Нефтегазопромысловая геология

1.

НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ
ГЕОЛОГИЯ отрасль геологии, занимающаяся
детальным изучением
месторождений и залежей нефти и газа в
начальном
(естественном) состоянии и в процессе
разработки для
определения их народнохозяйственного
значения
и рационального использования недр.

2.

ОСНОВНЫЕ ПЕРИОДЫ РАЗВИТИЯ
НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ
Первый период - 1870-1918 гг. добыча нефти в России почти
полностью была сосредоточена на Апшеронском полуострове. До
1871
г.
(официальная
дата
возникновения
нефтяной
промышленности в России) техники добычи нефти почти не
существовало: добывали кустарным способом бадьями из вырытых
вручную колодцев, глубина которых 150 м при диаметре 1-1,5 м.
Первые скважины глубина 40-70 м. давшие фонтаны нефти, были
пробурены на Кубани (1864 г) и на Апшеронском полуострове (1869
г.).
Второй период - с 1918 - 1931 гг. советская власть. Резкое
увеличение объемов разведочного бурения. Возросла глубина
добывающих скважин. В 1927 г. в стране начинаются
систематические работы по подсчету запасов.

3.

ОСНОВНЫЕ ПЕРИОДЫ РАЗВИТИЯ
НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ
Третий период - с 1931 по 1940 г. В 1935 г. была создана
Центральная комиссия по запасам полезных ископаемых (ЦКЗ).
С 1929 г. для изучения разрезов скважин стали применять
геофизические метод определения кажущегося сопротивления
пород.
В 1931 г. советскими геофизиками и сотрудниками фирмы
«Шлюмберже» был разработан второй метод электрометрии
скважин - метод потенциалов собственной поляризации пород.
Четвертый период - с 1941 по 1950 гг. Годы Великой
Отечественной войны.
1942 г. утвердили новую классификацию запасов нефти и газа, в
основу
которой
была
положена
степень
изученности
(разведанности) залежей.

4.

ОСНОВНЫЕ ПЕРИОДЫ РАЗВИТИЯ
НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ
Пятый период - с 1950-1990 гг. Экстенсивное развитие
нефтегазодобывающей промышленности, открытие нефтяных и
газовых месторождений. Применение искусственного заводнения
залежей с целью поддержания пластового давления.
Шестой период – с 1991 г. по настоящее время. Выделение России
в самостоятельное государство обусловило необходимость
сосредоточить внимание главным образом
на нефтяных
месторождениях Западной Сибири, Волго-Уральского региона,
Северного Кавказа, Восточной Сибири.

5.

Цели нефтегазопромысловой геологии - геологическое обоснование эффективной организации
добычи нефти и газа и обеспечение рационального
использования и охраны недр и окружающей среды.
Основная цель разбивается на ряд компонент • промыслово-геологическое моделирование залежей;
• подсчет запасов нефти, газа и конденсата;
• геологическое обоснование системы разработки нефтяных и газовых
месторождений;
• геологическое обоснование мероприятий по повышению эффективности
разработки и нефте-, газо- или конденсатоотдачи;
• обоснование комплекса наблюдений в процессе разведки и разработки.
Другой вид компонент - сопутствующие цели, которые направлены на
более эффективное достижение цели. К ним относятся:
• охрана недр нефтяных и газовых месторождений;
• геологическое обслуживание процесса бурения скважин;
• совершенствование собственной методологии и методической базы.

6.

Задачи нефтегазопромысловой геологии :
1. конкретно-научные задачи нефтегазопромысловой геологии, направлен
ные на объект познания:
• изучение состава и свойств горных пород, слагающих продуктивные отложения
• задачи выделения естественных геологических тел, определения их формы, разм
положения в пространстве;
• задачи расчленения естественных геологических тел на условные с учетом треб
и возможностей техники, технологии и экономики нефтегазодобычи;
задачи, связанные с изучением характера, особенностей, закономерностей
взаимосвязи структуры и функции ГТК, (влияние строения и свойств залежи
показатели процесса разработки)
• задачи, связанные с построением классификации ГТК по множеству признак
(по типам внутренних структур залежей и месторождений)
2. методические задачи
3. методологические задачи

7.

МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ
ГЕОЛОГО - ПРОМЫСЛОВОЙ ИНФОРМАЦИИ
• изучение керна, шлама, проб нефти, газа и воды
• исследование скважин геофизическими методами (ГИС)
• изучение технического состояния скважин
• контроль за изменением характера насыщения пород • гидродинамические методы исследования скважин
• наблюдения
скважин.
за
работой добывающих
и
нагнетательных

8.

СРЕДСТВА ПОЛУЧЕНИЯ ПРОМЫСЛОВО ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ
• Метод натурального
• Эмпирическе
• Материальное
средства
моделирование
моделирования
Скважины, различные
инструменты,
приборы и
лабораторные
установки
Средства для получения
косвенной информации создание в лабораторных
условиях искусственной
модели
пласта
и
протекающих
в
нем
процессов.
Применяется на
небольшом опытном
участке залежи, где
проверяется
эффективность метода
и отрабатывается
технология.
• Проведение производственного эксперимента
•в процессе разработки залежи
Источником информации служит сам эксплуатируемый объект

9.

МЕТОДЫ КОМПЛЕКСНОГО АНАЛИЗА И ОБОБЩЕНИЯ ИСХОДНОЙ
ИНФОРМАЦИИ
Основным методом обобщения эмпирического материала
в нефтегазопромысловой геологии служит моделирование
Статическая модель
Отражает все промысловогеологиеские свойства залежи в
ее
природном
виде,
незатронутом
процессом
разработки
Динамическая модель
Характеризует
промысловогеологические
особенности
залежи в процессе ее разработки.
Она составляется на базе
статической модели, но отражает
изменения, произошедшие в
результате отбора определенной
части запасов УВ
Основным методом моделирования является геометризация залежи моделирование формы и внутреннего строения залежи.
Форма залежи - структурная карта, ВНК, литологические и дизьюнктивные
границы.
Внутреннее
строение
отражают
путем
составления
детальных
корреляцонных схем и геологических разрезов.

10.

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ НАБЛЮДЕНИЕ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
В процессе бурения скважин необходимо:
1) отбирать керны для уставления стратиграфической и литологической характеристик
пород, изучения коллекторских свойств продуктивных горизонтов и содержания в них
нефти, газа и воды;
2) изучать разрез скважины в целом путем промыслово-геофизических и косвенных
наблюдений с целью установления стратиграфической последовательности залегания
пород , их толщины и фациальной характеристики, а также положения нефтеносных,
газоносных и водоносных горизонтов и их взаимных соотношений;
3) определять свойства и качества нефти, газа и воды, обнаруженных при бурении, а
также производительность вскрытых пластов путем опробования, если для этого имеются
технические возможности;
4) изучать особенности бурения скважины путем наблюдения за появлением
признаков нефти, газа и воды, появлением обвалов, нарушением циркуляции в связи с
уходом глинистого раствора и т. д.

11.

ОТБОР И ИЗУЧЕНИЕ ОБРАЗЦОВ ПОРОД В ПРОЦЕССЕ
БУРЕНИЯ СКВАЖИН
Отбор образцов пород. Отобранный
поверхность и всесторонне изучают.
керн
поднимают
на
Выбор интервала.
В поисковых и разведочных скважинах отбор керна ведется в
интервалах с ожидаемой нефтегазоносностью отложений, либо при
появлении нефтегазопроявлений в процессе бурения
В эксплуатационных скважинах Керн берут лишь в единичных
скважинах в интервалев продуктивного горизонта для его
детального изучения.
Помимо указанного выше, скважины могут быть пробурены со специальными целями:
опорные скважины - для изучения геологического строения недр; в них обязательно
проводится сплошной отбор керна;
оценочные скважины - для изучения строения продуктивных горизонтов и содержания в
них нефти; в этом случае обязательным является сплошной отбор керна по всей толщине
продуктивного горизонта.

12.

ИЗУЧЕНИЕ ОБРАЗЦОВ ПОРОД ПОЛУЧЕННЫХ
В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
При изучении керна необходимо получить следующую
информацию:
- наличие признаков нефти и газа;
- литологическую характеристику пород и их
стратиграфическую принадлежность;
- коллекторские свойства пород;
- структурные особенности пород и возможные условия
их залегания.

13.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Природный резервуар – естественное вместилище
нефти, газа и воды (внутри которого может
происходить циркуляция подвижных веществ) форма
которого обусловливается соотношением коллектора с
вмещающими его плохо проницаемыми породами.
• пластовый
• массивный
• линзовидный
(литологически
ограниченный со всех сторон)

14.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Пластовый резервуар представляет собой коллектор,
ограниченный на значительной площади в кровле и подошве
плохо проницаемыми породами. Особенностями такого
резервуара является сохранение толщины и литологического
состава на большой площади.
Принципиальная схема
пластового резервуара.
1 – коллектор (песок);
2 – плохо проницаемые
породы (глины)

15.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Под массивным резервуаром понимают мощные толщи пород, состоящие из
многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо
проницаемыми породами.
• однородные массивные резервуары – сложены сравнительно однородной толщей пород,
большей частью карбонатных
• неоднородные массивные резервуары – толща
пород неоднородна. Литологически она может
быть представлена, например, чередованием
известняков. Песков и песчаников, сверху
перекрытых глинами.
Схема
однородного
массивного резервуара.
Схема неоднородного массивного резервуара

16.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные
со всех сторон
В эту группу объединены природные резервуары всех видов, в которых
насыщающие их газообразные и жидкие углеводороды окружены со всех
сторон либо практически непроницаемыми породами, либо породами,
насыщенными слабоактивной водой.

17.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Ловушка – часть природного резервуара, в
которой благодаря различного рода
структурным дислокациям,
стратиграфическому или литологическому
ограничению, а так же тектоническому
экранированию создаются условия для
скопления нефти и газа.
Гравитационный фактор вызывает в ловушке
распределение газа, нефти и воды по их удельным весам.

18.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
• Структурная ловушка (сводовая) – образованная в результате
изгиба слоев.
• Стратиграфическая ловушка – сформированная в результате
эрозии пластов – коллекторов и перекрытия их затем
непроницаемыми породами.
• Тектоническая ловушка – образованная в результате
вертикального перемещения мест обрыва относительно друг друга,
пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может
соприкасаться с непроницаемой горной породой.
• Литологическая ловушка
литологического замещения
непроницаемыми.
– образованная в результате
пористых проницаемых пород

19.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Нефть
Газ
Нефть
Вода
Вода
Тектонически
экранированна ловушка
Сводовая ловушка
Нефть
Нефть
Нефть
Вода
Нефть
Литологиически
экранированная ловушка
Вода
Стратиграфически
экранированная ловушка

20.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Скопление нефти, газа, конденсата и других полезных
сопутствующих компонентов, сосредоточенные в
ловушке, ограниченные поверхностями разного типа,
в количестве, достаточном для промышленной
разработки, называется
залежью.
• пластовая
• массивная
• литологически ограниченная
• стратиграфически ограниченная,
• тектонически эранированная

21.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Пластовый тип залежи

22.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Литологически ограниченный тип залежи

23.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Массивный тип залежи

24.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Стратиграфически ограниченный тип залежи

25.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Тектонически экранированный тип залежи

26.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Под месторождением нефти и газа понимается
совокупность залежей, приуроченных территориально
к одной площади и сведенных с благоприятной
тектонической структурой.
Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной
площади имеется всего одна залежь, такое месторождение
называется однопластовым. Месторождение, имеющее залежи в
пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности,
принято называть многопластовыми

27.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ. ЛОВУШКИ
Классификация залежей по фазовому состоянию углеводородо
нефтяная
газовая
нефтегазовая
газоконденсатнонефтяная
газонефтяная
нефтегазоконденсатная

28.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
ЁМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
Коллектором называется горная порода,
обладающая такими геолого-физическими
свойствами, которые обеспечивают физическую
подвижность нефти или газа в ее пустотном
пространстве.
Порода-коллектор может быть насыщена как
нефтью или газом, так и водой.

29.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
ЁМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
Емкостные свойства породы определяются ее пустотностью:
Vпуст. = Vпор+ Vтрещ. + Vкаверн
а
б
в
д
г
е
Различные типы пустот в породе.
а – хорошо отсортированная порода с высокой пористостью; б – плохо
отсортированная порода с низкой пористостью; в – хорошо отсортированная
пористая порода; г – хорошо отсортированная порода, пористость которой
уменьшена в результате отложения минерального вещества в пустотах между
зернами;
д – порода, ставшая пористой благодаря растворению; е – порода,
ставшая коллектором благодаря трещиноватости.

30.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
ЁМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
По времени образования выделяются первичные
вторичные.
пустоты и
Первичные
пустоты
формируются
в
процессе
седиментогенеза и диагенеза, то есть одновременно с
образованием самой осадочной породы, а вторичные
образуются в уже сформировавшихся породах.
Первичная пустотность присуща всем без исключения
осадочным породам, в которых встречаются скопления нефти и
газа – это прежде всего межзерновые поры, пространства между
крупными остатками раковин и т.п.
К вторичным пустотам относятся поры каверны и трещины,
образовавшиеся в процессе доломитизации известняков и
выщелачивания породы циркулирующими водами, а также
трещины возникшие в результате тектонических движений.

31.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
ПОРИСТОСТЬ И СТРОЕНИЕ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА
Пористость - наличие пор в горной породе
m=
Vпустот
Vпороды
100 (%)
•Полная пористость
включает в себя все поры горной породы, как
изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом.
Коэффициентом полной пористости называется отношение суммарного объема
пор в образце породы к видимому его объему:
V
m
пор
п
Vобразца
100%
•Открытая пористость
- объем пор связанных между собой.
Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых,
сообщающихся пор к видимому объему образца:
V
m
сообщ. пор
o
Vобразца
100%

32.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
ПОРИСТОСТЬ И СТРОЕНИЕ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА
•Эффективная пористость - учитывает часть объема связанных
собой пор насыщенных нефтью.
V
m
пор фил ьтр.
эф
Vобразца
между
100%
•Динамическая пористость - учитывает тот объем нефти, который
будет перемещаться в процессе разработки залежи.
По величине диаметра поры подразделяются :
Сверхкапиллярные
Капиллярные
Субкапиллярные
> 0,5 мм
0,5 - 0,0002 мм
< 0, 0002 мм

33.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
ПОРИСТОСТЬ И СТРОЕНИЕ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА
Различная укладка сферических зерен одного размера, составляющих
пористый материал :
а - менее плотная кубическая укладка,
б - более компактная ромбическая укладка
Пористость 47,6%
900
Пористость 25,96%

34.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
ПОРИСТОСТЬ И СТРОЕНИЕ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА
Значения пористости некоторых осадочных пород
Горная порода
Глинистые сланцы
Глины
Пески
Песчаники
Известняки
Доломиты
Известняки и доломиты, как покрышки
Пористость, %
0,54-1,4
6,0-50,0
6,0-52
3,5-29,0
до 33
до 39
0,65-2,5

35.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
КАВЕРНОЗНОСТЬ
Кавернозность горных пород обусловливается существованием в них
вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна карбонатным
коллекторам.
Следует различать породы микрокавернозные и макрокавернозные.
К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром
каверн (пор выщелачивания) до 2 мм, ко вторым - с рассеянными в породе более
крупными кавернами - вплоть до нескольких сантиметров.
Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не превышает 13-15%, но
может быть и больше.
Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречаются редко, их пустотность
достигает не более 1-2%. При больших толщинах продуктивных карбонатных
отложений и при такой емкости коллектора запасы залежей могут быть весьма
значительными.
Коэффициент кавернозности Кк равен отношению объема каверн VK к видимому
объему образца Vобр :
Кк = VK /Vo6p.
Если порода целиком кавернозна, то Кк = (Vобр. - Vмин/Vобр./,
где Vмин - объем минеральной части породы.

36.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
ТРЕЩИНОВАТОСТЬ
Трещиноватость горных пород обусловливается наличием в них трещин, не
заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми
коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным
коллекторам, а в некоторых районах и к терригенным отложениям. Наличие
разветвленной сети трещин, пронизывающих эти плотные коллекторы,
обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.
Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и
раскрытостью трещин.
По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют
макротрещины шириной более 40-50 мкм и микротрещины шириной до 40-50
мкм.
Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам
Изучение макротрещиноватости проводят на основе визуального исследования
стенок скважины по фотографиям, полученным с помощью глубинных
фотокамер, а также по данным гидродинамических исследований скважин.
Микротрещиноватость изучают на образцах - на больших шлифах с площадью
до 2000 мм2 или крупных образцах кубической формы со стороной куба 5 см.

37.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
ТРЕЩИНОВАТОСТЬ
Промыслово-геологическая классификация нефти и газа
(по М.И. Максимову, с изменениями)
Коллектор
Тип
Литологический состав
Порода
Поровый
Пористая
Гранулярные коллекторы, несцементированные и
сцементированные (пески, песчаники, алевролиты,
переотложенные известняки)
Каверновый
Кавернозная
Карбонатные крупно- и мелкокавернозные породы
(известняки, доломитизированные известняки,
доломиты)
Трещинный
Трещиноватая
Плотные породы (плотные известняки, мергели,
алевролиты, хрупкие сланцы)
Трещинно-поровый
Трещиновато- пористая
Гранулярные
коллекторы,
сцементированные
(песчаники,
алевролиты,
переотложенные карбонатные породы)
Трещиннокаверновый
Трещиноватокавернозная
Карбонатные породы
Трещинно-поровокаверновый
Трещиноватокавернозная
Керново-поровый
Кавернозно-пористая
пористо-
То же
То же

38.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
НЕФТЕ-, ГАЗО-, ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
Коэффициентом нефтенасыщенности Кн (газонасыщенности Кг)
называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом
пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства.
Коэффициентом водонасыщенности Кв коллектора, содержащего нефть
или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в
открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.
Кн, Кг, Кв выражают в процентах от объема открытого пустотного
пространства.
Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями:
для нефтенасыщенного коллектора Кн + Кв = 1;
для газонасыщенного коллектора Кг + Кв = 1;
для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды еще и
нефть Кг + Кн + Кв = 1

39.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
НЕФТЕ-, ГАЗО-, ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
Полагают, что нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты первоначально
были полностью насыщены водой. При образовании залежей нефть и газ
вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части пластов,
вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не
полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенные пласты содержат некоторое
количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды
в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и
проницаемость коллектора.
Остаточная вода содержится в залежах в виде пленки на стенах пор, каверн,
трещин. Для нефтегазопромысловой геологии интерес представляет остаточная
вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве.
Количество остаточной воды может быть определено способами
экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка или в приборах С.Л.Закса. В
обоих случаях взвешенный образец помещают в емкость, где он обрабатывается
кипящим растворителем нефти. При кипении вода испаряется вместе с
растворителем, попадая в холодильник, где и конденсируется. Так как вода
тяжелее применяемых углеводородных растворителей, то она накапливается в
нижней части градуированной ловушки

40.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
НЕФТЕ-, ГАЗО-, ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
По мнению ряда исследователей, к гидрофобным следует относить породы,
содержащие менее 10 % остаточной воды (Кв ≤ 0,1).
При значении коэффициента водонасыщенности более 0,1 породы считают
гидрофильными.
Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллекторы
обусловлена тем, что в первых процесс вытеснения нефти из пустотного
пространства при прочих равных условиях и высокой проницаемости протекает
значительно легче, чем во вторых.
В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в подвижном состоянии и
при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды.
В гидрофобном коллекторе часть нефти, образуя пленку на стенках пустот, не
участвует в процессе движения, вследствие чего увеличиваются потери нефти в
пласте. Эти особенности следует изучать и учитывать при подсчете запасов и
проектировании разработки, определяя величину конечного нефтеизвлечения при
возможных системах разработки.

