8.10. Природные режимы Н и Г залежей. Факторы, определяющие формирование режимов.

Режимом наз-ся хар-р проявл-я преобладающего вида пласт. эн-и, продвигающей н. и г. по пласту к забоям скв-н и зависящей от прирсл-й и мероприятий по воздействию на пласт.

Источники пластнергии в Н и Г. залежах следующие: 1) напор краевых вод; 2) упругие силы Н., Г, В и породы; 3) расширение Г., растворенного в нефти; 4) давление сжатого Г (газ.шапки нефтегазовых и газонефтяных залежей, газ. залежи); 5) сила тяжести; 6) закачка воды, газа, воздуха в процессе разр-ки н. залежей. Проявл-е этих сил обусловливается хар-ром подземного резервуара, этапом и формой залежи, колл-ми св-ми, составом и соотношением флюидов в залежи, удаленностью залежи от области питания пласт. вод, усл-ми разр-ки залежей

Режимы для нефтяных залежей:

1.жесткий водонапорный;

2.упруго-водонапорный,

3.газонапорный (режим газовой шапки);

4.режим растворенного газа;

5.гравитационный.

Для газовых залежей:

1.газовый (режим расширяющегося газа);

2.газо-упруго-водонапорный;

3.газоводонапорный.

Хар-ка режимов нефт. залежей

1) Водонапорный режимт- это режим залежи, при к-ом н. или г. перемещаются в пласте к забоям скв-н под воздействием гидростатического напора

Основной источник пластнергии - напор краевых или подошвенных вод. Постоянство плавл. обуславливают многие геол. и гидрогеол. факторы:

1.хорошая сообщаемость между обл-ью питания и н. залежью;

2.близкое расположение залежи к обл. питания (15-25 км);

3.большая разница в гипсометрических отметках  между обл. питания и н. залежью;

4.высокая фильтрационная хар-ка пласта-коллектора (прон-ть достигает 1Д=1,02 10-12   м2);

5.отсутствие тектон-их нарушений и зон фациального замещения.

Коэф. н-отдачи при таком режиме достигает 0,7-0,8. При такой н-отдаче достигаются оптимальные темпы отбора, по скв-ам наблюдаются устойч. дебиты Н., получаемые фонтанным способом.

2) Упруго-водонапорный режим- это режим залежи, при к-ом УВ-ы вытесняются из скв-ны под действием напора краевой воды. Основной источник пласт. энергии - упругие силы воды, нефти, г.п.

Зависят от различных геологопромысл. факторов:

1.значительного удаления н. залежей от обл. питания;

2.наличия фациальных замещений в пласте-коллекторе;

3.наличия разрывных нарушений в пределах пласта;

4.незначительной разницы в гипсометрических отметках обл. питания и н. залежи;

5.низкой фильтрационной хар-ки пласта-коллектора (невысокие прон-ть, гидропроводность, подвижность, пьезопроводность).

Коэф. н-отдачи достигает лишь 0,4-0,7. Дебиты Н по скв-ам постоянно понижаются. С целью предотвращения падения пл. давл. и стабилизации отборов н. в залежах с этим режимом д.б. разработаны меры по поддержанию пл. давл. путем закачки в., г. и воздуха в пласт.

3) Газонапорный режим-режим залежи, при к-ом н. вытесняется в скв-ны под действием напора сжатого газа, находящегося в виде газ. шапки. Основной источник энергии - напор газа, содержащегося непосредственно в газ. шапке, а также упругость г., раствор-го в н.

Эффективность проявл-я газонапорного режима опр-ют различные геологопром. факторы:

1.отсутствие фациальных замещений в прод. пласте;

2.отсутствие разрывных нарушений в пределах залежи;

3.значительная высота газ. шапки;

4.высокая фильтрационная характеристика залежи прод. пласта;

5.большие углы падения пород;

6.небольшая вязкость н.

Конечная нефтеотдача при этом режиме достигает 0,5-0,7.

4) Режим растворенного газа-такой режим, при к-ом давл. в пласте снижается ниже давласыщения, г. выходит из раствора, и пузырьки газа, расширяясь, вытесняют н. к скв. Основной источник энергии - упругость растворенного в нефти газа. Этот режим обычно проявл-ся в залежах, к-ые хар-ся низкой гидродинам. связью между н. и законтурной частями.

Для достижения более высоэф. н-отдачи применяют различные методы поддержания пл. давл., н/р, закачка в. в приконтурную часть залежи, площадное и внутри контурное заводнение. Довольно часто в залежь закачивается газ, отбираемый совместно с н., а также воздух.

5) Гравитационный режим-режим при к-ом н. вытесняется в скв-ны под действием силы тяжести самой н.

Основной источник энергии - действие силы тяжести.. Выделяют два вида гравитац. режима: а) напорно-гравитац.; б) гравитац. режим со свободным зеркалом н.

Напорно-гравитац. режим обычно фиксируется в тех залежах, к-ые приурочены к высокопрониц. пластам с довольно большими углами падения, что способствует продвиж-ю н. к их пониженным участкам. Обычно при этом режиме коэф. н-отдачи достигает 0,3-0.4,

2-ой вид режима –со свободным зеркалом нефти, набл-ся в пологих пластах, к-ые хар-ся низк.колл-ми св-ми, значительной фациальной изменчивостью и небольш. углами падения. Коэф. н-отдачи обычно небольшие, от 0,1 до 0,2. Н-отдача в этом случае зависит от колл-их св-в пласта, вязкости н., плотности сети доб. скв-н.

Режимы газовых залежей

График динамики разработки газовой залежи: линии:

1-7 - газовый режим,

1-2-3-4'-5'-6' газо-упруго-водонапорный режим,

1-2-3-4''-5''-6''-7'' - газоводонапорный режим.

