Неоднородность пластов коллектора.

⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 5Следующая ⇒

НЕОДНОРОДНОСТЬ ПЛАСТА в нефтегазопромысловой геологии — характеризуется пространственной изменчивостью его литолого-физических свойств. Выделяют неоднородность пласта по вещественному составу, пористости, проницаемости, удельному электрическому сопротивлению и другим свойствам.

Неоднородность пласта может характеризоваться различными показателями: коэффициентом относительной песчанистости, коэффициентом расчленённости и др. В зависимости от масштаба проявления различают микронеоднородность и макронеоднородность. Под микронеоднородностью понимают изменчивость породы одного литологического типа, её структурных характеристик и зависящих от них физических и коллекторских параметров. Макронеоднородность выражается преимущественно в смене пород различных литологических типов (например, прослои и линзы глин в песчаном пласте). Она отражается на каротажных диаграммах, а также на профильных геолого-литологических разрезах, картах мощностей коллекторов, расчленённости, прерывистости и др. По форме проявления и по направлению различают зональную неоднородность пласта, связанную, например, с выклиниванием или литологическим замещением пород в латеральном направлении, слоистую неоднородность пласта, обусловленную переслаиванием пород одного литологического типа с отличающимися физическими свойствами или пород различных типов. По генезису неоднородность пласта может быть " первичной", т.е. проявившейся в процессе седиментогенеза, и " вторичной", возникающей при диагенезе и эпигенезе (например, трещиноватость).

В нефтегазопромысловой геологии наиболее важное значение имеет неоднородность по фильтрационно-ёмкостным свойствам, прежде всего по проницаемости, поскольку она определяет соотношение притоков нефти и газа к забоям скважин, а, следовательно, влияет на систему разработки залежи. Неоднородность пласта обусловливает неравномерность отработки нефтяных пластов и продвижение воды при эксплуатации залежи. Неоднородность пласта изучается всей совокупностью геологических, геофизических и газогидродинамических методов. Первостепенное значение для познания неоднородности имеет детальная попластовая корреляция геолого-геофизических разрезов скважин. При обработке и интерпретации данных этих методов исследования широко используется математическая статистика.

Режимы залежей нефти и газа.Энергетические ресурсы пласта.

РЕЖИМ ЗАЛЕЖИ нефти, газа — механизм проявления в залежах пластовой энергии различного вида, обусловливающий приток нефти и газа к эксплуатационным скважинам. Зависит от геологического строения, физико-химических свойств пласта и насыщающих его флюидов и от искусственно создаваемых условий разработки и эксплуатации. Геологические условия и энергетические особенности залежи лишь способствуют установлению того или иного режима залежи, но не определяют его полностью. В зависимости от вида пластовой энергии, обеспечивающей перемещение флюида к скважинам, различают 4 основных вида режимов залежи: водонапорный режим, газонапорный (см. Газовый режим), растворённого газа (см. Газированной жидкости режим) и гравитационный режим. Режимы залежи можно устанавливать, контролировать, поддерживать или заменять другим. Режимы, при которых продвижение пластового флюида происходит преимущественно за счёт расходования внутренней энергии залежи, называется режимами истощения (например, режим растворённого газа, гравитационный). Режимы, при которых продвижение пластового флюида к скважинам обусловлено действием внешних по отношению к залежи источников пластовой энергии — напора краевых вод или газа из газовой шапки, называется режимами вытеснения (водонапорный, газонапорный).

Различают режимы залежи с неподвижным контуром нефтеносности и с перемещающимся. К первым относят такие режимы, при которых проекция контура нефтеносности остаётся неизменной в течение всего времени разработки и силы, вытесняющие нефть, действуют по всей площади залежи равномерно (например, газовый режим), ко вторым — такие, при которых проекция контура нефтеносности перемещается и в конечном итоге может быть стянута в одну линию или точку; вытесняющие нефть силы приложены в этом случае к поверхности газонефтяного или водонефтяного контактов.

Основными режимами залежи нефти являются газонапорный, водонапорный, газированной жидкости и гравитационный; газовой залежи — газовый и водонапорный. В залежах могут проявляться одновременно несколько режимов и возможен естественный переход с течением времени одного режима в другой по мере истощения первоначально доминирующего вида пластовой энергии. Залежи, особенно нефтяные, редко разрабатываются в одном режиме; обычно режим устанавливают смешанный (большей частью комбинация водонапорных режимов с другими). Газовые залежи в основном разрабатываются в газовом режиме. От правильного подбора режимы залежи зависят коэффициент нефтеотдачи и эффективность разработки и эксплуатации залежей.