41.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ. ПРОНИЦАЕМОСТЬ,
Проницаемость - способность горной породы пропускать через себя
жидкости и газы при перепаде давления.
Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверх высоких давлениях
все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах
давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных
размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов.
Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты,
доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие
массивную пакетную упаковку.
К плохо проницаемым относятся: глинистые сланцы, мергели, песчаники с
обильной глинистой цементацией, глины с упорядоченной пакет. упаковкой.
20-30 нм
6-16 нм
пакет
Массивная упаковка глин - фильтрация
происходит через каналы между пакетами
Упорядоченная пакетная упаковка глин фильтрация практически не происходит

42.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ. ПРОНИЦАЕМОСТЬ,
h1-h2
Q
F
h1
L
h2
Схема экспериментальной установки Дарси
для изучения течения воды через песок
Проницаемость г.п. в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси: объемный
расход жидкости, проходящий сквозь породу при
ламинарном движении прямо пропорционально
коэффициенту проницаемости поперечного сечения
этой породы, перепаду давления, и обратно пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного
пути.
F (P P )
1
2
Q k
пр
L
где Q-объемный расход жидкости в м3/с;
kпр – коэффициент проницаемости в м2;
F – площадь поперечного сечения в м2;
- вязкость флюида в Па с;
L – длина пути в см;
(P1-P2) – перепад давления в Па;

43.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ. ПРОНИЦАЕМОСТЬ,
В случае фильтрации газа коэффициент проницаемости
рассчитывается по формуле:
2Q P L
0 0
k
пр
F (P2 P2 )
1
2
где Q0-объемный расход газа приведенный
к атмосферному давлению ;
Р0 – атмосферное давление в Па;
F – площадь поперечного сечения в м2;
- вязкость флюида в Па с;
L – длина пути в см;
P1 - начальное давление в Па;
P2 – конечное давление в Па;
Абсолютная проницаемость - характеризует физические свойства породы,
т.е. природу самой среды
Эффективная проницаемость - характеризует способность среды пропускать
через себя жидкость, или газ в зависимости от их соотношения между собой.
Относительная проницаемость - отношение эффективной проницаемости к
абсолютной

44.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ. ПРОНИЦАЕМОСТЬ,
Проницаемость горных пород зависит от
следующих основных причин:
• от размера поперечного сечения пор
• от формы пор
•от характера сообщения между порами
•от трещиноватости породы
•от минералогического состава пород

45. Пластовые флюиды

46.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ
ФИЗИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТИ И ГАЗА В УСЛОВИЯХ ЗАЛЕЖИ
Свойства и состояние углеводородов (УВ) зависят от их
состава, давления и температуры. В залежах они могут
находиться в жидком и газообразном состоянии или в виде
газожидкостных смесей.
По физическому состоянию в поверхностных условиях
УВ от СН4 до С4Н10 - газы; от С5Н12 до С16Н34 - жидкости
и от С17Н34 до С35Н72 и выше - твердые вещества,
называемые парафинами и церезинами.

47.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ
ФИЗИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТИ И ГАЗА В УСЛОВИЯХ ЗАЛЕЖИ
При большом количестве газа в пласте он
может располагаться над нефтью в виде газовой
шапки в повышенной части структуры. Если
же количество газа в залежи по сравнению с
количеством нефти мало, а давление достаточно
высокое, газ полностью растворяется в
нефти и тогда газонефтяная смесь находится в
пласте в жидком состоянии.

48.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
НЕФТЬ
Природная смесь, состоящая
преимущественно из углеводородных
соединений метановой, нафтеновой и
ароматической групп, которые в
пластовых и стандартных условиях
находятся в жидкой фазе.
Кроме углеводородов (УВ) в нефтях
присутствуют сернистые, азотистые,
кислородные соединения,
металлоорганические соединения.

49.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ
по углеводородному составу
Метановые
(более 50 %)
Нафтеновые
(более 50 %)
Ароматические
(более 50 %)

50.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ
по содержанию парафинов
Малопарафинистые
(не выше 1,5 %)
Парафинистые
(1,51 - 6,00 %)
Высокопарафинистые
(выше 6,00 %)
Содержание парафина в нефти иногда
достигает 13 - 14 % и больше.

51.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
Нефтяной
парафин
это смесь
твердых
УВ
двух
групп,
резко
отличающихся друг от друга по свойствам,
- парафинов C17H36 - С35Н72 и церезинов С36Н74
- C55H112.
Температура плавления первых 27-71°С,
вторых – 65-88°С. При одной и той же
температуре плавления церезины имеют
более высокую плотность и вязкость.
-

52.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ
по содержанию серы
Малосернистая
(не выше 0,5 %)
Сернистая
(0,51 - 2,0 %)
Высокосернистая
(выше 2,0 %)

53.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ
по содержанию смол
Малосмолистые
(меньше 5 %)
Смолистые
(5 - 15 %)
Высокосмолистые
(выше 15 %)

54.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ
• Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти - это
объем газа
растворенного в 1м3 объема пластовой нефти:
G=Vг/Vпл.н. (м3/м3 )
Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300-500
м3/м3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30100 м3/м3. Вместе с тем известно большое число нефтей с
газосодержанием не выше 8-10 м3/м3.
•Давлением насыщения пластовой нефти называется
давление, при котором газ начинает выделяться из нее.
Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и
газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.

55. Коэффициент сжимаемости (или объемной упругости) характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ
• Коэффициент
сжимаемости
(или
объемной
упругости)
характеризует относительное приращение объема нефти при изменении
давления на единицу. Для большинства пластовых нефтей = (1-5).10-3
МПа-1
βн = (1/V)(ΔV/Δp), где ΔV - изменение объема нефти, V - исходный
объем нефти, Δp - изменение давления.
Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой
объем занимает в пластовых условиях 1м3 дегазированной нефти:
bн = Vпл.н./Vдег.= pн/pпл.н., где Vпл.н.- объем нефти в пл. усл., Vдег.-объем
того же кол-ва нефти после дегазации при атмосферном давлении и
t=200С, pпл.н.-плотность нефти в пл. усл., p -плотность нефти в станд. усл.
• Усадка нефти -уменьшение объема пластовой нефти при извлечении
ее на поверхность U = (bн-1)/bн*100

56.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ
При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема
пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным
учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента.
Пересчетный коэффициент =1/b=Vдег/Vп.н.= п.н./ н
• Коэффициент теплового расширения н показывает, на какую
часть V первоначального объема Vo изменяется объем нефти при
изменении температуры на 1 °С
н = (1/Vo) ( V/ t).
Размерность н - 1/°С.
Для большинства нефтей значения коэффициента теплового
расширения колеблются в пределах (1-20) *10-4 1/°С.
Колориметрические свойства нефти зависят от содержания в ней
окрашенных веществ (смол, асфальтенов).

57.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ
Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти,
извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице
объема. Она обычно в 1,2-1,8 раза меньше плотности дегазированной
нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за
счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте
составляет всего 0,3-0.4 г/см3. Ее значения в пластовых условиях могут
достигать 1.0 г/см3
По плотности пластовые нефти делятся на:
•легкие с плотностью менее 0.850 г/см3;
•тяжелые с плотностью более 0,850 г/.
Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые низким.

58.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ
Вязкость пластовой нефти н, определяющая степень ее
подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости
ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными
газосодержанием и пластовой температурой.
Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти
в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость
нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти.
Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее
вязкие, чем тяжелые. Вязкость нефти измеряется в мПа с
По вязкости нефти делятся на:
незначительной вязкостью - н < 1 мПа с;
маловязкие 1< н 5 мПа с;
с повышенной вязкостью - 5< н 25 мПа с;
высоковязкие н > 25 мПа с.

59.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые нефти)
ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ НЕФТЕЙ
В СТАНДАРТНЫХ УСЛОВИЯХ
плотность, молекулярная масса, вязкость, температура
застывания и кипения
В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ
газосодержание, давление насыщения растворенным
газом, объемный коэффициент, вязкость, коэффициент
сжимаемости, коэффициент теплового расширения,
плотность.

60.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы)
ГОРЮЧИЙ ГАЗ ( ГАЗ)
Природные углеводородные газы представляют собой
смесь предельных УВ.
Основным компонентом является метан СН4.
Наряду с метаном в состав природных газов входят более
тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты:
азот N, углекислый газ СО2, сероводород H2S,
гелий Не, аргон Аr.
В природных условиях находится в газообразной фазе в
виде отдельных скоплений либо в растворенном в нефти
или воде состоянии, а в стандартных условиях – только в
газообразной фазе.

61.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы)
Природные газы подразделяют на следующие группы.
• Газ чисто газовых месторождений, представляющий
собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ.
• Газы,
добываемые
из
газоконденсатных
месторождений, - смесь сухого газа и жидкого
углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат
состоит из С5+высш.
Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные
газы).
Это
физические
смеси
сухого
газа,
пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового
бензина.

62.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы)
По товарным качествам нефтяные газы условно подразделяются на
сухие, полужирные и жирные
В сухих газах содержание бензина на 1 м3 газа до 75г. в их
составе 90% метана, 3-6% более тяжелых УВ, 15-30% углекислого
газа. Плотность их по воздуху 0,75
В полужирных газах на 1 м3 газа приходится 75-150 г. бензина;
в них содержится метана около 73%, 22% высших УВ, около 5%
углекислого газа; плотность по воздуху 0,9-1.
Жирные газы с содержанием бензина свыше 150 г. на 1м3 газа
состоит из 32-55% метана, 28-68% высших УВ; плотность по
воздуху 1,15-1,4.

63.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА
Химический состав природного газа определяет его физические
свойства. Основными параметрами, характеризующими физические
свойства газов, являются плотность, вязкость, критическое давление и
температура, диффузия, растворимость и др.
• Плотность газа (ρг) – масса 1м3 газа при температуре 00С и давлении
0,1МПа. (кг/м3); ρг = М/Vм
где Vм - объем 1 моля газа при стандартных условиях,
М – молекулярная масса компонента.
На практике пользуются относительной плотностью газа (по
отношению к воздуху), под которой понимают отношение массы единицы
объема газа к массе единицы объема воздуха при одинаковых температуре
и давлении.
Плотность нефтяных газов колеблется от 0,554 для метана до 3,459 для
гептана и выше.

64.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА
• Молекулярная масса природного газа
n
М Мi Х i
i 1
где Мi - молекулярная масса i-го компонента; Xi - объемное содержание
i-го компонента, (доли ед).
Для реальных газов обычно М = 16-20.
• Вязкость или внутреннее трение - сопротивление перемещению
частиц под влиянием приложенной силы. Вязкость газов очень мала и не
превышает 1*10-5Па, с повышением давления она увеличивается.
Различают вязкость динамическую и кинематическую.

65.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА
Динамическая вязкость – сила сопротивления
перемещению слоя газа или жидкости площадью 1см2
на 1см со скоростью 1см/сек; измеряется в пуазах.
Динамическая
вязкость
нефтяного
газа
незначительна,
возрастает
с
повышением
температуры.
Кинематическая
вязкость
–
отношение
динамической вязкости к удельному весу, измеряется
в стоксах.

66.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА
• Уравнения состояния газов.
Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между
давлением, объемом и температурой.
Состояние газов в условиях высоких давления и температуры
определяется уравнением Клайперона - Менделеева: pV = NRT,
где р - давление; V - объем идеального газа; N - число киломолей газа; R универсальная газовая постоянная; Т - температура.
Это уравнение применимо для идеальных газов.
Идеальным называется газ, силами взаимодействия между
молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводородные газы не
подчиняются законам идеальных газов.

67.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА
Уравнение Клайперона-Менделеева для реальных газов записывается в
виде: pV = ZNRT, где Z – коэффициент сверхсжимаемости реальных газов,
зависящий от давления, температуры и состава газа и характеризующий
степень отклонения реального газа от закона для идеальных газов.
• Коэффициент сверхсжимаемости Z реальных газов – это отношение
объемов равного числа молей реального V и идеального Vи газов при
одинаковых термобарических условиях: Z = V/Vи
Значения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее надежно могут
быть определены на основе лабораторных исследований пластовых проб
газов.

68.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА
о
С
,5
54
,3
43 ,8
37
давление
71,1
При отсутствии лабораторных исследований прибегают к расчетному методу оценки Z
по графику:
Объем
углеводородных
газов
меняется
в
Диаграмма фазового состояния чистого
p, MПа этана (по Ш.К. Гиматудинову)
зависимости от температуры и давления примерно в
соответствии с графиком
8
. Каждая из кривых соответствует фазовым
изменениям однокомпонентного газа при постоянной
температуре и имеет три участка.
7
Отрезок справа от пунктирной линии соответствует
газовой фазе, участок под пунктирной линией 6
двухфазной газожидкостной области и отрезок слева от
пунктирной линии - жидкой фазе.
Отрезок пунктирной кривой вправо от максимума в
С 32
5
,2
точке С называется кривой точек конденсации (точек
26,7
росы), а влево от максимума - кривой точек
Область
4
парообразования. Точка С называется критической.
двухфазного
Значения
давления
и
температуры,
состояния
21
15,5
,1
соответствующие критической точке С, также
3
0
5
10
15 v, дм3 называются критическими.
Удельный объем
кг

69.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА
• Критической называется температура, выше
которой газ не может быть превращен в
жидкость ни при каком давлении. Для метана
критическая температура – 82,10С. В недрах земной
коры уже на небольшой глубине температура выше
00С. Поэтому в земной коре метан не может быть в
жидком состоянии. Гомологи метана (этан, пропан,
бутан и др.) в условиях земной коры могут
находится в жидком состоянии при давлении выше
критического, т.е. давлении, ниже которого, как бы
ни была низка температура, газ не переходит в
жидкое состояние.

70.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА
• Критическим давлением называется давление, соответствующее
критической точке перехода газа в жидкое состояние. С приближением
значений давления и температуры к критическим свойства газовой и
жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними
исчезает и плотности их уравниваются. С появлением в системе двух и
более компонентов в закономерностях фазовых изменений возникают
особенности. Критическая температура смеси находится между
критическими температурами компонентов, а критическое давление смеси
всегда выше, чем критическое давление любого компонента.
Для определения коэффициента сверхсжимаемости Z реальных газов,
представляющих собой многокомпонентную смесь, находят средние из
значений критических давлений и температур каждого компонента. Эти
средние называются псевдокритическим давлением Рпкр и
псевдокритической температурой Тпкр

71.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА
• Влагосодержание природных газов связано с тем, что природные
газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами
различных форм и вследствие чего содержат определенное количество
паров воды.
Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления,
температуры.
Отношение количества водяных паров (в долях единицы или
процентах), находящихся в газе, к максимально возможному содержанию
водяных паров в том же газе при тех же условиях называют
относительной влажностью газа. Она характеризует степень насыщения
газа водяным паром.
Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы
газа (г/м3 или г/кг), называют абсолютной влажностью.

72.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА
• Объемный коэффициент пластового газа bг - отношение объема
газа в пластовых условиях Vпл.г к объему того же количества газа
Vст, который он занимает в стандартных условиях:
bг = Vпл.г/Vст = Z(Pcт Тпл/(Рпл Тст), (уравнение Клайперона –
Менделеева)
где Рпл, Тпл, Pcт, Тст - давление и температура соответственно в
пластовых и стандартных условиях.
Значение величины bг имеет большое значение, так как объем газа в
пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в
стандартных условиях.
• Диффузия – явление взаимного проникновения одного вещества в
другое (при их соприкосновении), обусловленное движением молекул.
Вызывается она в основном разностью концентраций газа в смежных
частях горных пород и протекает в направлении от большей концентрации
к меньшей.

73.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА
• Растворимость – Закон Генри: объем газа, растворенного в еденице
объема жидкости, прямо пропорционален давлению, если
температура остается постоянной, а жидкость и газ не действуют друг
на друга химически.
• Коэффициент растворимости – количество газа, растворенного в
жидкости при давлении 1 кг/см2.
Жирные газы лучше растворяются в нефти, чем сухие. Коэффициент растворимости
меняется в зависимости от изменения давления.
Для сухих газов зависимость между давлением и количеством растворенного газа
выражается прямой линией (линейная зависимость). Коэффициент растворимости в
этих же пределах является постоянным.
В более легких нефтях углеводородные газы растворяются лучше, чем в тяжелых.
Коэффициент растворимости газа в нефти колеблется в пределах 0,25-2,0; он меняется в
зависимости от состава газа, состава нефти и температуры. С повышением
температуры способность газов растворяться в жидкости снижается.

74.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗА
Растворимость УВ газов в нефти примерно в 10 раз больше, чем в
воде.
Выделение растворенного в нефти газа происходит в обратном порядке,
с понижением давления. Сначала выделяются сухие (труднорастворимые)
газы, затем тяжелые (легкорастворимые).
• Давление при котором начинает выделяться газ называется давлением
насыщения
• Газовый фактор – количество газа, добываемого на 1 тонну нефти
(м3/т)

75.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (пластовые газы)
ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ГАЗА
Молекулярная масса,
плотность в стандартных условиях,
относительная плотность по воздуху,
среднекритические
температура и давление,
коэффициент сверхсжимаемости,
объемный коэффициент,
вязкость,
гидратообразование,
теплота сгорания.

76.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ.
КОНДЕНСАТ
Природная смесь в основном легких
углеводородных соединений,
находящихся в газе в растворенном
состоянии при определенных
термобарических условиях
и переходящих в жидкую фазу при
снижении давления ниже давления
конденсации.

77.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (газоконденсат)
ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ КОНДЕНСАТА
В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе.
Различают конденсат сырой и стабильный
Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая
выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах
при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при
стандартных условиях УВ. т.е. из пентанов и высших (C5+высш), в
которых растворено некоторое количество газообразных УВ-бутанов,
пропана и этана, а также H2S и других газов.
Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ - пентана и
высших (C6+высш) Его получают из сырого конденсата путем дегазации
последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата
находится в диапазоне 40-200°С. Молекулярная масса 90-160. Плотность
стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82
г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного
углеводородного состава.

