ЭКЗАМЕН ГНПГ!!!!!!!. 1. нгпг как наука, предмет ее изучения
 Скачать 3.34 Mb.
|
|
43 Относительная проницаемость. Диаграммы относительных проницаемостей. Относительная проницаемость Кпр.о породы называется отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолютной. Экспериментально исследован характер потоков с разным сочетанием фаз. Результаты исследований показана на графиках ( зависимости относительных проницаемостей от изменяющейся в процессе разработке степени насыщенности пустотного пространства разными факторами)  Из приведенных графиков видно, что с ростом обводненности пластов эффективная (и соответственно относительная проницаемость ) нефти и газа снижается. Анализ графиков позволяет сделать выводы о закономерностях притока нефти, газа, воды в скважины, что используется при проектировании систем и динамики показателей разработки и решении других задач добычи нефти и газа. Кпротн = Кпрф/Кпраб 44 Геологическая неоднородность продуктивных горизонтов. Под геологической неоднородностью продуктивных пластов понимают изменчивость формы залежи и физических свойств коллектора в пределах продуктивного пласта. Оказывающую существенное влияние на распределение запасов УВ в пределах залежи и условной их выработки. В нгпг выделяют макронеоднородность – отражает морфологию залегания пород коллекторов в объеме залежи, пространственное распределение. выделяют два вида макронеоднородности: а) по вертикали – расчлененность продуктивного горизонта на отдельные разобщенные пласты и прослои; б) по простиранию – отражает прерывисто отдельные пласты – коллекторы. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля т.е. наличие зон отсутствие коллекторов. 45 Макронеоднородность продуктивных пластов. Методы ее изучения. Макронеоднородность – отражает морфологию залегания пород коллекторов в объеме залежи, пространственное распределение. выделяют два вида макронеоднородности: а) по вертикали – расчлененность продуктивного горизонта на отдельные разобщенные пласты и прослои; б) по простиранию – отражает прерывисто отдельные пласты – коллекторы. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля т.е. наличие зон отсутствие коллекторов. При изучении макронеоднородности используется материалы ГИС, детальные корреляции. Макронеоднородность отображается графическими построениями и количественными методами. Количественными методами определяется через ряд коэффициентов - коэффициент расчлененности Кр среднее число коллекторов в разрезе скважины ni - число прослоев коллекторов. N – число скважин Кр = Σ(ni)/N. Кпесч показывает долю объема коллектора в объеме залежи Кпесч = Hэф/Hобщ Кпесч = Σ(Hэфi)/ Σ(Hобщi) Σ(Hэфi) – всех проницаемых прослоев во всех скважинах Σ(Hобщi) – общая толщина горизонта Кпесч = Σ(hэфi/hобщi)/N Макронеоднородность по площади коэффициента связанности: Ксв. = Fсв/Fколл. Fсв – площадь участков слияния; Fколл – площадь коллекторов. Для изучения геологической неоднородности с точки зрения вытеснения нефти из пласта существует 3 коэффициента Кспл = Fспл/Fк ; Кпл = Fпл/Fк; Кл = Fл/Fк; Fспл - получающие воздействие вытисняющего агента не менее чем с 2х сторон, Fпл – площадь полулинз, одностороннее воздействие; Fл – площадь линз, не испытывающие воздействие. Степень вовлечения объема скважины показывает коэффициент охвата процесса вытеснения – это отношение части эффективного объема залежи к общему эффективному объему залежи. Кохв = Vохв/Vобщ. 46 Микронеоднородность продуктивных пластов. Методы ее изучения. Микронеоднородность – это показатель изменчивости свойств среды в пределах залежи УВ. Микронеоднородность по проницаемости выделяется зональная – изменение проницаемости по площади. Оказывает влияние на дебит скважины. Отображается графическими методами. Послойная – связана с наличием в разрезе прослоев разной проницаемости, характер обводнения пластов ухудшает процесс вытеснения нефти. Количественная оценка дается путем обработки керновых данных методом математического сжатия. 47. Геологические построения, отражающие макронеоднородность продуктивного горизонта Графически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью профилей (рис.1) и схем детальной корреляции. По площади она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта (рис.2), на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участки слияния соседних пластов.  рис.1 48. Количественная оценка макронеоднородности пластов – коллекторов Существуют следующие количественные показатели, характеризующие макронеоднородность пласта по разрезу:
где n– число прослоев коллекторов в i –й скважине, N– число скважин. Если весь эксплуатационный объект представлен одним проницаемым прослоем, то Kр=1
где hэф – эффективная толщина пласта в скважине, N– число скважин. Если Kр<2,5 , Kпесч >0,75 – пласт условно однородный Kр>2,5, Kпесч<0,75 – пласт неоднородный По площади:
где Fсв – суммарная площадь участков слияния, Fк – площадь распространения коллекторов в пределах залежи. Чем больше Kсв тем больше участков слияния. При равномерном распределение скважин: Kсв=nскв/Nскв, где nскв – число скважин, где устанавливается лит.связь, Nскв – общее число скважин.