Энергетические ресурсы нефтяного пласта характеризуются величиной пластового давления. Если в процессе разработки нефтяной залежи наблюдается резкое снижение давления при наличии в залежи значительных запасов нефти, то это указывает на быстрое истощение пластовой энергии, в результате чего может остаться неизвлеченным большое количество нефти. Поэтому одним из основных факторов рациональной разработки является систематическое изучение динамики пластового давления и его регулирование в целях наилучшего использования энергии пласта. Необходимо проводить регулярные замеры забойного и буферного давления скважин, снимать кривые восстановления давления, что позволит установить правильный технологический режим работы эксплуатационных скважин, а также охарактеризовать проницаемость их призабойной зоны. Следует широко использовать метод гидропрослушивания. Это даст возможность уточнить неоднородность строения пласта, установить более обоснованно влияние нагнетательных скважин на эксплуатационные, а также взаимосвязь между отдельными эксплуатационными скважинами.

Категории запасов.

Категория «А» — Детально разведанные запасы полезных ископаемых. Границы, форма и строение тел полезных ископаемых должны быть полностью определены, известны типы и промышленные сорта сырья, а также геологические факторы, влияющие на условия их добычи.

Категория «В» — Предварительно разведанные запасы полезных ископаемых. Приблизительно определены контуры тел полезных ископаемых, точное пространственное положение природных типов сырья пространственно не отображены.

Категория «C1» — Запасы разведанных месторождений сложного геологического строения и слабо разведанные запасы полезных ископаемых. Применяется на новых площадях и на площадях, прилегающих к детально разведанным участкам. Оценка запасов категории C1 производится экстраполяцией геологических данных с детально разведанных участков месторождений.

Категории «C2» — Перспективные, неразведанные запасы. Оцениваются путем толкования геологического строения, с учётом аналогии сходных и подробно разведанных тел полезных ископаемых.

Методы подсчёта запасов.

Запасы полезного ископаемого - понятие геолого-экономическое, определяющее не только количество (объем или тоннаж), но и весь комплекс параметров, характеризующих геологическое тело с точки зрения формы, свойств, условий залегания и условий ведения горно-эксплуатационных работ.

Подсчет запасов - совокупность вычислительных операций по обработке геологических материалов при разведке месторождения.

Способы подсчёта запасов полезных ископаемых (сравнение, границы применения).

1 Способ среднего арифметического имеет несколько разновидностей: способ геологических и эксплутационных блоков, изогипс, способ Баумана. Наиболее простой из них заключается в следующ.: сложное тело ПИ, ограниченное сверху и снизу геометрически неправильными поверхностями топографического порядка, площадь которой равна площади залежи в пределах подсчетного контура, а толщина соответствует ср мощности залежи. Способ применяют при любых формах и размерах залежей, при любом распределении минерализации и любой системе разведки. Способ дает точные результаты.

2 Способ разрезов. Подсчет запасов заключается в том, что предварительно подсчитывают запас в сечении по разведочным линиям, в слоях мощность 1 м, а произведение полусуммы запасов в сечениях определяет запас в блоках между двумя сечениями. Суммирование запасов по блокам определяет общий запас МПИ.

3 Способ многоугольников. Сущность заключается в том, что оконтуренное тело ПИ на ряд прямых многогранных призм, запасы в которых подсчитываются отдельно для каждой. Общий запас ПИ по всей залежи получается суммированием запасов отдельных призм.

4 Способ изолиний Соболевского основан на использовании плана с изомощностями залежи. При подсчете запаса реальное тело залежи заменяется новым равновеликим по объему телом, ограниченным снизу – горизонтальной плоскостью, с боков – контуром ПИ, сверху поверхностью топографического порядка. В этом теле сохраняются значения мощностей и запаса ПИ и его компонента для любой точки реального пространства ПИ.

5 Способ объемной палетки. Это наиболее простой и быстрый способ, не требует вспомогательных графиков, позволяет обеспечивать необходимую точность измерений. Заключ. В следующем: строится план в изолиниях мощности. Тело ограничивается сверху изолиниями мощности, с боков- границами подсчитываемого участка, снизу - горизонтальной плоскостью

Методы подсчета запасов нефти и газа подразделяются при подсчете запасов нефти на: 1) объемный; 2) отдача с 1 га или с 1 м2; 3) объемно-генетический; 4) кривых эксплуатации, или статистический; 5) материальных балансов; 6) карт изобар; при подсчете запасов газа на: 1) объемный; 2) по падению давления; 3) материальных балансов; 4) карт изобар. Основным меюдом подсчета запасов является объемный. Им могут быть подсчитаны абсолютные начальные (геологические) и промышленные (балансовые) запасы нефти и газа, содержащиеся в недрах. Практически из этих запасов удается добыть только некоторую их часть. Поэтому существенно подсчитать извлекаемые при современных технико-экономических условиях нефть и газ, ввиду чего в формулу подсчета запасов нефти включается коэффициент отдачи.

⇐ Предыдущая 1 2 345 Следующая ⇒