78.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (газоконденсат)
ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ КОНДЕНСАТА
Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким
содержанием конденсата (до 150см3/м3), средним (150-300 см3/м3),
высоким (300-600 см3/м3) и очень высоким (более 600 см3/м3).
• Давление начала конденсации - давление, при котором конденсат
выделяется в пласте из газов в виде жидкости.
• Газоконденсатный фактор - количество газа (м3), из которого
добывается 1м3 конденсата. Значение г.к. фактора колеблется для разных
месторождений от 1500 до 25000 м3/м3
• Плотность. В стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и
находится в прямой зависимости от углеводородного состава.

79.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ.
ГАЗОГИДРАТЫ
представляют собой твердые
соединения (клатраты),
в которых молекулы газа при
определенных давлении и температуре
заполняют структурные пустоты
кристаллической решетки,
образованной молекулами воды с
помощью водородной связи.

80.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (газогидраты)
Условия образования гидратов определяются составом
газа, состоянием воды, внешними давлением и
температурой.
Обратное снижение давления (или повышение
температуры при неизменном давлении) сопровождается
разложением гидрата на газ и воду.
Плотность гидратов природных газов составляет от 0,9
до 1,1 г/см3.
Газогидратные залежи – это залежи, содержащие газ,
находящийся частично или полностью в гидратном
состоянии

81.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода)
ВОДА – неизменный спутник
нефти и газа
В месторождении она залегает в тех же пластах, что и
нефтяная или газовая залежь, а также в собственно
водоносных пластах (горизонтах). В процессе
разработки вода может внедряться в нефтяную или
газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному
пласту, или поступать в скважины из других
водоносных горизонтов. В соответствии с принятой
технологией разработки вода может закачиваться в
залежь и перемещаться по пластам.

82.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода)
ФОРМЫ ЗАЛЕГАНИЯ ВОДЫ В ПОРОДАХ
1 - МИНЕРАЛЬНЫЕ ЧАСТИЦЫ ПОРОД
2 - МИНЕРАЛЫ С ВКЛЮЧЕНИЯМИ ВОДЫ
3 - АДСОРБИРОВАННАЯ ВОДА
4 - ЛИТОСОРБИРОВАННАЯ ВОДА
5 - КАПИЛЛЯРНАЯ ВОДА
6 - СТЫКОВАЯ ВОДА
7 - СОРБЦИОННО-ЗАМКНУТАЯ ВОДА
8 - СВОБОДНАЯ ГРАВИТАЦИОННАЯ
ВОДА
9 - ПАРООБРАЗОВАНИЕ
В СВОБОДНОЙ ВОДЕ

83.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода)
ВИДЫ ВОД НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Воды нефтяных и газовых месторождений делятся на собственные,
чуждые и техногенные (искусственно введенные в пласт).
К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды,
залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте). Они подразделяются
на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные.
Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром
нефтеносности залежи.
Подошвенной называется вода, залегающая под ВНК (ГВК)
К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда
залегающих внутри нефтегазоносных пластов.

84.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода)
ВИДЫ ВОД НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
К чужим (посторонним) относятся воды верхние и нижние, грунтовые,
тектонические.
Верхними называются воды водоносных горизонтов (пластов),
залегающих выше данного нефтегазоносного, а нижними – воды всех
горизонтов (пластов) залегающих ниже его.
К грунтовым относится гравитационная вода первого от поверхности
земли постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном
слое), имеющая свободную поверхность
Тектоническими называются воды, циркулирующие в зонах
нефтегазоносности по дизъюнктивным нарушениям. Эти воды могут
проникать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при
разработке залежей.

85.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода)
ВИДЫ ВОД НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Искусственно введенными или техногенными,
называются
воды,
закаченные
в
пласт
для
поддержания пластового давления, а также попавшие
при
бурении
скважин
(фильтрат
жидкости) или при ремонтных работах.
промывочной

86.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода)
СХЕМА ЗАЛЕГАНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ВОД НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Схема залегания подземных вод
нефтегазового месторождения:
а - непроницаемые породы,
б - нефть,
в - газ,
вода г - минерализованная,
д - конденсационная,
е - смешанная конденсационная и
минерализованная,
виды вод: 1 - грунтовые,
2 - верхние пластовые,
3 - краевые или контурные,
4 - промежуточные,
5 - подошвенные,
6 - нижние пластовые,
7 - тектонические

87.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД
• Минерализация воды – суммарное содержание
растворенных солей, ионов и коллоидов (г/100 или г/л
раствора). Меняется от менее 1г/л (пресные воды) до
400 г/л и более (крепкие рассолы).
Минерализация
и
химический
состав
вод
определяют их физические свойства (плотность,
вязкость,
поверхностное
электропроводность и др.).
натяжение,

88.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД
• Газосодержание – не превышает 1,5–2,0, обычно
равно 0,2-0,5 м3/м3
• Раствороимость газов в воде значительно ниже
их растворимости в нефти.
• Сжимаемость воды – обратимое изменение
объема воды, находящейся в пластовых условиях,
при изменении давления. Коэффициент сжимаемости
колеблется в пределах (3-5)10-4МПа-1.

89.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД
• ООбъемный коэффициент пластовой воды нефтяных и газовых
месторождений зависит от минерализации, химического состава,
газосодержания, пластовых давлений и температуры. Колеблется от 0,8 до
1,2.
• Плотность пластовой воды зависит от ее минерализации, пластовых
давления и температуры.
• Вязкость (способность воды сопротивляться) зависит от температуры,
а также от минерализации и химического состава. Газосодержание и
давление оказывают меньшее влияние. (0,2-1,5 мПас)
• Поверхностное натяжение, т.е. свойство
противодействовать
нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся
изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического
состава.

90.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ. (вода)
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД
• Электропроводность
зависит от минерализации.
Пресные воды плохо проводят или почти не проводят
электрический ток. Минерализованные воды относятся к
хорошим проводникам. Мерой электропроводности
служит удельное электрическое сопротивление, за
единицу измерения которого принят 1 Ом м.
• Водонефтяной
фактор
–
количество
приходящийся на 1т добытой нефти.
воды

91.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
(электрический каротаж)
Электрический каротаж основан на изучении
кажущегося удельного сопротивления пород (КС) и
потенциала электрического поля (ПС) вдоль ствола
скважины. Удельное сопротивление горных пород
изменяется в широких пределах - от долей до
десятков и сотен тысяч омметров.
Схема измерения кажущегося
удельного сопротивления
А,В – токовые электроды;
M,N – измерительные электроды;
П – измерительный прибор;
К – трехжильный кабель;
МА – прибор для измерения силы
тока в цепи.
Зная силу тока, можно определить удельное
сопротивление среды по формуле:
ρ = К(ΔU/ I), (Ом м),
где: К – коэффициент зонда (м)
ΔU – разность потенциалов (мв)
I – сила тока (ма)

92.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
(электрический каротаж)
При каротаже всегда приходится иметь дело с
неоднородной средой, т.е. с пластами пород различного
удельного сопротивления, и глинистым раствором,
заполняющим скважину. Формулу для определения удельного
сопротивления однородной среды используют и для среды
неоднородной. Полученное при этом значение удельного
сопротивления пород отличается от истинного, поэтому его
называют кажущимся удельным сопротивлением (КС).
Схема измерения
кажущегося
удельного
сопротивления
При
электрическом
каротаже
одновременно
с
регистрацией КС записывается диаграмма ПС.
Измерение ПС сводится к замеру разности потенциалов
между электродом М, который опущен в скважину, и
электродом N, находящимся на поверхности .
Точка записи
измеряемой разности потенциалов
относится к электроду М.

93.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
(электрический каротаж)
Результаты измерений изображаются в виде кривой, показывающей относительное
изменение величины естественного потенциала (в мв) по глубине скважины. Кривая ПС
способствует выделению в разрезе проницаемых пород и значительно облегчает изучение
геологического разреза скважины.
Измеренные величины, представленные в виде кривых кажущегося удельного
сопротивления КС и естественной поляризации ПС, образуют электрокаротажную
диаграмму.
При электрическом каротаже применяют зонды, различающиеся расстояниями между
электродами и характером их взаимного расположения.
Зонды бывают двух типов: градиент-зонды и потенциал-зонды. Для обозначения
зонда записывают его электроды в порядке их расположения в скважине сверху вниз,
проставляя между соответствующими им буквами расстояние в метрах . например,
М2,5А0,25В обозначает градиент-зонд двухполюсный, подошвенный, у которого верхний
электрод является измерительным; на расстоянии 2,5 м ниже него расположен первый
питающий электрод А и на расстоянии 0,25 м второй питающий электрод В.
Помимо рассмотренных методов электрических измерений, применяют боковое
каротажное зондирование (БКЗ), получившее широкое развитие при каротаже скважин на
нефтяных и газовых месторождениях.

94.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
Пример использования диаграммы полного каротажа для построения разреза скважины
и выделения продуктивных горизонтов
Скв.450 Останинское месторождение

95.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
(радиоактивные методы)
В настоящее время широкое распространение получили два метода радиоактивного
каротажа: гамма-каротаж (ГК) и нейтронный гамма-каротаж (НГК). При гамма-каротаже
измеряют относительную естественную радиоактивность пород, пересеченных скважиной,
а при нейтронном гамма-каротаже определяют интенсивность вторичного гаммаизлучения, вызванного действием нейтронов на породу
По величине естественной радиоактивности осадочные горные породы можно
разделить на следующие группы:
• породы очень высокой радиоактивности (бентонит, вулканический пепел);
• породы высокой радиоактивности (глубоководные тонкодисперсные глины, калийные
соли);
• породы средней радиоактивности (мелководные континентальные глины, мергели,
известняковые и песчанистые глины);
• породы низкой радиоактивности (пески, песчаники, известняки, доломиты);
• породы очень низкой радиоактивности (гипсы, каменная соль, ископаемые угли,
ангидрит).
Из данных ГК следует, что увеличение содержания глинистых или илистых частиц в
осадочной породе приводит к увеличению ее радиоактивности. Отмечена также
зависимость между радиоактивностью горной породы и ее цветом; чем темнее порода, тем
выше ее радиоактивность; это не относится к породам, темный цвет которых обусловлен
содержанием в них нефти.

96.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
(специальные геофизические исследования)
Эти работы производят чаще всего для детального изучения таких разрезов, для
которых обычный каротаж не дает желаемых результатов
В настоящее время широко проводятся специальные электрометрические исследования
Микрозонд - специальный каротажный зонд малой длины. Во время замера он
прижимается пружинами к стенке скважины, чем достигается уменьшение влияния
глинистого раствора на результат измерений. Кривые КС, записанные при помощи
микрозонда, позволяют детально расчленить разрез и выделить в нем тонкие прослои,
которые не отмечаются на обычных диаграммах.
Боковой каротаж является одной из разновидностей электрического каротажа по
методу сопротивлений. Благодаря специальному размещению электродов влияние
ограниченной мощности пласта и скважины при боковом каротаже сведено к минимуму.
Это дает возможность регистрировать диаграмму, позволяющую выделять в разрезе очень
тонкие прослои и оценивать их сопротивление.
Боковой каротаж дает хорошие результаты при сильно минерализованных глинистых
растворах и тонкослоистых разрезах, когда результаты обычного каротажа по методу
сопротивлений сильно искажаются влиянием скважины.
Индукционный каротаж не требует прямого контакта электродов с породами и
применяется для исследования скважин, не обсаженных колонной, заполненных
непроводящим глинистым раствором (на нефтяной основе), или сухих.

97.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
(специальные геофизические исследования)
Термокаротаж осуществляют:
• по методу естественного теплового поля;
• по методу искусственного теплового поля;
• по методу эффекта охлаждения.
Естественное тепловое поле изучают главным образом для определения
геотермического градиента (ступени) в скважине. Геотермический градиент определяют в
условиях установившегося теплового режима в скважине, для чего используют
простаивающие (законсервированные) скважины.
Искусственное тепловое поле может быть создано в скважине при заполнении ее
глинистым раствором, температура которого отличается от температуры окружающих
пород, а также при экзотермической реакции схватывания цемента. В связи с тем, что
разные горные породы имеют разную теплопроводность, по полученным температурным
кривым можно выделить пласты с большей или меньшей теплопроводностью и судить,
таким образом, о литологии пород, слагающих разрез.
Эффект охлаждения возникает в связи с выделением газа из пласта при вскрытии и
разработке нефтяных и газовых залежей и понижением температуры против этого пласта.
Магнитный каротаж производят для изучения магнитных свойств пород,
пересеченных скважиной. Его данные используют с целью сопоставления разрезов
скважин и уточнения литолого-петрографической характеристики пластов.

98.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
РАСЧЛЕНЕНИЕ ПРОДУКТИВНОЙ ЧАСТИ РАЗРЕЗА СКВАЖИНЫ
Расчленение продуктивной части разреза скважины это выделение слоев различного литологического состава,
установление последовательности их залегания и в
конечном итоге выделение коллекторов и непроницаемых
разделов между ними.
Решаются эти задачи с помощью комплекса методов изучения
разрезов. В этом комплексе в настоящее время основное место
занимают геофизические методы, которыми в обязательном порядке
исследуются скважины всех категорий (поисковые, разведочные,
нагнетательные и др.). Данные геофизических исследований
увязываются с имеющимися геологическими данными описания и
анализа образцов пород (шлама, керна), с данными опробования
интервалов на приток и с результатами исследования скважин
гидродинамическими методами.

99.

0
25
50
ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
75
100 Ом м
- 25 мв +
1754
КС
ПС
1762
0
125 Ом м
1770
1778
1786
ВНК
1794
1802
1830 0
125 Ом м
1838
1846
1854
1
2
3
4
Пример использования диаграммы стандартного каротажа для
построения разреза скважины и выделения продуктивных
горизонтов
Глины на каротажных диаграммах характеризуются следующими признаками:
На диаграммах КС и ИК против глин обычно регистрируются низкие значения
кажущегося сопротивления.
На диаграммах ПС глинам отвечают положительные аномалии (кривая занимает
правое положение).
Высокое значение гамма-излучения.
Песчаники и проницаемые разности карбонатных пород характеризуются
следующим:
Кажущееся сопротивление зависит от характера насыщения пород:
нефтегазонасыщенным
песчаникам и проницаемым карбонатным породам
свойственны высокие значения сопротивления, водонасыщенным - низкие.
На диаграммах ПС песчаникам и проницаемым разностям карбонатных пород
отвечают отрицательные аномалии, амплитуда которых уменьшается с увеличением
глинистости пород.
В песчаниках и поровых карбонатных коллекторах диаметр скважины обычно
уменьшается за счет образования глинистой корки, в кавернозных и трещиноватых
породах - несколько увеличивается.
Алевролитовые породы характеризуются промежуточными каротажными
показаниями между песчаниками и глинами.
Плотные разности карбонатных пород характеризуются:
Повышенными значениями сопротивления на кривой КС;
Положительными аномалиями на кривой ПС;
Обычно неизменным диаметром скважины.
1 - глина; 2 - известняк;
3 - песчаник нефтеносный;
ВНК - водонефтяной контакт

100.

0
25
50
ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
75
100 Ом м
- 25 мв +
1754
КС
ПС
Пример использования диаграммы стандартного каротажа для
построения разреза скважины и выделения продуктивных
горизонтов
1762
0
125 Ом м
Результаты расчленения геофизического разреза скважины
изображаются на каротажной диаграмме в левой ее стороне в
виде литологической колонки.
1770
1778
1786
На каротажной диаграмме каждой из скважин проводится
вертикальная
линия,
соответствующая
полученному
кондиционному значению αПС. Пласты, против которых
линия ПС располагается левее линии кондиционного предела
αПС, относят к коллекторам.
ВНК
1794
1802
1830 0
125 Ом м
1) общая толщина горизонта (пласта) - расстояние от кровли
до подошвы, определяемое в стратиграфических границах;
1838
1846
1854
1
2
3
4
1 - глина; 2 - известняк;
3 - песчаник нефтеносный;
ВНК - водонефтяной контакт

101.

0
25
50
ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
75
100 Ом м
Пример использования диаграммы стандартного каротажа для
построения разреза скважины и выделения продуктивных
горизонтов
- 25 мв +
1754
КС
ПС
1762
0
125 Ом м
При изучении разрезов скважин выделяются:
1770
1) общая толщина горизонта (пласта) - расстояние от кровли до
подошвы, определяемое в стратиграфических границах;
1778
1786
ВНК
1794
1802
1830 0
125 Ом м
1838
1846
2) эффективная толщина, равная общей толщине за вычетом
толщины прослоев неколлекторов, выделенных в разрезе
горизонта;
3) нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина, равная
суммарной
толщине
прослоев
нефтегазонасыщенных
коллекторов. В чисто нефтяной зоне залежи (во внутреннем
контуре нефтеносности) эффективная толщина равна
нефтенасыщенной. В водонефтяной (водогазовой) зоне пласта
нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина определяется как
часть эффективной в интервале от его кровли до поверхности
ВНК или ГВК.
1854
1
2
3
4
1 - глина; 2 - известняк;
3 - песчаник нефтеносный;
ВНК - водонефтяной контакт

102.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ДЕТАЛЬНАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
Под детальной корреляцией понимается сопоставление продуктивной
части разрезов скважин в целях выделения одноименных пластов (прослоев)
и прослеживания границ их залегания (стратиграфических, литологических,
тектонических) по площади и построения в виде карт, профилей, схем и т.д.
В зависимости от решаемых задач различают региональную, общую и детальную
корреляцию.
Региональную корреляцию проводят в пределах региона или бассейна
седиментации в целях стратиграфического расчленения разреза,
Общую корреляцию выполняют на более поздних стадиях
разведочных работ в пределах месторождений с целью выделения в
разрезах
скважин
одноименных
стратиграфических
свит,
литологических пачек, продуктивных и маркирующих горизонтов.
Детальную корреляцию проводят для продуктивной части разреза на
стадии подготовки залежи к разработке и в период разработки. Основная
задача детальной корреляции - обеспечить построение модели,
адекватной реальному продуктивному горизонту.

103. Под детальной корреляцией понимается сопоставление продуктивной части разрезов скважин в целях выделения одноименных пластов

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ДЕТАЛЬНАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
Под детальной корреляцией понимается
сопоставление продуктивной части разрезов скважин
в целях выделения одноименных пластов (прослоев) и
прослеживания границ их залегания
(стратиграфических, литологических, тектонических)
по площади и построения в виде карт, профилей, схем
и т.д.
На основе детальной корреляции делаются все
геологические построения, отображающие строение залежей
нефти и газа. От правильного ее проведения во многом
зависят обоснованность принимаемых технологических
решений при разработке залежей нефти и газа, точность
подсчета
запасов,
надежность
прогноза
конечной
нефтеотдачи и др.

