н/Г в пласте к забоям добывающих скважин.

Режимы: упруговодонапорный, жестководонапорный, газонапорный (шапка), режим растворонного газа, гравитационный режим, а так же газовый и упроговодогазонапорный.

Природный режим залежи определяется главным образом геологическими факторами: хар-кой водонапорной системы, геолого-физической хар-кой (термобарические условия, фазовые состояния УВ), условиями залегания и св-вами п.к., степенью гидродинамической связи залежи с водонапорной системой.