8.6. Фильтр-ые св-ва пород-колл-ов.  Опр-ние кондиц-ых пределов прод-ых пластов.

Прониц-ть пористой среды опр-ся ее способностью пропускать ж-ть или газ при перепаде давления. Прон-ть зависит от размеров и формы открытых пор ГП и не зависит от св-в фильтруемых ж-ей или газов.

Коэф. прон-тилабор-ых условиях) ф-ла Дарси:

                   

Q - объемный расход ж-ти в единицу времени, м3/c; F - площадь сечения образца, м2; Δp - перепад давлений, создаваемый на торцах испытуемого образца, Па; L - длина образца, м; μ - абсолютная вязкость ж-ти, Па*с.

Абс-ая прон-ть - прон-ть пористой среды для газа или однородной ж-и при отсутствии физ-хим-ого взаимодействия м/у ними и пористой сре­дой и при условии полного заполнения пор среды газом или ж-тью.

Эффек. (фазовой) прон-тью - прон-ть пористой среды для данного газа или ж-ти при одновременном присутствии в порах другой фазы - жидкой или газообразной.

Отн-ная прон-ть выражается отношением эфф-ной (фазовой) прон-ти к однофазной прон-ти образца породы, ее в-на изменяется от 0 до 1.

Кондиционными пределами колл-их св-в наз. такие нижние пределы пор-ти, прон-ти, эф. толщины, при к-ых получаем промыш. притоки н. и г. из пласта.

Анализ данных для оценки кондиц-ых пределов начинается с иссл-ия первых разв-ых скв-н по объекту разработки. Сначала проводится опробование в скв-ах и опр-ся влияние того или иного колл-ра на продуктивность скв-ны

Основным критерием пород при определении кондиц-ых св-в явл. удельный коэф. продуктивности (q=Q/H*DP). После его определения и по лаб-ым данным пор-ти и прон-ти строят графики зависимости q от проницаемости. На основании данных о пределах вел-ны уд. коэф. прод-ти, при к-ом эксплуатация экономически рентабельна, по графику опр-ют соотв-щую вел-ну прон-ти. Такая же последовательность действий при определении кондиционного значения открытой пористости (графики зависимости открытой пор-ти от прон-ти).

1) По рентабельному дебиту находится кондиционное значение прод-ти (q-уделоэф.прод-ти).

                        1)                                            2)

                           3)

2) Уделоэф.прод-ти увязывается с КПР, оценивается нужное значение прон-ти. Все значения находящиеся ниже отбрасываются.

3) По ниж. значениям КПР опред. ниж. значения КП. Все значения КП находящиеся ниже отбрасывается

По всем этим связям устанавливаются кондиционные значения.

Для всех зависимостей берется αСП в экспл. скв( т.к. керна нет)

 По керну  конд. знач. эф. мощности: НК.ЭФ.ЭФ.αСП

αСП = ПС изуч. пласта / ПС опорного пласта.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7.5 Опр-ние эфф-ной н/г-насыщенной толщины колл-ов по данным ГИС

1.     ИК, ПС

В основе лежит завис-ть: αПС=aП+b

                                           δП=Wn*δВ

В случае водонасыщолл-ра: КВ=1;

WПВП – объемная влажность

δВП=КПn*δВ с увел-ем Кп увел-ся αпс и δвп

Для водонасыщолл-ра характерно противофазное поведение ПС и ИК

Для продукасти: Кв<1, δНП<<δВП, Wn<<КПn

Для продукасти характерно однофазное поведение ПС и ИК

2.     по ρПкрит, к-ое опр-ся по выборке испытанных пластов. Для этого составляем распределение для двух классов коллекторов, давших при испытании нефть или газ и чистую воду.

Н или Г

 

В

 
                      F

ρп, Ом*м

ρПкрит

Fчастота встречи объектов в заданном диапазоне.

Значение ρПкрит харак-ет границу м/у продуктивными и непродуктивными коллекторами.

Этот способ испол-ся только на стадии завершения разведки м-я.

3.     по сопоставлению ρП=f(αпс), построенному с учетом результатов испытаний. Испол-ся, когда м-е переходит из стадии разведки в стадию экспл-ции.

Кв*

 
                             ρп, Ом*м

Кв**

 
αпс

                                     αпсгран

Увел-ся αпсувел-ся Кпумен-ся сопротивление

4.     если изучаемый геолбъект представлен однотипными коллекторами, достаточно располагать усредненной завис-тью Рн=f(Кв), полученной по образцам изучаемого коллектора, и двумя кривыми относительной фазовой прониц-ти по нефти и воде для данного коллектора. Если известно Кв* и Кв**, то наносим на кривые относительной фазовой прониц-ти. Эти знач-я соотв-ют измен-ю хар-ра притока от чистой Н к смешанному притоку и от смешанного притока к чистой В.

                                     Кв*  Кв**

 

Кпронн                  Кпронв

  Кв*      Кв**

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.5.Термобарические условия, их влияние на формирование залежей н и г.

Термобарические условия харак-ет прежде всего температура и давление, совместное их действие – обуславливает процесс образования нефти и газа.

Температура явл-ся необходимым усл-ем всех геол-их процессов, в т.ч. генерации УВ. Вычисляются такие пар-ры: геотермический градиент - изменение тем-ры на 100м. Геотермическая ступень – к-ая показывает через сколько м изменяется тем-ра. Тепловой поток - произведение геотермического градиента и теплопроводности пород, измеряется Вт* м2. Тем-ра влияет на интенсивность генерации УВ из ОВ, ускоряет все процессы, влияет на коллекторы. Для формирования нефти благ-ым явл-ся t=70-900C, хотя процесс нефтеобразования начинается с t=45-500С и идет до 1600С.

Температура влияет на все реакции (чем выше темп-ра, тем быстрее переход колл-ра в неколл-р), также темп-ра обусла-ет скорость реакции. Процессы н-образования набл-тся в н.в. до глубины 6000км (по сверхглубоким скв-ам).

Давление. Нач-ое пл.давление РПЛАЧ - Р в нефтяной газовой залежи, к-ое фиксируется при вскрытии в-носных, н-носных, г-носных пластов. Геостатическое Р (горное) – Р веса вышележащих ГП, ведет к уплотнению пород. Геотектоническое Р – Р создаваемое при деформации ГП. Гидростатическое Р - Р создаваемое весом столба ж-ти. Рпл приблизительно равно Ргидростат.    Рпл =  Hgводы/10   Мпа

Важным фактором является опр-ние какое давление в залежи: АВПД или АНПД. Наличие АВПД – ведет к сдвигу реакции образ-ния н., т.е. преобладающей генерация жидких УВ. АВПД ведут к разуплотнению породы и появлению на больших глубинах первичной пор-ти и прон-ти. Причины АВПД: высокое геост-кое Р, низкое гидростат-кое Р, наличие связи с вышележащими пластами имеющими высокое Рпл,  подъем залежи с высоким Рпл на более высокие гипсометрические отметки за счет тектон-их движений либо опускания либо поднятия земной поверхности. АВПД способствует раскрытию трещин, разуплотнению пород, улучшению колл. св-в, но с ним трудно бурить.

Приведенное Рпл - Рпл приведенное к какой-либо плоскости (как правило к ВНК) для изучения движения УВ.

Для оценки перспектив нефтегазоносности строятся карты давлений горных, приведенных – определяется направление движения вод (важно для поиска ловушки), отношения Рнач/Рпл – чем выше, тем перспективнее для поиска газа. Замеры давлений проводятся манометрами, опускаемые в скважину.

В З.С. преобладает гидростатическое давление.