104. Репером называется достаточно выдержанный по площади и по толщине пласт, литологически отличающийся от выше- и нижележащих

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ДЕТАЛЬНАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
(основные положения, учитываемые при детальной корреляции)
Репером называется достаточно выдержанный по площади и по
толщине пласт, литологически отличающийся от выше- и
нижележащих пород и четко фиксируемый на диаграммах ГИС.
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.
При детальной корреляции следует широко пользоваться реперами III
категории, каждый из которых может быть выделен только в части скважин.
Обычно к ним относят прослои небольшой толщины, которые фиксируются
на каротажных диаграммах по какой-либо характерной конфигурации кривых

105.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ДЕТАЛЬНАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
(основные положения, учитываемые при детальной корреляции)
После выделения реперов I и II категорий производят выбор опорного разреза.
Опорным называется наиболее полный, четко расчлененный и характерный для
площади разрез продуктивного горизонта в какой-либо скважине. На опорном
разрезе должны четко выделяться все пласты продуктивного горизонта, реперы и
реперные границы. Он используется в качестве эталонного при проведении
детальной корреляции.
Затем приступают к последовательному сопоставлению разрезов всех скважин
между собой в определенном порядке (например, по линии профиля или по типам
разрезов).
В результате выясняется соотношение в продуктивном горизонте пластовколлекторов и непроницаемых разделов между ними, выдержанность или
прерывистость пластов-коллекторов и их частей и др.
Последовательное
сопоставление
выполняют
путем
построения
корреляционной схемы. Обосновывается выбор линии корреляции (привязки). В
качестве этой линии принимают кровлю или подошву одного из наиболее
надежных реперов I или II категории.

106.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ДЕТАЛЬНАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
(основные положения, учитываемые при детальной корреляции)
После выбора линии привязки начинают непосредственно построение
корреляционной схемы.
Во избежание громоздкости рисунка геофизические диаграммы заменены
на их основе литологическими разрезами.
1
2
3
4
прослеживание одновозрастных реперных границ,
1 - "верхний известняк", 2 - песчаники, 3 - глины,
4 - глинистые алевролиты,
1
1
2
3
4
2
3
4
прослеживание одноименных пластов-коллекторов,
1 - "верхний известняк", 2 - песчаники, 3 - глины,
4 - глинистые алевролиты,

107.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ДЕТАЛЬНАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
(основные положения, учитываемые при детальной корреляции)
СКВ.9
Выклинивание
СКВ.11
Если в одной из скважин пласт сложен
породами-коллекторами, которые в соседней
скважине замещены породами неколлекторами,
то на половине расстояния между ними
вертикальной ломаной (зигзагообразной) линией
показывают условную границу фациального
замещения.
При фациальном замещении только части пласта (верхней или нижней)
вертикальной ломаной (зигзагообразной) линией, проведенной на половине
расстояния между этими скважинами, показывают, какая часть пласта
замещена.
В случае, когда проницаемый пласт размыт, линии его кровли и подошвы
соединяют с волнистой линией, показывающей положение поверхности размыва,
а в случае дизъюнктивного нарушения со смещением пород - с линией условной
поверхности нарушения.

108.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ДЕТАЛЬНАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
(расположения границ между одновозрастными прослоями)
Внутри интервалов разреза с согласным залеганием слоев при незначительном
изменении толщин коррелируемых интервалов в разрезах скважин границы
между разновозрастными прослоями примерно параллельны друг другу.
Если общая толщина продуктивного горизонта в целом меняется мало и в его
пределах нет несогласий в залегании пород, границы составляющих его пластов и
прослоев практически параллельны кровле и подошве продуктивного горизонта.
Преимущественная параллельность синхроничных границ свойственна
большинству продуктивных горизонтов.
Корреляция часто бывает затруднена из-за литолого-фациальной
изменчивости по площади прослоев пород, слагающих горизонт. Особенно
подвержены литолого-фациальной изменчивости песчаные пласты-коллекторы,
которые могут полностью или частично замещаться на коротких расстояниях
алевролитами, глинистыми алевролитами, а нередко и глинами.
В карбонатных разрезах границы между прослоями (пластами) зачастую
становятся нечеткими вследствие вторичных процессов. Поэтому детальная
корреляция разрезов, сложенных карбонатными отложениями, особенно сложна.

109.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ДЕТАЛЬНАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН
СХЕМА КОРРЕЛЯЦИИ КОЛОТУШНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
10
20
300
5
150
ГК (усл.ед.)
ИК (мс/м)
0
50
30
300
20
0
7
ПЗ (ом.м)
ГК (усл.ед.)
140
БКЗ (ом.м)
30
50
0
20
0
8
ПС (мВ)
ПЗ (ом.м)
150
ГК (усл.ед.)
БКЗ (ом.м)
50
15
30
2570
2540
А
Я
5
0
ПС (мВ)
ПС (мВ)
ПЗ (ом.м)
Результат
испытания
ИК (мс/м)
ГК (усл.ед.)
-10
Глубина, м
50
200
270Р
Alt. 97,3 м
Результат
испытания
0
50
Глубина, м
20
ПС (мВ)
130
Результат
испытания
7
50
ПС (мВ)
ПЗ (ом.м)
Результат
испытания
ГК (усл.ед.)
10
268Р
Alt. 100,4 м
262П
Alt. 98,2 м
Глубина, м
20
0
180
Результат
испытания
7
50
ПС (мВ)
ПЗ (ом.м)
Глубина, м
ГК (усл.ед.)
60
Результат
испытания
140.0
278э
Alt. 94,1 м
276э
Alt. 93,6 м
Глубина, м
ПС (мВ)
ПЗ (ом.м)
Глубина, м
20
0
277э
Alt. 93,6 м
Результат
испытания
Глубина, м
Пласт
Система
Свита
266Р
Alt. 85,1м
2620
К
2720
2550
О
В
С
2570
Н
2570
2580
Ж
Я
Е
2550
2630
А
2730
2560,0(2462,7)
2560
Б
2580
А
2557,5(2472,4)
2637,0(2488,7)
2588,0(2478,1)
2584,0(2485,8)
2736,0(2492,4)
2580
2581,0(2480,6)
2590
2560
Ю
3
1
5
Q =20,5
1
Q =2,4
н
4
Q =20,6
н
н
5
2640
Q =24,0
5 ,2 5
Q =47,3
4 ,5
Q =38,0
н
н
н
2584,0(2483,6)
А
2594,0(2484,1)
2643,0(2494,7)
2742,0(2498,4)
2593,0(2494,8)
2573,0(2475,7)
2590
2600
2570
Н
С
“Сухо”
2570
2590
2564,5(2479,4)
К
К
Я
2740
А
Г
2750
2580
2600
Ю
С
С
2650
2600

110.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
(геофизические методы)
К геофизическим методам поисково-разведочных работ относятся
сейсморазведка, электроразведка и магниторазведка.
Сейсмическая разведка основана на использовании закономерностей
распространения в земной коре искусственно создаваемых упругих волн.
Волны создаются одним из следующих способов:
1) взрывом специальных зарядов в скважинах глубиной до 30 м;
2) вибраторами;
3) преобразователями взрывной энергии в механическую.
Скорость распространения сейсмических волн в породах различной
плотности неодинакова: чем плотнее порода, тем быстрее проникают
сквозь нее волны. На границе раздела двух сред с различной плотностью
упругие колебания частично отражаются, возвращаясь к поверхности
земли, а частично преломившись, продолжают свое движение вглубь недр
до новой поверхности раздела.

111.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
(геофизические методы)
Отраженные сейсмические волны улавливаются сейсмоприемниками.
Расшифровывая затем полученные графики колебаний земной поверхности,
специалисты определяют глубину залегания пород, отразивших волны, и угол
их наклона.
Принципиальная схема сейсморазведки :
1 - источник упругих волн;
2- сейсмоприемники;
3 - сейсмостанция

112.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
(геофизические методы)
Электрическая разведка основана на различной электропроводности горных
пород. Так, граниты, известняки, песчаники, насыщенные соленой
минерализованной водой, хорошо проводят электрический ток, а глины,
песчаники, насыщенные нефтью, обладают очень низкой электропроводностью.
Принципиальная схема
электроразведки
Через металлические стержни А и
В
сквозь
грунт
пропускается
электрический ток, а с помощью
стержней М и N и специальной
аппаратуры
исследуется
искусственно
созданное
электрическое поле. На основании
выполненных замеров определяют
электрическое сопротивление горных
пород.
Высокое
электросопротивление
является
косвенным признаком наличия нефти
или газа.

113.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
(геофизические методы)
К геофизическим методам поисково-разведочных работ относятся
сейсморазведка, электроразведка и магниторазведка.
Магниторазведка основана на различной магнитной проницаемости горных
пород. Наша планета - это огромный магнит, вокруг которого расположено
магнитное поле. В зависимости от состава горных пород, наличия нефти и газа
это магнитное поле искажается в различной степени. Часто магнитомеры
устанавливают на самолеты, которые на определенной высоте совершают облеты
исследуемой территории Аэромагнитная съемка позволяет выявить антиклинали
на глубине до 7 км, даже если их высота составляет не более 200-300 м.
Гравиразведка основана на зависимости силы тяжести на поверхности Земли
от плотности горных пород. Породы, насыщенные нефтью или газом, имеют
меньшую плотность, чем те же породы, содержащие воду. Задачей гравиразведки
является определение мест с аномалию низкой силой тяжести

114.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
Подстилающие непроницаемые
отложения
Пласт А
Перекрывающиеся непроницаемые
отложения
Характерный признак осадочных горных пород – их слоистость. Данные
породы сложены, в основном, из почти параллельных слоев (пластов),
отличающихся друг от друга составом, структурой, твердостью и окраской.
Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, а сверху –
кровлей.
1
2
3
4
Породы-коллекторы:
1 — нефте(газо)насыщенные;
2 - водонасыщенные;
В случаях, когда прикровельная часть
продуктивного
горизонта
повсеместно
выполнена проницаемой породой, верхней
границей залежи служит верхняя поверхность
коллекторов. Такое совпадение имеет место при
монолитном
строении
продуктивного
горизонта, выполненного по всей толщине
породой-коллектором,
или
при
многопластовом продуктивном горизонте,
когда верхний проницаемый пласт (прослой)
залегает повсеместно.

115.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
б
Перекрывающиеся непроницаемые
отложения
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
Подстилающие непроницаемые
отложения
В
Пласты
Б
А
Если в прикровельной части горизонта
имеются участки замещения коллекторов
непроницаемыми породами, то на этих
участках верхние границы залежи и
поверхности коллекторов не совпадают (рис.
б, в).
За нижнюю границу пластовой залежи
нефти (газа) в пределах внутреннего контура
нефтеносности (газоносности) принимают
подошву продуктивного горизонта, т.е.
поверхность
между
продуктивным
горизонтом
и
подстилающими
непроницаемыми породами.
Подстилающие непроницаемые
отложения
В
Пласты
Б
А
Перекрывающиеся непроницаемые
отложения
в
1
2
3
4
Породы-коллекторы:
1 — нефте(газо)насыщенные;
2 - водонасыщенные;
3 - породы-неколлекторы;
4 - верхняя и нижняя границы залежи (а и б)
и коллекторов (а и в)

116.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
(построение структурных карт)
Формы верхней и нижней границ залежей изучаются с помощью
структурных карт. Сечение между изогипсами выбирают в зависимости от
угла падения пластов высоты структуры, количества и качества исходной
информации.
Конфигурация изогипс характеризует направления падения слоев, а
плотность их расположения - углы наклона.
Для построения структурной карты кровли или подошвы горизонта
необходимо нанести на план местоположение, точки пересечения
поверхности стволами скважин и абсолютные отметки залегания
поверхности в каждой точке. При определении положения на плане точки
наблюдения учитывают ее смещение от устья скважины в результате
искривления ствола.

117.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
(построение структурных карт)
Пример определения положения точки наблюдения на плане
Скв. 1
Скв. 1
H1
2
Для
определения
абсолютной
отметки
кровли
(подошвы)
продуктивного
горизонта
необходимо знать: альтитуду А
устья скважины; глубину L, на
которой ствол скважины пересекает
картируемую
поверхность;
удлинение ΔL ствола скважины за
счет искривления.
Скв. 3
Скв. 2
H2
Скв. 3
H3
Абсолютная
отметка
Н
картируемой поверхности в точке
наблюдения
определяется
по
формуле:
Н = (А + ΔL) - L.

118.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
(построение структурных карт)
Изображение глубинного рельефа с помощью изогипс
а
Скв. 1
-100 м
-120 м
-150 м
Скв. 3 Уровень
моря
2
-75 м
-100 м
-150 м
-175 м
-200 м
-200 м
б
1
-120
2
-75
-100 м
-150 м
-200 м
3
-175
Построение структурных карт
представляет собой определение
положения изогипс на плане.
а - профильный разрез;
6 - структурная карта: изогипсы
глубинного рельефа даны в метрах

119.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
(построение структурных карт)
Применяют два способа построения карт:
• способ треугольников, используемый при картировании поверхностей
залежей, приуроченных к ненарушенным структурам;
• способ профилей, целесообразный при картировании поверхностей залежей,
приуроченных к структурам, расчлененным дизъюнктивными нарушениями на
блоки.
При способе треугольников точки соседних скважин соединяют на плане
линиями таким образом, что образуется система треугольников
Затем на каждой линии по правилу линейной интерполяции находят точки со
значениями абсолютных отметок, кратными выбранной величине сечения между
изогипсами. Линейная интерполяция предполагает, что наклон линии,
соединяющей две скважины, на всем ее протяжении постоянен.

120.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ
СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
7
-535
(построение
структурных карт)
1
а)
5
-536
-524
8
-516
2
-495
8
-528
9
-526
3
-517
17
-531
Определение отметок изогипс между
соседними скважинами;
10
-537
4
-539
7
-535
б)
11
-531
7
-535
8
-516
17
-531
8
-528
1
-524
2
-495
9
-526
в)
7
-535
8
-516
8
-528
Проведение изогипс по сторонам
треугольников;
3
-517
4
-539
17
-531
5
-536
10
-537
1
-524
2
-495
3
-517
9
-526
4
-539
10
-537
5
-536
Сглаживание формы изогипс в соответствии
с общегеологическими предпосылками;
-точки наблюдения с отметками
-картируемой поверхности, м;
- скважины; цифры у скважин: в числителе - номер
скважины, в знаменателе - абсолютная отметка
картируемой поверхности, м;

121.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
(построение структурных карт)
7
-750
1
-675 4
-450
5
-725
10
-650
3
-750
11
-550
2
-550
9
-550
8
-650
6
-725

122.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
(построение структурных карт)
Расстояние любой изогипсы от одной из точек наблюдения на этой линии при
линейной интерполяции можно найти по формуле:
Lх =[(Нх-Н1)/(Н2-Н1)L1,2
где Lх - расстояние от искомой изогипсы до скв.1 на линии, соединяющей
скв.1 и 2;
Нх -значение (абсолютная отметка) искомой изогипсы;
Н1 и Н2 - абсолютные отметки залегания картируемой поверхности
соответственно в скв. 1 и 2;
L1,2 - расстояние между скв. 1 и 2.
Интерполяция с помощью уравнения - трудоемкий процесс. Удобнее
пользоваться масштабной сеткой (высотной арфой).

123.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
(построение структурных карт)
2
-495
9
-526
Масштабная сетка состоит
из
ряда
параллельных
линий, проведенных на
кальке
на
равных
расстояниях друг от друга.
Для удобства пользования
масштабной сеткой линиям
на ней можно присвоить
значения
абсолютных
отметок.

124.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
(построение структурных карт)
При построении карт поверхностей необходимо придерживаться
следующих правил:
при построении структурных карт нужно учитывать всю прямую и косвенную
геолого-геофизическую информацию о форме картируемой поверхности
(сейсмические материалы, данные структурного бурения и др.);
до начала построений следует выявить региональные закономерности в
залегании пород, такие, как направление осей структур, доминирующие углы
падения на разных участках структур, положение сводов и периклинальных
окончаний и др.;
нельзя объединять в один треугольник скважины, между которыми проходят
вероятные линии перегиба слоев, например, скважины, расположенные на разных
крыльях структуры;
следует избегать выделения треугольников с очень острыми углами, так как
это может привести к неоправданному искривлению изогипс, проведение изогипс
следует выполнять плавно, без резких изгибов линий;

125.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
(пример построения структурной карты)
Структурная карта по кровле пласта Ю1.
Масштаб 1:50000
926
-2441
701
702 924
-2442 -2446-2455
705 703
704
-2456
-2438 -2444
706 707
927
708
-2426 -2440
-2445 -2458
709
711
710
107
-2436 -2450 -2472
-2468
906
712 713
-2450 -2439-2460
907
715
-2430 -2463
719
-2459
Условные
обозначения:
2475
2465
2455
2445
2435
2425
783
- 2445
скважина
абсолютная
отметка
ВНК
С
Ю
721
-2454
725
923
-2453 -2452
728 729 922
-2484-2462-2433
731
732 733
-2486 -2463
-2452
736 737
735
-2463
-2477
-2453
741
738
739 740
-2455
-2495 -2486-2469
744
745
743
901
108
-2461
-2457 -2462
-2469
746 -2463
747 748
749
902
-2476 -2456
-2449-2450 -2467106
750
752 753
903
751
-2468
-2468 -2445 -2455-2457 -2459
756 757
755
754
-2463-2463
-2460 -2446
759
760
762
761
-2450 -2458
-2455 -2469
763
764
765 766
910
-2453 -2454 -2453
-2469
-2442
769
109
768
770 771
772 913
914
-2447 -2458-2471 -2454-2455 -2468
-2476
-2447
773
774 775
776
778 916
777
105
-2456
-2438-2471
904 779-2441-2439 -2467 -2464 -2441
781
783 784
780
782
-2440
-2445
-2448 -2451 -2466 -2435
-2439
788
905
789 790
785 786
-2441 -2437
-2456 -2469-2472
787
-2442 921
-2455
795
-2464
793 794
-2469-2457 -2451
799 800
-2470
-2460

126.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
(пример построения структурной карты)
Подсчетный план залежи пласта Ю11
Колотушного
месторождения на 01.01.2000 г.
273
2450
269
2473.1
ИП «Сухо»
2.8 0,2 (Н=554)
I-I
II-II
274
ИП «Сухо»
2472,4
272
266 4,0 20,5 (5)
2474 4,0
277 5,2 20,6 (4)
2478,1 5,2
276 6,0
2488,7 6,0 24 (5)
263 6,4 21,1 (ΔР=8,5 МПа)
2504,66,4
II-II
278 6,040 (5,5) 261 2,8
2492,46,0
2463,3 2,8
262 5,6 47,2 (5,25)
2486,6 5,6
267
260
8,6 (Н=703м)
2439,2
268 2,6 24 (3)
2480,8 2,6
270 ИП «Сухо»
2467,7

127.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
(влияние количества точек наблюдения на точность отображения картируемой поверхности)
Показателем точности карт является размер сечения между изолиниями
В
С
А
М
Д
В
F
Е
С
При увеличении количества точек наблюдения
прямая АВ заменится ломаной ADMB, более близкой
к кривой АВ. Чтобы ее охарактеризовать, нужно
сгустить изолинии. Причем в верхней части кривой
их следовало бы провести гуще (для отрезка MB
сечение равно BF), а в нижней - реже: отрезку AD
соответствует
сечение
ЕС.
Поскольку
при
построении карты применяют единое значение
сечения
между
изолиниями,
рациональной
величиной сечения будет значение, примерно равное
средней разности между абсолютными отметками
поверхности в скважинах.
Для отображения изменения эффективной и
нефтегазонасыщенной толщин строятся карты
в изолиниях, называемые картами изопахит
(изопахиты - линии равных значений толщины).
Метод построения карты изопахит такой же, как и
структурной карты.