где Fк – суммарная площадь зон распространения коллекторов пласта (прослоев);
где Lкол – суммарная длина границ участков с распространением коллекторов, П – периметр залежи (длина внешнего контура нефтеносности) 49. Геолого-статистический разрез и его использование Геолого-статистический разрез (ГСР) – кривая вероятностей появления коллектора в интервале продуктивного горизонта, построенную по данным разрезов скважин, пробуренных на изучаемой площади. Для построения используют диаграммы ГИС. Позволяет судить о степени выдержанности проницаемых прослоев по площади и разделов между ними. 3 модели пласта:
50. Карты распространения пластов коллекторов, их построение и назначение Т.к. геологический профиль не дает представления об изменении свойств пластов по площади, для них строят специальную карту. На карту наносят граничные значения изучаемого свойства (проницаемость, пористость и т.д), что позволяет показать их изменение по площади залежи.  Серия таких карт, построенных для всех пластов продуктивного горизонта, дает объемное представление о характере изменения свойств пластов в пределах залежи. 51. Коэффициенты, характеризующие макронеоднородность с точки зрения условий вытеснения нефти Три коэффициента:
F – суммарная площадь зон распространения коллекторов, Fспл – площадь зон сплошного распространения, т.е. зон, получающих воздействие вытесняющего агента не менее чем с двух сторон, Fпл – площадь полулинз, т.е. зон, получающих одностороннее воздействие, Fл – площадь линз, не испытывающих воздействия. Kспл + Kпл + Kл = 1. 52. Участки сплошного распространения коллекторов, полулинзы, линзы Площадь сплошного распространения коллекторов (СПР) – зоны получающие воздействие вытесняющего агента не менее чем с 2-х сторон, по встречным напрвлениям. Площадь полулинз – зоны получившие воздействие одностороннее, вытеснение нефти одностороннее. При этом между последним рядом добывающих скважин и границей СПР остаются участки не вовлеченные в процесс разработки. Площадь линз – участки не испытывают воздействия вообще.  53. Коэффициент охвата эксплуатационного объекта процессом вытеснения и его использование Kохв.р это отношение части эффективного объема залежи включенного в процесс дренирования под воздействием всех видов энергии, которую она располагает к общему эффективному объему залежи Kохв.р=Vохв.р/Vобщ Процесс дренирования – территория, которая участвует в разработке Kохв.вытеснения – отношение объема залежи участвующего в дренировании под воздействием вытесн.агента к общему эффективному объему залежи. hк=Kвыт*Kохв.вытесн Kвыт – отношение объема нефти, вытесняемого после бесконечной промывки агентом к начальному содержанию нефти в образце. 54. Задачи, решаемые при изучении макронеоднородности
55. Корреляция разрезов скважин, ее виды и задачи Выделение в разрезе и прослеживание по площади одноименных горизонтов, выяснение их залегания степени постоянства их литологического состава и толщины, осущ. с помощью корреляции разреза скв. Корреляция основана на сопоставлении разрезов скв. В зависимости от решаемых задач различают:
Основная задача – обеспечить построение модели продуктивного пласта адекватной реальному продуктивному горизонту. 56.Исходные данные и задачи, решаемые с помощью детальной корреляции разрезов скважин На разрабатываемых месторождениях при детальной корреляции за основу берутся материалы ГИС, которые комплексируются с данными, получаемыми при исследовании керна, опробовании скважин и др. Чем шире комплекс привлекаемых данных, тем надежнее будет проведена детальная корреляция. Решаются задачи:
57. Основные принципы, учитываемые при детальной корреляции
58. Методические приемы детальной корреляции Детальная корреляция представляет собой ряд последовательно выполняемых операций, заканчивающихся составлением корреляционной схемы. Корреляционной схемой - чертеж предназначенный для отображения стратиграфических подразделений в разрезе скв. и соотношение в пределах продуктивной части разреза, преимущественно проницаемых прослоев-коллекторов и преимущественно непроницаемых разделов между ними. При детальной корреляции строят:
59. Реперы, прослеживаемые при корреляции разрезов скважин. Репером называется достаточно выдержанный по площади и по толщине пласт, литологически отличающийся от выше- и нижележащих пород и четко фиксируемый на диаграммах ГИС. Выделение реперов и реперных границ позволяет установить характер напластования пород в изучаемом разрезе. Реперы или реперные границы необходимо выделять в пределах продуктивного горизонта, а также непосредственно выше его кровли и ниже подошвы. По корреляционной значимости реперные пласты разделяют на категории. К I категории относят реперы, фиксируемые на каротажных диаграммах всех пробуренных скважин. Ко II категории относят реперные пласты, которые хотя и повсеместно распространены, но из-за литолого-фациальной изменчивости выделяются по геофизическим данным менее уверенно. К III категории относят реперы, которые прослеживаются в части скважин. Обычно это прослои небольшой толщины, фиксируемые на каротажных диаграммах по характерной конфигурации одной или нескольких кривых ГИС. |