 

1) Газовый режим-режим, при к-ом приток г. к забоям доб. скв-н обусловливается потенциальной энергией давл-я, под к-ым находится г.

Основным источником энергии явл-ся упругое расширение сжатого в залежи газа. Он может проявл-ся в литол.-, стратиграф.- и тект.-экранированных залежах. Основное отличие газ. режима от других режимов газ. залежей в том, что снижение пл. давл. здесь всегда пропорционально отбору газа.

Получаемая при газ. режиме кривая завис-ти давл-я - отбор будет прямой линией. Экстраполяция этой линии до пересечения с осью абсцисс позволит определить начал. промышлапасы Г.

2) Газо-упруго-водонапорный режим-режим, при к-ом основными силами, продвигающими Г к забою доб. скв-н, явл. упругие силы как пл. воды, породы, так и самого расширяющегося газа.

Хар-ны низк. прон-ть значительное фациальное замещение пласта, слабая гидродинам. связь между газ. и законтурной частями пласта, значительная удаленность обл. питания от залежи.

На первых этапах разр-ки в залежи устан-ся газ. режим, т.к. пл. давл. снижается незначительно, что не способствует проявлению упругих сил в залежи.

В рез-те снижения пл. давл. в залежи создаются усл-я для проявл-я упругих сил пласта и воды. При этом начинает медленно подниматься ГВК. Но напор, возникающий за счет проявления упругих сил, не сможет компенсировать снижение пластавл. в залежи. Снижение пласт. давл. при этом будет зависеть как от текущего, так и от суммарного отборов г. Т.о., первыми признаками проявл-я этого режима явл-ся; 1) подъем ГВК, 2) снижение пл. давл.

Коэф. газоотдачи при этом режиме от 0,7 до 0,85.

3) Газоводонапорный режим-режим, при к-ом основными источниками энергии, продвигающей газ к забоям доб. скв-н, являются активный напор пл. (краев. и подошв.) вод, а также расширение находящегося в залежи г.

В начальный период разр-ки в залежи вначале проявляется Г-ый режим. Продолжительность его зависит в основном от фильтрац. харак-к залежи и степени активности пл. воды. Первыми признаками проявления этого режима будут: 1) быстрый подъем ГВК; 2) медленное понижение пл. давл.

Сравнивая вел-ну удельных отборов Г на 0,1 МПа при Г-ом, газо-упруго-в-напорном и г/в-напорном режимах, можно отметить, что при описываемом режиме кривая давление-отбор харак-ся еще большей кривизной. Конечный коэф. г-отдачи достигает 0,9.

 

7.9. Способы раздельного опр-ния коэфф-ов нефте- и газонасыщенности коллекторов в случае их трехфазного насыщения по данным ГИС.

Объект исслед-я: нефтегазонасыщенная порода с Ков, Кг и Кн.

1.     методика объемной влажности (W)

устанавливаем завис-ть ρп=f(W) в пределах конкретного геол.объекта. Далее W=КпГИС*Кв

2.     определяем содержание Н и В в породе

по данным ИК можно опр-ть суммарное водородосодержание пород (ωΣ).

ωΣ=Кп*Квпн+ωтв.ф

Концентрация водорода в нефти и в воде примерно равна.

ωтв.ф опр-ся по завис-тиωтв.ф=f(αПС).

По ∆ωтв.ф можно опр-ть нейтронную пористость породы.

Кп,nΣ-∆ωтв.ф

Кп,nп*Квпн=W+ξн

3.  

4.  

5.   Кг=1-Кв-Кн

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.9. Качественная оценка перспектив нефтегазоносности. Количественная оценка прогнозных, потенциальных ресурсов нефти и газа на разных стадиях изученности.

Качественная оценка перспектив нефтегазоносности осущ-тся на основе анализа критериев нефтегазоносности и районирования тер-рии по степени перспективности (высокоперспективные, перспективные малоперспективные и бесперспективные) и заканчивается составлением карт перспектив нефтегазоносности.

Выделяются объекты прогноза, описываются, сравниваются с похожими, но хорошо изученными бурением, делается заключение о перспективности. По мере изученности переходят к колл-ой оценке

Количественная оценка перспектив нефтегазоносности – это опр-ние вел-ны, пространственного размещения и внутренней стр-ры ресурсов нефти, газа и конденсата (оценка D1 и D2). Основными этапами количественного прогноза явл-ся:

-   выбор модели и метода прогнозирования

-   установление на материалах эталонов количественных завис-тей м/у прогнозируемыми хар-ками и измеренными хар-ками

-   дифференциальная и интегральная оценка ресурсов объекта прогноза по установленным зависимостям;

-   геологическая интерпретация результатов прогноза с определением доверительных интервалов или кривых распределения вероятностных оценок, а также общей степени их достоверности.

Существует ряд методов для решения этих задач:

1. Метод сравнительных геологических аналогий (опр-ние удельных плотностей запасов на единицу площади или объема, при этом сходство м/у эталоном и расчетным участком называется коэфф-том аналогии). К этому методу можно причислить объемно-статистический, объемно-балансовый и методы многомерного математического моделирования (регрессионный анализ, метод распознования образов и др.). Этот метод явл-ся вероятностным.

В итоге строится карта плотностей и плотность умножается на площадь.

2. Объемно-генетический (заключ-ся в оценке общего объема УВ. эмигрировавших из нефтегазоматеринских толщ, и потерь УВ в процессе их миграции и акумуляции).

3. Прогноз на основе установления завистей м/у показателями динамики и хар-ками процесса освоения ресурсов (т на основании данных разр-ки, использ-ся завис-ти типа добыча-время, запасы-время и т.д.).