128.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
(дизъюнктивные нарушения)
В зависимости от характера смещения слоев и положения плоскости
нарушения выделяются взбросы и сбросы.
Скв. 1
Скв. 2
Приподнятое крыло
Приподнят
ое
крыло
Опущенное
α<900Cкрыло
H2
а
H1
l1
б
α>900C
а1
б1
l2
В условиях наклонной
плоскости нарушения при
взбросе приподнятое крыло
располагается
над
плоскостью
нарушения.
Скважина,
пересекшая
взброс, (скв.1) вскрывает
дважды одни и те же слои
При сбросе приподнятое
Опущенное
крыло располагается под
II
крыло
I
плоскостью нарушения, и в
I - взброс; II - сброс: Н1, Н2 - высоты соответственно взброса и сброса;
скважине,
пересекающей
l1, l2 - ширина перекрытия сместителя при взбросе и сбросе;
части разреза: а, а1 - повторяющиеся в скв.1, б, б1- выпадающие в скв.2 сброс, выпадают все слои
(скв. 2) или их часть.

129.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
(дизъюнктивные нарушения)
Принципиальная схема изображения на карте поднятий, осложненных
сбросом (а) и взбросом (б):
б
а
I
А
I
-100
1
-200
-300
а а
b
c
В
2
d
3
-400
а
b
а
а А
-100
b1
-300
c2
-300
e
3
d
4
f
b2
f4 e
3
а1
d c b аВ
Аe f
II
а1
e3
f4
b2
c3
d4
d3
В
-200
В
c
d4
c3
b
c
А
2
b
c2
I
1
d
I
d3
1
2
3
I-I
4
II
1 - изогипсы пласта, м;
2
горизонтальные
проекции
следов
пересечения
кровли
пласта с поверхностью
нарушения;
3 - сброс и взброс;
4 - линии профилей;
a-f, 1 - 4, А, В - проекции
точек, необходимых для
построения карты

130.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
Границы залежей, связанных с фациальной изменчивостью пластов
и статиграфическими несогласиями
Границы залежей можно проводить по линиям полного замещения
коллекторов продуктивного горизонта на площади непроницаемыми породами
или по линии выклинивания коллекторов.
Потерю горизонтом коллекторских свойств при сохранении его в разрезе
называют замещением коллекторов, а соответствующую экранирующую
границу - линией фациального замещения коллекторов или границей
распространения коллекторов. Положение линии замещения коллекторов
определяют по данным керна и промысловой геофизики о том, какими породами проницаемыми или непроницаемыми - представлен пласт в каждой скважине.
При ограниченном числе скважин положение линии замещения может быть
определено лишь приближенно.
Линия замещения на площади между этими скважинами проводится условно
либо строго на половине расстояния между ними.

131.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
Границы залежей, связанных с фациальной изменчивостью пластов
и статиграфическими несогласиями
При
выклинивании
или
размыве
продуктивных
отложений,
сопровождающихся несогласным залеганием слоев, образуются линии
выклинивания или размыва, ограничивающие площадь, за пределами которой
пласт не отлагался или размыт.
Определение положения линий выклинивания или размыва возможно
несколькими способами.
Выбор способа зависит от объема исходных данных. При небольшом числе
пробуренных скважин линии выклинивания и размыва проводятся условно
посредине между каждой парой скважин, в одной из которых имеется
продуктивный пласт, а в другой - отсутствует.
Положение линий выклинивания и размыва можно также уточнить путем
построения серии профилей.

132.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ
В пределах залежей насыщающие продуктивный
пласт газ, нефть и вода располагаются по высоте в
соответствии с действием гравитационных и
молекулярно-поверхностных сил.
В результате действия гравитационных сил
верхнюю часть залежи заполняет газ, имеющий
минимальную плотность, ниже располагается
нефть, а еще ниже - вода.

133.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ
Размещение нефти, газа и воды в пласте
(по М.И. Максимову)
I
II
III
IV
V
0
50
100
Водонасыщенность, %
1
2
3
Переходные зоны от нефти к газу
обычно имеют небольшую толщину.На
рисунке показано распределение газа,
нефти и воды в условном продуктивном
пласте
с
предельной
нефтегазонасыщенностью 80 %. Здесь по
характеру
насыщенности
можно
выделить пять интервалов (снизу вверх):
V - водоносная зона; IV - переходная
зона от воды к нефти; III - нефтяная
зона; II - переходная зона от нефти к
газу; 1 - газоносная зона. Указанные
особенности распределения газа, нефти
и воды по разрезу создают сложности в
определении
границ
залежей
по
нефтегазонасыщенности
пород
водонефтяного
контакта
(ВНК),
газонефтяного
контакта
(ГНК),
газоводяного контакта (ГВК).

134.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ
(пример обоснования положения границ в переходной зоне)
κПр 0
3
4
0,5
0
0,5
рк, Па
0,6
1,0
Н, м
1
2
15,0
12,5
0,4
10,0
7,5
II
IV
0,2
III
0
5,0
I
2,5
0,5
1,0 κв, κн
На рис. показано изменение по разрезу нефтеводонасыщенности и
капиллярного давления в реальном терригенном коллекторе с
высокими фильтрационно-емкостными свойствами (по данным
исследования керна одного из месторождений Татарии). Из рисунка
видно, что при капиллярном давлении, равном нулю, пористая
среда
полностью
водонасыщена,
т.е.
коэффициент
водонасыщенности kв = 1. Несколько выше нулевого уровня
капиллярного давления четко выделяется уровень I, на котором в
пористой среде появляется нефть (кривая 2). Выше уровня
коэффициент нефтенасыщенности kн возрастает вначале весьма
интенсивно, затем все медленнее, пока не достигает значений,
близких к предельному (0,86). Соответственно kв выше уровня I
уменьшается вначале быстро (кривая I), затем медленнее, до
значений, близких к минимальным (0,14). По значениям kн близким
к максимальным, а kв - близким к минимальным, с некоторой долей
условности проводится уровень II. Уровень I соответствует
подошве переходной зоны, а уровень II - ее кровле. Кривые 3, 4 на
рис.
характеризуют зависимость фазовой проницаемости в
переходной зоне от насыщенности нефтью и водой. По фазовой
проницаемости переходную зону можно разделить на три части.
В нижней части переходной зоны фазовая проницаемость коллекторов для нефти равна нулю, и
лишь по достижении определенного значения kн нефть способна двигаться по пористой среде.
Этому значению kн соответствует уровень III, ниже которого в переходной зоне подвижной является
только вода.

135.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ
ВНК
Применительно к каждому контакту
различают внешний и внутренний контуры.
Внешний контур - линия пересечения
контакта с верхней поверхностью пласта,
внутренний - с нижней поверхностью.
3
4
1
2
Во внутреннем контуре находится
чисто нефтяная (газовая) часть пласта.
Внешний контур является границей
залежи.
Между внешним и внутренним
контурами располагается приконтурная
(водонефтяная,
водогазовая,
1 - внешний контур нефтеносности
(по кровле пласта)
газонефтяная) часть.
2 - внутренний контур нефтеносности
Соответственно положение внешнего
(по подошве пласта)
3 - нефтяная зона
контура находят на карте кровли, а
4 - приконтурная зона
внутреннего - на карте подошвы пласта.
зона расположения «водоплавающей» нефти

136.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ИЗУЧЕНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ
(расположение языков обводнения и целиков нефти)
2
1
1 - языки обводнения;
2 - целики нефти.
В процессе добычи нефти обычно происходит продвижение контуров
ненфтеносности
При неравномерном продвижении контуров нефтеносности образуются языки
обводнения, что может привести к появлению разрозненных целиков нефти,
захваченных водой. Неравномерное продвижение контуров нефтеносности
зависит от неоднородности пласта (особенно по его проницаемости), отбора
жидкости из пласта без учета этой неоднородности и т.д.

137.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ
Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных
характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи.
Различают два основных вида геологической
макронеоднородность и микронеоднородность.
неоднородности
-
Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в
объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней
коллекторов и неколлекторов.
Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем
пробуренным скважинам.
Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по
простиранию пластов (по площади).

138.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ
По толщине макронеоднородность
проявляется в присутствии в разрезе
горизонта нескольких продуктивных
пластов и прослоев коллекторов обычно в разном количестве на
различных
участках
залежей
вследствие наличия мест их слияния,
отсутствия в разрезе некоторых
пластов.Соответственно
макронеоднородность проявляется и в
изменчивости толщины горизонта в
целом.
Отображение макронеоднородности на
фрагменте
геологического
разреза
горизонта.
Кровля и подошва: 1 - пласта, 2 - прослоя,
3 - коллектор, 4 - неколлектор, а-в - индексы
пластов-коллекторов
Графически макронеоднородность
по вертикали (по толщине объекта)
отображается с помощью профилей и
схем детальной корреляции.

139.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ
По простиранию макронеоднородность
изучается по каждому из выделенных в разрезе
горизонта
пластов-коллекторов.
Она
проявляется в изменчивости их толщин вплоть
до нуля, т.е. наличии зон отсутствия
коллекторов (литологического замещения или
выклинивания).
Фрагмент карты распространения коллекторов одного
из пластов горизонта:
1 - ряды скважин Н - нагнетательных;
Д - добывающих, 2 –границы распространения
коллекторов, 3 - границы зон слияния, участки
4 - распространения коллекторов, 6 - слияния пласта с
вышележащим пластом, 7 - слияния пласта с нижележащим
пластом.
По площади она отображается с
помощью карт распространения
коллекторов каждого пласта, на
которых показываются границы
площадей
распространения
коллектора и неколлектора, а также
участки слияния соседних пластов.

140.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ
Существуют следующие количественные показатели,
макронеоднородность пласта по разрезу и по площади:
характеризующие
коэффициент расчлененности, показывающий среднее число пластов
(прослоев) коллекторов в пределах залежи;
коэффициент песчанистости, показывающий долю объема коллектора (или
толщины пласта) в общем объеме (толщине) залежи;
коэффициент литологической связанности, оценивающий степень слияния
коллекторов двух пластов, Ксв = Fсв /Fк/, где Fсв - суммарная площадь участков
слияния; Fсв – площадь распространения коллекторов в пределах залежи;
коэффициент распространения коллекторов на площади залежи,
характеризующий степень прерывистости их залегания, Красп = Fк / F/ , где Fк –
суммарная площадь зон распространения коллекторов пласта;
коэффициент сложности границ распространения коллекторов пласта, Ксл
= Lкол / П, где Lкол – суммарная длина границ участков с распространением
коллекторов; П – периметр залежи (длина внешнего контура нефтеносности);

141.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ
Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи при
подсчете запасов и проектировании разработки:
моделировать форму сложного геологического тела (пород-коллекторов),
служащего вместилищем нефти или газа;
выявлять участки повышенной толщины коллекторов, возникающей в
результате слияния прослоев (пластов), и соответственно возможные места
перетока нефти и газа между пластами при разработке залежи;
определять
целесообразность
эксплуатационный объект;
объединения
пластов
в
единый
обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных
скважин;
прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработкой;

142.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ
Микронеоднородность
продуктивных
пластов
выражается
в
изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в границах присутствия
коллекторов в пределах залежи углеводородов.
Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости,
нефтенасыщенности и при необходимости по пористости. Для изучения
микронеоднородности используют данные определения этих параметров по
образцам пород и геофизическим данным.
Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов
применяют два основных способа - вероятностно-статистический,
базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий
данные интерпретации геофизических исследований скважин.

143.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ
Изучение микронеоднородности позволяет:
определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород;
прогнозировать при проектировании разработки характер и темп включения в
работу различных частей залежи и соответственно процесс обводнения скважин и
добываемой продукции из залежи в целом;
оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не вовлеченные в
разработку, и обосновать мероприятия по улучшению использования недр

144.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ
Отображение макро- и микронеоднородностей на геологическом разрезе.
Кровля и подошва:
1 - пласта;
2 - прослоя;
3 - условные границы
между частями пласта
с различной проницаемостью;
проницаемость, мкм2:
4 - < 0,01;
5 - 0,01-0,05,
6 - 0,05-0,1;
7 - 0,1-0,4;
8 - > 0,04;
9 - непроницаемые
породы;
а-з - индексы пластов

145.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ
Фрагмент карты распространения коллекторов разной продуктивности пласта:
1
граница
зоны
распространения коллекторов;
2
внешний
контур
нефтеносности, коллекторы:
3 - непродуктивные;
4 низкопродуктивные,
5 - среднепродуктивные;
6 - высокопродуктивные;
7 - скважины

146.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
Различают два вида давления в земной коре - горное и гидростатическое.
ГОРНОЕ ДАВЛЕНИЕ – создается суммарным действием на породы
геостатического и геотектонического давления
Геостатическим называется давление вышележащих горных пород (от
поверхности земли до точки замера).
Геотектоническое давление – отражение напряжений, создаваемых в земной
коре различными непрерывно-прерывистыми тектоническими процессами.
Горное давление Ргор – давление в жестком каркасе пород, их матрице, оно
передается и жидкости, заполняющей пустотное пространство пород.
ГИДРОСТАТИЧЕСКОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ – давление в пласте
коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод,
перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального погружения

147.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НАЧАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ
Пластовое давление - один из важнейших факторов,
определяющих энергетические возможности продуктивного пласта,
производительность скважин и залежи в целом.
Если вскрыть скважиной водоносный пласт-коллектор и снизить в ее стволе
уровень промывочной жидкости, то под действием пластового давления в эту
скважину из пласта начнет поступать вода. Ее приток прекращается после того,
как столб воды уравновесит пластовое давление.
Аналогичный процесс - поступление в скважину нефти, газа - протекает при
вскрытии нефтегазонасыщенного пласта. Следовательно, пластовое давление
может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при
установлении статического равновесия в системе пласт-скважина: Рпл = h g
где: h - высота столба жидкости, уравновешивающего пластовое давление, м;
- плотность жидкости в скважине, кг/м3;
g - ускорение свободного падения,
м/с2.

148.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НАЧАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ
При практических расчетах формулу
используют в следующем виде: Рпл = h /с,
где С – коэффициент, равный 102 при
измерении давления в МПа.
Устанавливающийся в скважине уровень
жидкости,
соответствующий
пластовому
давлению,
называют
пьезометрическим
уровнем.
Поверхность,
проходящая
через
пьезометрические уровни в различных точках
водонапорной системы (в скважинах), называют
пьезометрической поверхностью.
0
0
1
2
1 - пласт-коллектор; 2 - пьезометрический уровень
в скважине;
О - О -условная плоскость; h1 - пьезометрическая высота;
z - расстояние от середины пласта до условной плоскости;
h2 - пьезометрический напор

149.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НАЧАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ
Высоту столба жидкости h в зависимости
от решаемой задачи обычно определяют как
расстояние от пьезометрического уровня до
середины пласта коллектора – такой столб
жидкости h1 называют пьезометрической
высотой - или как расстояние от
пьезометрического уровня до условно
принятой горизонтальной плоскости - этот
столб жидкости высотой h2 = h1 + z,
где z - расстояние между серединой пласта
и
условной
плоскостью,
называют
пьезометрическим напором.
0
0
1
2
1 - пласт-коллектор; 2 - пьезометрический уровень
в скважине;
О - О -условная плоскость; h1 - пьезометрическая высота;
z - расстояние от середины пласта до условной плоскости;
h2 - пьезометрический напор

150.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НАЧАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ
В связи со сложностью рельефа земной поверхности устья скважин,
пробуренных в разных точках на водоносный пласт, обладающий давлением,
могут быть выше, ниже и на уровне пьезометрической поверхности.
Область
питания
Скв.1
-h1
Скв.2
Н1
Скв.3
Область
разгрузки
+h3
Н2
Н3
Область создания
напора и стока
7
6
4
5
3
2
1
1 – водонасыщенный пласт-коллектор;
2 – залежь нефти; 3 – пьезометрическая
поверхность;
4 – земная поверхность; 5 – скважина со столбом пластовой воды,
6 – направление движения
жидкости; 7 – водоупорные породы.

151.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НАЧАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ
Область
питания
Скв.1
-h1
Скв.2
Н1
Область
Скв.3 разгрузки
+h3
Н2
Н3
Область создания
напора и стока
1
2
3
4
5
6
7
1 – водонасыщенный пласт-коллектор;
2 – залежь нефти; 3 – пьезометрическая
поверхность;
4 – земная поверхность; 5 –
скважина со столбом пластовой воды, 6 –
направление движения
жидкости; 7 –
водоупорные породы.
В скважинах с устьями выше
пьезометрической поверхности (скв1)
абсолютное
пластовое
давление
можно определить, зная глубину скв.
Н1 до середины пласта и глубину
пьезометрического уровня от устья
скважины h1, а также плотность воды
в (она обычно больше 1 в следствии
того,
что
пластовые
воды
минерализованы):
Рпл1 = [(H1-h1)/102] в.

152.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НАЧАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ
Область
питания
В скважинах с устьями,
совпадающими
с
пьезометрической поверхностью
скв2), Рпл2 = H2 в /102
Скв.1
-h1
Скв.2
Н1
Скв.3
Область
разгрузки
+h3
Н2
Н3
Область создания
напора и стока
1
2
3
4
5
1 – водонасыщенный пласт-коллектор;
2 – залежь нефти; 3 – пьезометрическая
поверхность;
4 – земная поверхность; 5 –
скважина со столбом пластовой воды, 6 –
направление движения
жидкости; 7 –
водоупорные породы.
6
7
Скважины с устьями ниже
пьезометрической
поверхности (скв 3) будут
фонтанировать.
Пластовое
давление в таких скважинах
можно определить, замерив
манометром давление pу на их
герметизированных устьях:
Рпл3 = [(H3 в /102)]+pу,
где ру = h3pв/102, h3 –
превышение
пьезометрического уровня над устьем
скважины.

153.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НАЧАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ
Для характеристики изменения пластового давления в водонапорных
системах и залежах пользуются вертикальным градиентом пластового
давления grad p, отражающим величину изменения pпл на 1 м глубины
скважины: grad p = pпл/Н.
На величину grad p в различных скважинах заметное влияние оказывает
разность абсолютных отметок пьезиметрической поверхности и устьев скважин.
В скважинах, устья которых находятся выше пьезометрической поверхности,
значения grad p меньше, а в скважинах, устья которых находятся ниже этой
поверхности, значения grad p больше по сравнению с его значениями в
скважинах, устья которых совпадают с пьезометрической поверхностью.
Градиент пластового давления имеет значения от 0, 008 до 0, 025 МПа/м и
иногда более.

154.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НАЧАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ
Каждая залежь УВ имеет некоторое природное пластовое давление. В
процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается,
соответственно различают начальное (статическое) и текущее (динамическое)
пластовое давление
Начальное (статическое) пластовое давление - это давление в пластеколлекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него
жидкостей или газа.
Значение начального пластового давления в залежи и за ее пределами
определяется особенностями природной водонапорной системы, к которой
приурочена залежь, и местоположением залежи в этой системе.

155.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НАЧАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ
Природной водонапорной системой называют систему гидродинамически
сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещинных зон с
заключенными в них напорными водами, которая характеризуется едиными
условиями возникновения и общим механизмом непрерывного движения
подземных вод.
В пределах каждой водонапорной системы могут быть выделены три
основных элемента:
область питания - зоны, в которых в систему поступают воды, за счет чего
создается давление, обусловливающее движение воды,
область стока - основная по площади часть резервуара, где происходит
движение пластовых вод,
область разгрузки - части резервуара, выходящие на земную поверхность или
расположенные в недрах (например, связанные

156.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НАЧАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ
Природные водонапорные системы подразделяют на инфильтрационные и
элизионные, различающиеся условиями создания и значениями напора.
Геогидродинамические системы
грунтовые
водонапорные
Инфильтрационные
(гидростатические)
(атмосферные осадки,
рек, озер и т.д.)
воды
Элизионные
(выжимание
поровых
вод
из
уплотняющихся
осадков
при
увеличении геостатической нагрузки)
Классификация геогидродинамических систем

157.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НАЧАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ
В зависимости от степени соответствия начального пластового давления
глубине залегания пластов-коллекторов выделяют две группы залежей УВ:
• залежи
с
начальным
гидростатическому давлению;
• залежи с начальным
гидростатического.
пластовым
пластовым
давлением,
давлением,
соответствующим
отличающимся
от
В геолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида
залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида - залежами с
аномальным пластовым давлением. Подобное разделение следует считать
условным, так как любое значение начального пластового давления связано с
геологическими особенностями района и т.д.

158.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
ЗАЛЕЖИ С ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ СООТВЕТСТВУЮЩИМ ГИДРОСТАТИЧЕСКОМУ
Гидростатическим пластовым давлением (ГПД) называют давление в
пласте-коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки
вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального
погружения.
В водоносном пласте начальное пластовое давление считают равным
гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота в
каждой его точке примерно соответствует глубине залегания пласта.
Пластовое давление, близкое к гидростатическому, характерно для
инфильтрационных водонапорных систем и приуроченных к ним залежей.
За пределами залежей нефти и газа, т.е. в основной по площади водоносной
части инфильтрационных систем, значение вертикального градиента пластового
давления обычно не выходит за пределы 0,008-0,013 МПа/м и в среднем
составляет около 0,01 МПа/м.

159.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
ЗАЛЕЖИ С ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ ОТЛИЧАЮЩИМСЯ ГИДРОСТАТИЧЕСКОМУ
Начальное пластовое давление в водоносных пластах, а также на ВНК и ГВК
залежей, вертикальный градиент которого выходит за пределы значений этого
показателя, характерных для пластового давления, соответствующего
гидростатическому,
называется
давлением,
отличающимся
от
гидростатического.
При
gradp
>
0,013
пластовое
давление
обычно
считают
сверхгидростатическим (СГПД).
Наличие в пластах-коллекторах СГПД можно объяснить тем, что на
определенном этапе геологической истории резервуар получает повышенное
количество жидкости в связи с превышением скорости ее поступления над
скоростью оттока.
Сверхгидростатическое пластовое давление характерно для элизионных
водонапорных систем. В таких системах 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 результате геодинамического
давления при тектонических напряжениях.

160.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
ЗАЛЕЖИ С ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ ОТЛИЧАЮЩИМСЯ ГИДРОСТАТИЧЕСКОМУ
Вместе с водами, выжимаемыми из породы-коллектора, последним передается
часть геостатического давления. При этом пластовое давление повышается по
сравнению с нормальным гидростатическим Рпл.г на величину Рдоп.
Рпл= Рпл.г+ Рдоп. ; где Рдоп.=Vдоп/ в Vв
Vдоп.- превышение количества поступающей в пласт-коллектор воды над
количеством ее, удаляющимся в область разгрузки;
в - коэффициент сжимаемости воды;
Vв - общий объем воды в пласте-коллекторе.

161.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
ТЕМПЕРАТУРА В НЕДРАХ
Известно, что в недрах месторождений температура возрастает с
глубиной, начиная от так называемого нейтрального слоя с неизменной
температурой. Продуктивные пласты имеют природную (начальную)
температуру, значение которой определяется закономерностями
изменения температуры по разрезу месторождения.
Замеры температур в скважинах производят либо максимальным
термометром, либо электротермометром.
Замеры температуры можно производить в скважинах, закрепленных
обсадными трубами и не закрепленными ими. Перед замером скважина
должна быть оставлена в покое на 20-25сут для того, чтобы в ней
восстановился нарушенный бурением или эксплуатацией естественный
температурный режим.

162.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
ТЕМПЕРАТУРА В НЕДРАХ
Данные замеров температур могут быть использованы для определения
геотермической ступени и геотермического градиента.
Геотермическую ступень, т. е. расстояние в метрах, при углублении на
которое температура пород закономерно повышается на 1 °С, определяют по
формуле
G -геотермическая ступень, м/0С
h - глубина слоя с постоянной температурой, м
Н - глубина места замера температуры, м
Т - температура на глубине 0С
t - средняя годовая температура воздуха на поверхности.ю 0С

163.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
ТЕМПЕРАТУРА В НЕДРАХ
По
данным
температурных
исследований строят термограмму, т.е.
кривую, отражающую рост естественной
температуры пород с увеличением
глубины. Такие термограммы называют
геотермами. Сочетание геотермы с
литолого-стратиграфической
колонкой
скважины представляет собой геологогеотермический разрез скважины.
Геолого-геотермический
разрез
скважины (по ВА. Луткову):
а, б, в, г - литолого-стратиграфические
пачки пород

164.

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
ТЕМПЕРАТУРА В НЕДРАХ
С помощью геолого-геотермического разреза скважины определяют значения
геотермического градиента - частные и среднее взвешенное
Геотермический градиент ∆Г характеризует изменение температуры при
изменении глубины на 100м.
(Т t )100
Г
H h
Зависимость между геотермической ступенью и геотермическим градиентом
выражается соотношением:
100
Г
G

165.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
Природным режимом залежи называют совокупность
естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают
перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих
скважин.
В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах,
относятся:
• напор контурной воды под действием ее массы – водонапорный режим;
• напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды упруговодонапорный;
давление газа газовой шапки - газонапорный (режим газовой шапки);
• упругость выделяющегося
растворенного газа;
из
нефти
сила тяжести нефти - гравитационный.
растворенного
в
ней
газа
-

166.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии
являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор
краевых пластовых вод.
Соответственно различают режимы:
• газовый
• упруговодогазонапорный

167.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (водонапорный режим)
Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме
При водонапорном режиме
основным видом энергии является
ВНКк
напор краевой воды, которая
внедряется
в
залежь
и
ВНКтек
относительно быстро полностью
ВНКнач компенсирует
отбираемое
количество нефти и попутной
воды. В процессе эксплуатации
залежи в ее пределах происходит
2
4
1
3
движение всей массы нефти.
Объем залежи постепенно
изменение объема залежи в процессе:
1- интервалы перфорации; 2-нефть; 3-вода;
сокращается за счет подъема ВНК.
4- направление движения воды и нефти;
положение ВНК: ВНКнач-начальное,
ВНКк – конечное;

168.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (водонапорный режим)
Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтрационным
водонапорным системам, при хорошей гидродинамической связи залежи с
законтурной зоной пласта и с областью питания.
Это обеспечивается при следующих геологических условиях:
• больших размерах законтурной области;
• небольшой удаленности залежи от области питания,
• высокой проницаемости и относительно однородном строении пластаколлектора как в пределах залежи, так и в водоносной области;
• отсутствии тектонических нарушений,
• низкой вязкости пластовой нефти;
• при небольших размерах залежи и соответственно умеренных отборах
жидкости из продуктивного горизонта, благодаря чему они могут полностью
компенсироваться внедряющейся в залежь водой.

169.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (водонапорный режим)
Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме
Рпл
Водонапорный
режим
следующие
особенности
показателей разработки:
G
В
Рнас
qн
qж
0,1
0,3
Основной период
разработки
0,5
IV
стадия
0,7
kизвл.н
динамика
основных
показателей
разработки: давление: Рпл –пластовое,
Рнас –насыщение; годовые отборы: qк –
нефти, qж – жидкость; В – обводненность
продукции; G – промысловый газовый
фактор; kизвл.н-коэффициент извлечения
нефти
отличают
динамики
• тесная связь поведения динамического
пластового давления с величиной текущего
отбора жидкости из пласта - относительно
небольшое снижение его при увеличении
отбора,
неизменная
величина
при
постоянном отборе, увеличение при
уменьшении отбора, восстановление почти
до начального пластового давления при
полном прекращении отбора жидкости из
залежи; область снижения давления
обычно ограничивается площадью залежи;

170.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (водонапорный режим)
Пример разработки нефтяной залежи при природном водонапорном режиме
Водонапорный
режим
отличают
следующие
особенности
динамики
показателей разработки:
• практически неизменные на протяжении
всего периода разработки средние значения
промыслового газового фактора;
Рпл
G
В
Рнас
qн
qж
0,1
0,3
Основной период
разработки
0,5
IV
стадия
0,7
kизвл.н
динамика
основных
показателей
разработки: давление: Рпл –пластовое,
Рнас –насыщение; годовые отборы: qк –
нефти, qж – жидкость; В – обводненность
продукции; G – промысловый газовый
фактор; kизвл.н-коэффициент извлечения
нефти
• достигаемый высокий темп годовой
добычи нефти в период высокой стабильной
добычи нефти, называемый II стадией
разработки, - до 8-10% в год и более от
начальных извлекаемых запасов (НИЗ);
отбор за основной период разработки (за
первые три стадии) около 85-90%
извлекаемых запасов нефти;
При водонапорном режиме достигается
наиболее высокий коэффициент
извлечения нефти - до 0,6-0,7..

171.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (упруговодонапорный режим)
Режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием
напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным
источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и
насыщающей их жидкости
При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется
внедряющейся в залежь водой. В результате снижение давления в пласте
постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую
область водоносной части пласта. В этой области происходит
соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты
упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах
области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи,
упругие силы пласта служат источником значительной энергии.
Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических
условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных
систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с
областью питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной
проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной
вязкости нефти.

172.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (упруговодонапорный режим)
Рпл
Процесс вытеснения нефти водой из
пласта
аналогичен
водонапорному
режиму, однако вследствие менее
благоприятных
геолого-физических
условий доля неизвлекаемых запасов по
сравнению с водонапорным режимом
несколько возрастает.
В
G
qн
Рнас
qж
IV
стадия
0,1
0,2
0,3
0,4
Основной период
разработки
0,5
0,7
kизвл.н
Динамика основных показателей
давление: Рпл –пластовое, Рнас –насыщение;
годовые отборы: qк – нефти, qж – жидкость;
В - обводненность продукции;
G - промысловый газовый фактор;
kизвл.-коэффициент извлечения нефти

173.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (упруговодонапорный режим)
Рпл
Динамика
показателей
разработки
при
упруговодонапорном режиме имеет и сходства с
В
динамикой водонапорного режима, и отличия от нее:
G
Отличия заключаются в следующем: при
упруговодонапорном режиме на протяжении
qн
q
всего
периода
разработки
происходит
Рнас ж
снижение пластового давления; по мере
расширения области снижения давления
IV
вокруг залежи темп падения давления
стадия
постепенно замедляется, в результате отбор
жидкости при падении давления на 1 МПа во
0,1 0,2 0,3 0,4
0,5 0,7 k
извл.н
Основной период
времени постепенно возрастает.
разработки
Основное сходство состоит в том, что на
Динамика основных показателей
протяжении всего периода разработки
давление: Рпл - пластовое, Рнас промысловый газовый фактор остается
насыщение; годовые отборы: qк –
постоянным
вследствие
превышения
нефти, qж – жидкость;
пластового
давления
над
давлением
В - обводненность продукции;
G - промысловый газовый фактор;
насыщения.
kизвл.-коэффициент извлечения нефти

174.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (упруговодонапорный режим)
Рпл.
Рпл.нач
Кривая
1
соответствует
случаю,
упруговодонапорная система имеет большие размеры
когда
Кривая 2 отражает случай с
3
2
относительно
небольшой
законтурной
областью,
что
характерно
для
продуктивных
Рнас
горизонтов,
в
которых
или
Qж проницаемость резко снижается в
Зависимость динамического пластового законтурной области, или имеются
давления Рпл от накопленной добычи дизъюнктивные
нарушения
на
жидкости Qж с начала ее разработки.
небольшом удалении от залежи.
Размеры законтурной области: 1-большие; 2-небольшие; 3-
1
законтурная область практически отсутствует
Зависимость, представленная линией 3, указывает на то, что добыча
жидкости осуществляется лишь за счет упругих сил собственно нефтеносной
области (залежь литологического типа или запечатанная). Такой режим залежей в
практике называют упругим.

175.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
Рпл
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (упруговодонапорный режим)
В
G
qн
Рнас
qж
IV
стадия
0,1 0,2 0,3 0,4
Основной период
разработки
0,5
0,7 k
извл.н
Динамика основных показателей
Темп
добычи
нефти
при
упруговодонапорном режиме во II стадии
разработки обычно не превышает 5-7% в год от
НИЗ. К концу основного периода разработки
обычно отбирается около 80 % извлекаемых
запасов.
Добыча нефти сопровождается более
интенсивным обводнением продукции, чем при
водонапорном режиме.
Значение водонефтяного фактора к концу
разработки может достигнуть 2-3.
давление: Рпл - пластовое, Рнас насыщение; годовые отборы: qк – нефти,
Значения
конечного
коэффициента
qж – жидкость;
извлечения нефти обычно не превышают 0,5В - обводненность продукции;
0,55.
G - промысловый газовый фактор;
kизвл.-коэффициент извлечения нефти

176.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (газонапорный режим)
Газонапорный режим - это режим
нефтяной части газонефтяной залежи,
при котором нефть вытесняется из пласта
под действием напора газа, заключенного
в газовой шапке. В результате снижения
ГНКнач.
пластового давления в нефтяной части
ГНКтек.
ГНКк залежи происходит расширение газовой
ВНК шапки и соответствующее перемещение
вниз ГНК.
1
Изменение
объема
процессе разработки
2
залежи
в
Режим в чистом виде может
действовать в залежах, не имеющих
гидродинамической связи с законтурной
областью, или при весьма слабой
активности краевых вод.
1 – газ; 2 – запечатывающий слой на
границе ВНКнач; положение ГНК: ГНКначОбъем нефтяной части залежи при ее
начальное,
ГНКтектекущее,
ГНКкразработке сокращается в связи с
конечное;
опусканием ГНК. Размер площади
нефтеносности остается постоянным

177.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (газонапорный режим)
Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима:
• наличие большой газовой шапки,
ГНКнач.
обладающей достаточным запасом
ГНКтек.
ГНКк
ВНК
энергии для вытеснения нефти;
значительная высота нефтяной части
залежи;
1
2
высокая проницаемость пласта по
Режим
вертикали;
малая вязкость пластовой нефти (не
Иизменение объема залежи в
более 2-3 мПа с).
процессе разработки
1 – газ; 2 – нефть; ВНКнач; положение
С
целью
ГНК: ГНКнач- начальное, ГНКтекпреждевременных
текущее, ГНКк- конечное;
предотвращения
прорывов газа в
нефтяные скважины в них перфорируют
нижнюю
часть
нефтенасыщенной
толщины, т.е. отступают от ГНК.

178.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (газонапорный режим)
Рнас = Рпл.нач
G
Рпл.тек
0,1
0,2
0,3
Основной период
разработки
IV стадия
II стадия
qн
0,4
kизвл.н
Динамика основных
показателей разработки:
давление: Рпл - пластовое, Рнас насыщение; годовые отборы: qк нефти, qж - жидкость; В обводненность продукции; G промысловый газовый фактор;
kизвл.н-коэффициент извлечения
нефти
При разработке залежи в условиях
газонапорного режима пластовое давление
постоянно снижается. Темпы его снижения
зависят от соотношения объемов газовой и
нефтяной частей залежи и от темпов отбора
нефти из пласта.
Темпы годовой добычи нефти в процентах
от НИЗ во II стадии могут быть довольно
высокими - примерно такими же, как и при
водонапорном режиме.
Невысокое значение КИН объясняется
неустойчивостью
фронта
вытеснения
(опережающим перемещением газа по наиболее
проницаемым частям пласта), образованием
конусов
газа,
а
также
пониженной
эффективностью вытеснения нефти газом по
сравнению с водой.

179.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (газонапорный режим)
Рнас = Рпл.нач
G
Рпл.тек
0,1
0,2
0,3
Основной период
разработки
IV стадия
II стадия
qн
0,4
kизвл.н
Динамика основных показателей
разработки:
давление: Рпл - пластовое, Рнас насыщение; годовые отборы: qк - нефти, qж жидкость; В - обводненность продукции; G промысловый
газовый
фактор;
kизвл.нкоэффициент извлечения нефти
Средний
промысловый
газовый
фактор по залежи в начальные стадии
разработки может оставаться примерно
постоянным.
По мере опускания ГНК в скважины
поступает газ из газовой шапки,
происходит выделение газа из нефти и
значение газового фактора начинает
резко возрастать, что приводит к
снижению уровня добычи нефти
Добыча
нефти
осуществляется
практически без попутной воды.

180.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (режим растворенного газа)
G
Рнас
Рнл
Режим растворенного газа - режим нефтяной
залежи, при котором пластовое давление падает в
процессе разработки ниже давления насыщения, в
результате чего газ выделяется из раствора и
пузырьки окклюдированного газа, расширяясь,
вытесняют нефть к скважинам.
II стадия
Режим в чистом виде проявляется при
qн
отсутствии влияния законтурной области, при
III
IV
близких или равных значениях начального
стадия
стадия
пластового давления и давления насыщения, при
0,1
0,2
0,3
0,4
kизвл.н
Основной период
повышенном газосодержании пластовой нефти,
разработки
при отсутствии газовой шапки
инамика основных показателей
разработки:
давление: Рпл –пластовое, Рнас –
насыщение; годовые отборы: qк – нефти,
qж – жидкость; В – обводненность
продукции; G – промысловый газовый
фактор; kизвл.н-коэффициент извлечения
нефти
В
процессе
разработки
происходит
уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем
же залежи остается неизменным. В связи с этим в
добывающих скважинах перфорируют всю
нефтенасыщенную толщину пласта.

181.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (режим растворенного газа)
G
Динамика годовых показателей разработки
залежи при этом режиме имеет следующие
особенности:
Рнас
qн
II стадия
Рнл
III
стадия
0,1 период
0,2
Основной
разработки
IV
стадия
0,3
0,4 kизвл.н
Пластовое давление интенсивно снижается на
протяжении всего периода разработки, в
результате чего разница между значениями
давления насыщения и текущим пластовым
давлением со временем нарастает
. Промысловый газовый фактор некоторое
время остается постоянным. Затем с увеличением
количества
выделяющегося
газа
фазовая
Динамика
основных
проницаемость для него возрастает и значение
показателей разработки:
давление: Рпл –пластовое, Рнас – промыслового газового фактора увеличивается до
насыщение; годовые отборы: qк – значений,
в несколько раз превышающих
нефти, qж – жидкость; В –
обводненность продукции; G – пластовое газосодержание (в скважины поступает
промысловый
газовый
фактор; газ,
выделившийся из нефти, не только
kизвл.н-коэффициент
извлечения
извлекаемой на поверхность, но и остающейся в
нефти
пласте).

182.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (режим растворенного газа)
G
Дегазация пластовой нефти может приводить
к существенному повышению ее вязкости. Позже
вследствие
дегазации
пластовой
нефти
происходит уменьшение и промыслового газового
фактора - до нескольких кубометров на 1 м3.
Рнас
qн
II стадия
Рнл
III
стадия
0,1 период
0,2
Основной
разработки
IV
стадия
0,3
0,4 kизвл.н
Динамика
основных
показателей разработки:
давление: Рпл –пластовое, Рнас
–насыщение; годовые отборы:
qк – нефти, qж – жидкость; В –
обводненность продукции; G –
промысловый газовый фактор;
kизвл.н-коэффициент извлечения
нефти
В общей сложности за весь период разработки
среднее значение промыслового газового фактора
намного (в 4-5 раз и более) превышает начальное
газосодержание пластовой нефти.
Добыча нефти после достижения ее
максимального уровня сразу же начинает
снижаться, т.е. II стадия разработки продолжается
обычно всего один-два года. Нефть добывают
практически без воды.

183.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
а
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (гравитационный режим)
Гравитационный режим - это режим, при котором
нефть перемещается в пласте к скважинам под
действием силы тяжести самой нефти.
1
2
3
Этот вид энергии может действовать, когда
другими ее видами залежь не обладает. Режим
может быть природным, но чаще проявляется
qн,%
после
завершения
действия
режима
10
растворенного газа, т.е. после дегазации нефти и
8
снижения пластового давления. Его проявлению
6 Режим
способствует значительная высота залежи. Нефть
4 раствов пласте стекает в пониженные части залежи.
Гравитационный
2 ренного
Дебит скважин в целом низок и возрас
газа
газа
тает с понижением гипсометрических отметок
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5kизвл.н
интервалов вскрытия пласта.
ВНКнач
б
а - изменение объема залежи в процессе разработки; б - динамика годовых отборов нефти qн,: 1- 3 последовательные границы нефтенасыщения пласта (в результате "осушения" верхней части залежи);
стрелками показано направление фильтрации нефти;

184.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
а
НЕФТЯНЫЕ ЗАЛЕЖИ (гравитационный режим)
Дебит присводовых скважин постепенно
уменьшается в результате "осушения" пласта.
По той же причине сокращается объем
залежи.
1
2
3
ВНКнач
б q ,%
н
10
8
Нефть отбирается очень низкими темпами
- менее 2-1 % в год от начальных извлекаемых
запасов.
Силы тяжести в пласте действуют очень
медленно, но за их счет в течение
длительного времени может быть достигнут
высокий коэффициент извлечения нефти.
6 Режим
4 раствоГравитационный
ренного
2
газа
газа
0,1 0,2 0,3 0,4 0,5kизвл.н
а - изменение объема залежи в процессе
разработки; б - динамика годовых
отборов нефти qн,: 1- 3 - последовательные
границы нефтенасыщения пласта (в результате
"осушения" верхней части залежи); стрелками показано
направление фильтрации нефти;
Пластовое
давление
при
рассматриваемом
режиме
обычно
составляет
десятые
доли
МПа,
газосодержание пластовой нефти единицы кубометров в 1 м3.

185.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
ГАЗОВЫЕ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ ЗАЛЕЖИ
При газовом режиме (режиме расширяющегося газа) приток газа к забоям
скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым
находится газ в продуктивном пласте.
Ее запас обычно оказывается достаточным для довольно полной выработки
залежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы).
Режим формируется при отсутствии влияния законтурной области и может
иметь место в условиях как инфильтрационной, так и элизионной водонапорной
системы.
При газовом режиме объем залежи практически не меняется. Пластовое
давление залежи Pпл в процессе ее разработки непрерывно снижается.
По газоконденсатным залежам зависимость пластового давления от добытого
количества газа может отличаться от прямолинейной. Режим обеспечивает
достаточно высокие темпы добычи газа - по крупным залежам в период
максимальной добычи до 8-10°/о начальных запасов в год и более.
Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие
- 0,9-0,97.

186.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
ГАЗОВЫЕ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ ЗАЛЕЖИ (упруговодогазонапорный режим)
Упруговодогазонапорный режим - режим, при котором в процессе
разработки залежи отмечается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в
залежь краевой воды.
При этом режиме напор краевой воды всегда сочетается с действием
упругих сил газа. Масштабы внедрения в залежь воды принято оценивать
коэффициентом возмещения, который равен отношению объема воды,
внедрившейся в залежь за определенный период времени, к объему газа в
пластовых условиях, отобранному из залежи за этот же период.
При этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление
снижается медленнее, чем при газовом.
Действие
упруговодогазонапорного
режима
сопровождается
постепенным обводнением части скважин, в связи с чем они рано (в то
время, когда залежь еще имеет высокое пластовое давление) выходят из
эксплуатации.

187.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ; ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Под системой разработки месторождения понимают
совокупность технологических и технических мероприятий,
обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и
попутных компонентов из пластов и управление этим
процессом.
В зависимости от количества, толщины, типов и фильтрационной
характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных
пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т. д. система
разработки месторождения может предусматривать выделение в его
геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки
(эксплуатационных объектов).

188.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ; ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из
них обосновывается своя рациональная система разработки. Будучи
увязанными между собой, системы разработки отдельных эксплуатационных
объектов составляют рациональную систему разработки месторождения в
целом.
Рациональной называют систему разработки, которая
обеспечивает возможно более полное извлечение из пластов
нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при
наименьших затратах.
Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение
правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных,
производственных и экономических особенностей района, рациональное
использование природной энергии залежей, применение при необходимости
методов искусственного воздействия на пласт.

189.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ; ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит
геологопромысловое обоснование технологических решений:
1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом
месторождении;
2) о необходимости применения метода искусственного воздействия на
залежь или целесообразности разработки объекта с использованием
природной энергии;
3) при необходимости - о методе воздействия и его оптимальной
разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных
и добывающих скважин на площади:
4) о плотности сетки скважин;
5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;
6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса
разработки.
Выбор оптимального варианта выполняют на основе сравнения динамики
годовых
технологических
и
экономических
показателей
разработки
рассмотренных вариантов.

190.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ; ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Исследования по обобщению опыта разработки нефтяных месторождении
выполненные в разные годы и в разных масштабах, свидетельствуют о том, что
основное влияние на динамику технико-экономических показателей
разработки оказывает геолого-промысловая характеристика объектов.
Обоснование выделения эксплуатационных объектов и оптимальных
вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к
началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и
месторождения в целом.
Геологическая модель представляет собой комплекс
промыслово-геологических графических карт и схем, цифровых
данных, кривых, характеризующих зависимости между
различными параметрами залежей, а также словесное описание
особенностей залежей.

191.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ; ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Среди графических карт и схем обязательны:
• сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения;
• схемы детальной корреляции;
• структурные карты, отражающие тектоническое строение
эксплуатационного объекта;
• карты поверхностей коллекторов объекта с нанесением начальных
контуров нефтегазоносности;
• геологические профили по эксплуатационному объекту с
отражением условий залегания нефти и газа;
• карты распространения коллекторов (для каждого пласта в
отдельности);
• карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и
газонасыщенной толщины в целом по объекту и по отдельным пластам.
При специфических особенностях залежи приводятся необходимые
дополнительные карты и схемы (схема обоснования положения ВНК и
ГВК,
карты
распространения
коллекторов
разных
типов,
проницаемости и др.).

192.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ; ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ИХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Количественными значениями характеризуются:
пористость,
проницаемость,
начальная нефте(газо) насыщенность пород-коллекторов;
полная, эффективная, эффективная нефте(газо) насыщенная толщина,
толщина проницаемых разделов между пластами;
физико-химические свойства пластовых нефти, газа. конденсата, воды.
При этом для каждого параметра указываются:
• число определений разными методами и число исследованных
скважин;
• интервалы значений;
• оценка неоднородности на всех иерархических уровнях;
• среднее значение по объекты в целом и по его частям, изучаемым на
разных уровнях.

193.

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОБЪЕКТЫ
Эксплуатационным объектом называют пласт или группу
пластов, предназначенных для разработки одной серией
добывающих скважин при обеспечении возможности
регулирования разработки каждого из пластов или зональных
интервалов (объектов разработки) отдельно.
Эксплуатационный объект, в который объединяются несколько пластов одной
залежи или несколько залежей различных продуктивных пластов, следует
называть многопластовым эксплуатационным объектом.
Под объектом разработки понимают отдельный пласт или
зональный интервал эксплуатационного объекта, по которому
осуществляется контроль и регулирование разработки.
Следовательно, эксплуатационный объект может состоять из нескольких объектов
разработки.

194.

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОБЪЕКТЫ
Анализ материалов по методике и практике выделения эксплуатационных
объектов в нашей стране, а также в целом ряде зарубежных стран позволяет
сделать вывод, что при их выделении следует учитывать пять групп факторов:
• геолого-промысловые;
• гидродинамические;
• технические;
• технологические;
• экономические
Односторонний учет только одной из этих групп не позволяет объективно
подойти к выделению эксплуатационных объектов.

195.

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОБЪЕКТЫ
Геолого-промысловые факторы.
Из этой группы учитываются следующие:
1. возможность и однозначность расчленения разреза месторождения,
корреляция отложений и выделения продуктивных пластов;
2. литологическая характеристика продуктивных пластов;
3. общая, эффективная и нефтенасыщенная толщина продуктивных
пластов;
4. коллекторские свойства пластов по керну и промысловогеофизическим данным;
5. результаты опробования, оценка фильтрационных параметров
продуктивных пластов гидродинамическими методами;
6. физико-химические свойства нефти, газа и воды;
7. толщина промежуточных толщ между продуктивными пластами,
толщина покрышек;
8. методика определения ВНК и соотношение площадей в пределах
внешних контуров нефтегазоносности;
9. запасы нефти и газа в продуктивных пластах и их соотношение по
разрезу месторождения;
10. первоначальные пластовые давления в залежах и их соотношение по
разрезу месторождения;
11. гидрогеологическая характеристика и режим залежей.

196.

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОБЪЕКТЫ
Гидродинамические факторы.
Гидродинамические расчеты при выделении ЭО применяются для
решения ряда задач, важнейшими из которых являются:
1. установление годовой добычи по залежи каждого пласта:
2. определение динамики добычи нефти по каждому пласту до конца
разработки;
3. установление продуктивности и затем годовой добычи объединяемых
в один эксплуатационный объект продуктивных пластов;
4. оценка динамики добычи нефти, воды в целом по месторождению;
5. расчет обводнения скважин, залежей и эксплуатационных объектов;
6. определение продолжительности отдельных стадий разработки
месторождения;
7. нахождение оптимального уровня добычи нефти по месторождению с
учетом его по залежи каждого пласта, объекта эксплуатации при условии
обеспечения плановых заданий.

197.

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОБЪЕКТЫ
Технические факторы.
1. способ и технические возможности эксплуатации. Не рекомендуется
объединять в один объект эксплуатации залежей пласты с различным
способом эксплуатации;
2. выбор диметра эксплуатационных колонн;
3. выбор диаметра НКТ и т.д.
Технологические факторы
сетки добывающих скважин каждого объекта
эксплуатации.
1. выбор
2. выбор метода поддержания пластового давления.
3. возможность
применения
различных
методов
нефтеотдачи.
повышения

198.

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОБЪЕКТЫ
Выделение эксплуатационных объектов разработки является
оптимизационной задачей и ее обычно решают в два этапа.
На первом этапе рассматривают геолого-геофизические
особенности, благоприятствующие и препятствующие объединению
в группы пластов для совместной разработки.
На втором этапе этот вопрос решают с учетом технологических
и экономических факторов.

199.

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОБЪЕКТЫ
Показателем, характеризующим технологический эффект, возникающий в
результате объединения нескольких пластов для совместной эксплуатации, может
быть принят коэффициент продуктивности скважин, эксплуатирующих несколько
пластов совместно Кпр. совм, который интегрально характеризует условия
эксплуатации данной скважины.
В процессе разработки многопластовых эксплуатационных объектов
различных нефтяных месторождений было замечено, что среднее значение
коэффициентов продуктивности скважины Кпр. совм, эксплуатирующих
несколько пластов совместно, меньше суммы средних значений коэффициентов
продуктивности скважин, эксплуатирующих те же пласты отдельно, т.е.
_
_
_
К пр.совм. К пр.сумм. К пр.i
_
где К пр.i
-среднее
значение
коэффициентов
продуктивности
скважин,
эксплуатирующих только i-тый пласт (i=1,2,...,n); n-число пластов, объединенных
в эксплуатационный объект.

200.

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОБЪЕКТЫ
Причинами снижения коэффициента продуктивности Кпр. совм
являются:
-нелинейный характер фильтрации жидкости;
-характер работы различного типа подъемников и потерь нефти за
счет гидравлических сопротивлений;
-взаимовлияние пластов, обусловленное распределением давления по
объему многопластового ЭО, зависящего от изменения геологопромысловых признаков по площади и по разрезу пластов.
Величины средних коэффициентов продуктивности при совместной
эксплуатации пластов Кпр.совм будет тем меньше, чем больше пластов
объединяется в ЭО и чем больше разница в геолого-промысловых
характеристиках пластов.

201.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
КОНТРОЛЬ ЗА ДЕБИТАМИ И ПРИЕМИСТОСТЬЮ СКВАЖИН,
ОБВОДНЕННОСТЬЮ ПРОДУКЦИИ, ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ.
Дебит скважины по жидкости (т/сут) (безводной - по нефти,
обводненной - по нефти и воде) измеряется с помощью
автоматизированных групповых установок. Пользование такими
установками позволяет устанавливать отдельно количество нефти и
попутной воды в общем дебите скважины по жидкости. В результате
определяют обводненность продукции скважины, т.е. содержание
воды в процентах во всей жидкости.
Дебит попутного газа измеряют на групповых установках
турбинным
газовым
счетчиком,
а
при
использовании
индивидуальной замерной установки - турбинным счетчиком или
дифференциальным манометром с дроссельным устройством,
устанавливаемым на выходе из трапа. В последнее время появляются
новые более совершенные замерные устройства, отечественных и
иностранных производителей.

202.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
КОНТРОЛЬ ЗА ДЕБИТАМИ И ПРИЕМИСТОСТЬЮ СКВАЖИН,
ОБВОДНЕННОСТЬЮ ПРОДУКЦИИ, ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ.
Промысловый газовый фактор (м3/т) вычисляют как отношение
дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.
Приемистость водонагнетательной скважины (м3/сут) измеряют
счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на
кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто
обеспечивает водой две-три скважины, замер приемистости скважины
следует производить при остановке других скважин, питающихся из того
же водовода.
При использовании индивидуальных насосов для нагнетательных скважин их
приемистость определяют индивидуально.

203.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
КОНТРОЛЬ ЗА ДЕБИТАМИ И ПРИЕМИСТОСТЬЮ СКВАЖИН,
ОБВОДНЕННОСТЬЮ ПРОДУКЦИИ, ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ.
Дебиты скважин при добыче природного газа измеряют на групповых
или централизованных газосборных пунктах с помощью расходомеров
разных конструкций, часто называемых дифманометрами, - поплавковыми,
мембранными, сильфонными.
При разработке многопластовых эксплуатационных объектов или объектов
большой толщины большое значение имеет определение рассмотренных
показателей раздельно по пластам и интервалам пласта.
В добывающих и нагнетательных скважинах эту задачу решают, главным
образом применяя аппарат для глубинной потокометрии и термометрии.

204.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
Все стороны процесса эксплуатации
систематически отражаются в документах.
каждой
скважины
Эти документы:
- эксплуатационная карточка (карточка добывающей скважины);
- карточка нагнетательной скважины;
- карточка по исследованию скважины;
- паспорт скважины.

205.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
В эксплуатационной карточке добывающей скважины отмечаются:
- ежедневные дебиты скважины по нефти (газу) и попутной воде;
- газовый фактор;
- часы работы и простоя скважины, причины простоя;
- изменения способа эксплуатации;
- характеристики оборудования или режима его работы.
За каждый месяц подводятся итоги:
- добыча нефти;
- добыча воды;
- обводненность месячной продукции;
- число часов работы и простоя;
- среднесуточные дебиты скважины по жидкости и нефти;
- значения среднего газового фактора.

206.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
В карточке нагнетательной скважины записывают:
- приемистость скважины;
- давление нагнетания воды (или другого агента);
- число часов работы и простоя;
- причины простоя.
Фиксируют показатели работы нагнетательной скважины за
месяц:
- количество закачанной воды;
- число часов работы и простоя;
- среднесуточную приемистость;
- среднее давление на устье скважины.

207.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
В карточку по исследованию скважины вносят:
- дату и вид исследования (замеров);
- данные о режиме работы скважины и внутрискважинного
оборудования в период исследования;
- глубину и продолжительность замера;
- тип прибора;
- результаты проведенных замеров.

208.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
Паспорт скважины - основной документ, отражающий всю
историю скважины с начала ее бурения до ликвидации и
содержащий следующие данные:
1. общие сведения (назначение скважины);
2. местоположение (координаты);
3. альтитуда устья;
4. даты начала и окончания бурения;
5. способ бурения;
6. глубина забоя;
7. целевой горизонт;
8. дата ввода в эксплуатацию);

209.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
9. геолого-технический разрез скважины:
литолого-стратиграфическая колонка;
основные кривые геофизического комплекса
скважины;
схема ее конструкции;
характеристика кривизны;
исследований
10. характеристику продуктивных пластов и фильтра:
глубина кровли и подошвы пластов;
интервалы перфорации;
характеристика открытого забоя или тип перфорации и ее
плотность;

210.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
11. результаты освоения скважины:
вскрытый пласт, начало освоения;
12. среднесуточные показатели за первые 30 дней работы:
способ эксплуатации;
дебиты по нефти, газу, жидкости, воде;
показатели давления;
коэффициент продуктивности;
13. физическую характеристику пластов эксплуатационного
объекта:
описание пород;
коэффициенты пористости;
проницаемости;
нефтегазоводонасыщенности;
неоднородности;
положение ВНК (ГНК, ГВК);

211.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
14. результаты исследования пластовой и поверхностной
нефти
(плотность, вязкость, объемный коэффициент, содержание
парафина, серы, смол и асфальтенов, место взятия проб);
15. характеристику газа
(содержание метана, этана, пропана, бутана, высших УВ,
углекислого газа, сероводорода, азота, кислорода, плотность при
стандартных условиях);

212.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
16. характеристику способов эксплуатации
(способ эксплуатации, период его применения, тип и техническая
характеристика
оборудования,
его
теоретическая
производительность и режим работы);
17. аварийные и ремонтно-изоляционные работы в скважине
(данные о технических дефектах скважины, характеристика
проведенных ремонтных работ, изменения в конструкции скважины,
в интервалах перфорации, в положении искусственного забоя)..

213.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
Паспорт содержит:
- сводную таблицу работы скважины;
- месячные и годовые показатели (из карточки скважины);
- суммарные показатели с начала эксплуатации скважины.

214.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
Для обобщения результатов эксплуатации всей совокупности
пробуренных скважин объекта разработки составляются
следующие документы:
1. Геологический отчет по эксплуатации скважин составляют ежемесячно. Отчет состоит из двух частей - по
добывающим и по нагнетательным скважинам. Скважины
группируют по объектам и способам эксплуатации. По каждой
скважине в отчете показывают месячную добычу нефти, газа, воды,
объем закачанной воды, среднесуточные дебиты (приемистость),
число часов работы и простоя скважины, причины простоя. В конце
отчета приводят итоговые данные по объекту в целом.

215.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
2. Карта текущего состояния разработки - обычно строят
ежеквартально. Для построения карты используют план расположения
точек пересечения скважин с кровлей объекта. Точка, обозначающая
добывающую скважину, служит центром круга, площадь которого отвечает
среднесуточному дебиту скважины по жидкости (газу) за последний месяц
квартала. В круге выделяется сектор, соответствующий обводненности
продукции (1 % обводненности - 3,6°). Для наглядности части круга
закрашивают разными цветами. нефть и газ обычно показывают в желтокоричневых тонах с дифференциацией окраски по способам эксплуатации,
попутную и нагнетательную воду — в сине-зеленых тонах с
дифференциацией окраски по характеру воды (пластовая, нагнетаемая,
чужая). На карте показывают местоположение начальных и текущих контуров
нефтегазоносности, выделяя различными условными обозначениями участки
объекта, заводненные полностью и частично пластовой и нагнетаемой водой.
При объединении в объект разработки нескольких пластов карты составляют
для объекта в целом и раздельно для каждого пласта.

216.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
3. Карта суммарных отборов и закачки по скважинам составляют обычно один раз в год (на конец года). На карте в виде
кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала
эксплуатации скважины. Условные обозначения применяют те же,
что и на карте текущего состояния разработки, но в кругах
выделяют секторы, соответствующие добыче, накопленной при
разных способах эксплуатации. В сочетании с картой, отражающей
распределение удельных запасов нефти на единицу площади (или
на одну скважину), карта суммарных отборов и закачки позволяет
оценить степень выработанности запасов в разных частях объекта.

217.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
УЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ СКВАЖИН. ДОКУМЕНТАЦИЯ.
4. Технологический режим работы скважин - составляют с
учетом задач по развитию добычи нефти (газа) и регулированию
процесса разработки. В этом документе по каждой из действующих
скважин приводятся среднесуточные показатели фактической
работы скважин и показатели, рекомендуемые на предстоящий
период. По новым и бездействующим скважинам, планируемым к
вводу в эксплуатацию, приводятся намечаемые показатели.

218.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ПО ОБЪЕКТАМ РАЗРАБОТКИ В ЦЕЛОМ
Показатели добычи нефти и газа по объекту в целом отражаются
в двух главных документах — в паспорте объекта разработки и на
графике разработки.
В паспорте объекта разработки приводятся сведения, отражающие
промыслово-геологическую
характеристику
эксплуатационного
объекта,
проектные и фактические показатели разработки. Геологическая
характеристика включает тот же набор сведений, что и по отдельным скважинам,
но в среднем для объекта:
- средние параметры объекта до начала разработки;
- свойства нефти в пластовых условиях и на поверхности;
- свойства газа;
- свойства пластовой воды (плотность, вязкость, щелочность,
жесткость, - содержание анионов и катионов);
- данные о начальных запасах нефти (балансовые, извлекаемые, конечный
- коэффициент извлечения нефти, дата утверждения запасов);
- данные об остаточных запасах нефти на начало каждого года
(балансовые, извлекаемые запасы, текущий коэффициент извлечения нефти).

219.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ПО ОБЪЕКТАМ РАЗРАБОТКИ В ЦЕЛОМ
Проектные показатели разработки приводятся в паспорте объекта по последнему
утвержденному проектному документу. С принятием нового проекта проектные показатели
на последующие годы корректируются.
При этом приводятся:
- максимальная годовая добыча нефти (газа), жидкости и годы их достижения:
- средний дебит одной добывающей скважины в год выхода на максимальную добычу;
- средняя приемистость нагнетательной скважины при максимальной закачке воды;
- удельные извлекаемые запасы нефти (газа) на одну скважину;
- разновидность заводнения или другого метода воздействия;
- основной способ эксплуатации скважин.
- максимальный объем закачки воды или других агентов и год его достижения;
- основной фонд скважин добывающих, нагнетательных и специальных;
- количество резервных скважин; количество пробуренных добывающих скважин в год
достижения максимальной добычи нефти (газа);
- средняя плотность сетки скважин добывающих и нагнетательных во внешнем контуре
нефтегазоносности и в зоне разбуривания;
- плотность сетки в зоне размещения добывающих скважин;

220.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ПО ОБЪЕКТАМ РАЗРАБОТКИ В ЦЕЛОМ
Фактические показатели разработки объекта по годам (на конец
года) для нефтяных эксплуатационных объектов приводятся в виде
таблицы, в которой отражаются:
- добыча нефти за год (т. и в % начальных извлекаемых запасов);
- добыча нефти с начала разработки (т. и в % нач. извл. запасов);
- текущий коэффициент извлечения нефти;
- добыча воды за год и с начала разработки ( т);
- среднегодовая обводненность продукции (%);
- добыча жидкости за год и с начала разработки ( м3) в переводе на
пластовые условия;
- закачка воды за год (м3 и в % годового отбора жидкости в пл.
условиях);
- закачка воды с начала разработки (м3 и в % накопленной с начала
разработки жидкости в пл. условиях);

221.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ПО ОБЪЕКТАМ РАЗРАБОТКИ В ЦЕЛОМ
- добыча попутного газа за год (м3);
- средний газовый фактор;
- фонд добывающих скважин;
- фонд нагнетательных скважин (всего пробурено, в том числе:
под закачкой, в эксплуатации на нефть, в бездействии и консервации);
- число скважин, введенных за год в эксплуатацию после бурения, - добывающих,
нагнетательных;
- число добывающих скважин, выбывших из действующего фонда;
- число специальных скважин;
- средний дебит одной новой добывающей скважины;
- среднее пластовое давление на конец года в начальном контуре нефтеносности
и в зоне отбора.
Кроме того, в этой таблице дается информация о фонде добывающих скважин и
среднем дебите одной скважины при разных способах эксплуатации (фонтанный,
газлифтный, ЭЦН, ШГН и др.), а также о числе скважин, работающих с
содержанием воды в продукции до 2; 2-20; 20-50: 50-90; более 90 %.
Аналогичный паспорт ведется и по газовому эксплуатационному объекту.

222.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ПО ОБЪЕКТАМ РАЗРАБОТКИ В ЦЕЛОМ
График разработки составляется для эксплуатационного
объекта и представляет собой комплекс кривых, отражающих в
масштабе динамику основных годовых (квартальных, месячных)
показателей разработки
График разработки нефтяного
эксплуатационного объекта
Qн- добыча нефти;
Qж – добыча жидкости;
В – обводненность продукции;
Vв – объем закачки воды;
Рпл –пластовое давление;
Nн, Nн - фонд действующих
соответственно добывающих и
нагнетательных скважин;
I, II, III, IV – стадии разработки

223.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ПО ОБЪЕКТАМ РАЗРАБОТКИ В ЦЕЛОМ
На графике должны быть приведены кривые изменения:
добычи нефти, добычи жидкости, обводнения продукции, действующего
фонда добывающих скважин,
количества нагнетательных скважин, находящихся под закачкой воды (или
другого агента),
закачки воды за год в % годового отбора жидкости,
пластового давления.
График разработки нефтяного
эксплуатационного объекта
Qн- добыча нефти;
Qж – добыча жидкости;
В – обводненность продукции;
Vв – объем закачки воды;
Рпл –пластовое давление;
Nн, Nн - фонд действующих
соответственно добывающих и
нагнетательных скважин;
I, II, III, IV – стадии разработки

224.

ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖИ
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ ПО ОБЪЕКТАМ РАЗРАБОТКИ В ЦЕЛОМ
Анализ
графика
разработки
и
сравнение
фактических показателей разработки с проектными
дают возможность на любом этапе эксплуатации
объекта
системы
оценивать
разработки
эффективность
и
реализуемой
обосновывать
необходимости меры по ее совершенствованию.
при

225.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ
Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки
характеризуются значением пластового давления Рплтек.
Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо
дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда
скважин, называют текущим или динамическим пластовым
давлением.
При контроле за энергетическим состоянием залежи обычно
пользуются значениями приведенного пластового давления.

226.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ
Приведенное пластовое давление - это давление, замеренное в
скважине
и
пересчитанное
на
условно
принятую
горизонтальную плоскость.
Приведенное давление Рпл.пр. вычисляют по формуле:
Рпл.пр = Рпл.з gh
где Рпл.з - замеренное в скважине пластовое давление;
h- расстояние между точкой замера и условной плоскостью;
- плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой
скважине - нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой - сделан
замер),
g – ускорение свободного падения
Поправку gh вычитают при положении точки замера давления ниже
условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой
плоскости.

227.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ
Схема приведения пластового давления по глубине:
1 – газ,
2 – нефть,
3 – вода,
4 – зона пласта,
заводненная
при
разработке
нефтяной
части залежи,
5 – точка замера
давления в скважине,
h – расстояние от
точки замерадо условной плоскости
В законтурных водяных скв. 1 и 2 замеры давления произведены ниже
По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости,
условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной
поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают
величины. В водяной законтурной скв. 3 замер по техническим причинам
плотность: по скв. 4, где пласт обводнен в процессе разработки, - воды, по скв. 5 выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению
нефти.
замеренного давления. В этих трех скважинах поправку определяют с учетом
плотности пластовой воды.

228.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ
Схематический профиль приведенного пластового давления залежи при естественном
водонапорном режиме:
1 – залежь,
2 – интервал перфорации,
Давление:
1
–
начальное
пластовое
(приведенное),
2 – в пласте возле
первых, введенных в
разработку скважин,
Горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному 3 – приведенное
пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади динамическое
(после
залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте пластовое
ввода
многих
происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг
скважин),
скважины образуется локальная (местная) воронка депрессии Р
–
забойное
заб
давления. В пределах воронки давление изменяется по давление,
логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое давление К – контур питания.
остается практически постоянным. Линия 2 в сочетании с линией 1
отражает распределение давления в пласте после ввода первой
скважины.

229.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ
Схематический профиль приведенного пластового давления залежи при естественном
водонапорном режиме:
1 – залежь,
2 – интервал перфорации,
Давление:
1
–
начальное
пластовое
(приведенное),
2 – в пласте возле
первых, введенных в
разработку скважин,
Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют 3 – приведенное
динамическое
забойным давлением (Pзаб).
пластовое
(после
По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в ввода
многих
эксплуатацию и увеличения общего отбора жидкости из залежи скважин),
воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, Рзаб – забойное
одновременно происходит постепенное снижение пластового давления давление,
в залежи в целом. Образуется общая для залежи воронка депрессии К – контур питания.
давления, осложненная локальными воронками скважин.

230.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ
Схематический профиль приведенного пластового давления залежи при естественном
водонапорном режиме:
1 – залежь,
2 – интервал перфорации,
Давление:
1
–
начальное
пластовое
(приведенное),
2 – в пласте возле
первых, введенных в
разработку скважин,
3 – приведенное
Повышенное положение точек на кривой давления между динамическое
(после
действующими скважинами соответствует значению текущего пластовое
ввода
многих
(динамического) пластового давления.
скважин),
Кривая 3 проходящая через эти точки, характеризует текущее Р
–
забойное
заб
пластовое давление в залежи. Видно, что приведенное текущее давление,
пластовое давление снижается от контура питания к центральной К – контур питания.
части залежи.

231.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ
Схематический профиль приведенного пластового давления залежи при внутриконтурном
нагнетании воды.
Скважины: 1 - нагнетательные, 2 - добывающие; части пласта:
3 - нефтенасыщенные,
4 - промытые водой,
5 - динамическое пластовое давление (общие воронки
депрессии давления);
6 - локальные воронки депрессии (репрессии);
Рпл.нач - начальное пластовое (приведенное) давление;
забойное давление: Рзаб.наг. - в нагнетательной скважине,
Рзаб.д. - в добывающей скважине
Локальные воронки действующих нагнетательных
скважин обращены вершинами вверх.
Динамическое
пластовое
давление
вблизи
нагнетательных скважин обычно превышает начальное
пластовое давление на 15-20%, а иногда и более.
Динамическое пластовое давление в различных частях
залежи можно определить путем замера его в
имеющихся отдельных простаивающих скважинах.
Замеренное в остановленной скважине давление будет
соответствовать динамическому при условии, что замер
выполнен после прекращения движения жидкости в
прискважинной зоне и стволе скважины.

232.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ
Схематический профиль приведенного пластового давления залежи при внутриконтурном
нагнетании воды.
Скважины: 1 - нагнетательные, 2 - добывающие; части пласта:
3 - нефтенасыщенные,
4 - промытые водой,
5 - динамическое пластовое давление (общие воронки
депрессии давления);
6 - локальные воронки депрессии (репрессии);
Рпл.нач - начальное пластовое (приведенное) давление;
забойное давление: Рзаб.наг. - в нагнетательной скважине,
Рзаб.д. - в добывающей скважине
Значения забойного давления в скважине
определяют в период установившегося режима ее
работы, пластового - после продолжительной
остановки скважин (от нескольких часов до суток и
более). Для получения данных о забойном и пластовом
давлении глубинный манометр спускают в скважину к
середине пласта и в течение некоторого времени
фиксируют забойное давление. Затем скважину
останавливают,
после
чего
перо
манометра
регистрирует
выполаживающуюся
кривую
восстановления давления (КВД) от забойного до
динамического пластового.

233.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ
Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах
Кривая восстановления давления в остановленной скважине:
а – добывающей; б – нагнетательной. Давление: Рпл..д. – пластовое динамическое, Рзаб. – забойное.
При наличии достаточного опыта, когда становится известной необходимая в
конкретных геологических условиях продолжительность остановки скважины для
восстановления давления, замер динамического пластового давления можно проводить,
спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД.

234.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
КАРТЫ ИЗОБАР
Картой изобар называют нанесенную на план расположения
забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями
динамического пластового давления на определенную дату. Эта
карта отображает особенности общего распределения
динамического пластового давления в залежи, без учета
локальных воронок депрессии каждой скважины.
Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала. В
периоды продолжительной стабилизации давления их можно
составлять раз в полугодие.
При построении карты на установленную дату следует
использовать замеры давления в скважинах, максимально
приближенные во времени к этой дате.

235.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
КАРТЫ ИЗОБАР
Дата
составления
карты изобар
При использовании данных о давлении, полученных значительно раньше
даты составления карты, необходимо в замеренные значения давления
вносить поправку на время.
Это можно приближенно выполнить с учетом общей тенденции снижения
давления, выявленной по данным прошлых карт изобар (сплошная линия) и
проявляющейся в периоде накопления последних данных (штрихпунктирная
линия). Интервал между изобарами на карте выбирают исходя из общего
диапазона значений давления в пределах залежи.
Рпл
Схема приведения замеренных значений
Рпл в скв.1 и 2 к дате построения карты
изобар:
1 - средние значения пластового давления по
площади, полученные по скважинам в
последнем квартале;
3 - приведенные во времени значения
пластового давления в скв. 1 и 2 (анологично
приводяттся по всем скважинам)
Скв.1
Скв. 2
01.04.99
01.07.99
1
01.10.99
2
Скв.1
Скв. 2
01.01.00
3

236.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
КАРТЫ ИЗОБАР
Карта изобар служит основой для определения среднего динамического
пластового давления на определенную дату по залежи (или отдельным ее частям).
1
2
3
128 4
5
Карта изобар
1- внешний контур нефтеносности; 2 - добывающие скважины; 3 - законтурные
(пъезометрические); 4 - изобары, атм; 5 - элемент залежи между соседними изобарами

237.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
КАРТЫ ИЗОБАР
Среднее динамическое пластовое давление в залежи можно
представить как давление, которое установилось бы в ней после
прекращения эксплуатации залежи и полного его перераспределения и
выравнивания (в условиях изоляции залежи от окружающей среды).
Среднее динамическое пластовое давление залежи определяют с
помощью карты изобар как среднее взвешенное по ее площади или
объему.
Среднее взвешенное давление по площади
находят по
p пл. f
формуле:
где pi - среднее арифметическое значение давления в пределах i-го
элемента залежи между соседними изобарами; fi - площадь i-го элемента
залежи, замеряемая по карте; F -площадь залежи; n - количество
элементов площади залежи с разными средними значениями давления.

238.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
КАРТЫ ИЗОБАР
Для определения среднего взвешенного давления p пл.V по объему
залежи - последовательно выполняют следующие операции.
1. Строят карту равных значений нефте(газо)насыщенной
толщины пласта h и по ней определяют значения fi, и hi, для
элементов площади между отдельными изопахитами.
2. Строят карту равных значений произведения ph, где р приведенное пластовое давление. Значения этого произведения в
разных точках пласта могут быть получены одним из двух
способов: путем совмещения карты нефтегазонасыщенной
толщины с картой изобар и определения значений ph в точках
пересечения изолиний этих карт; по данным замеренных значений
р и h по скважинам.

239.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
КАРТЫ ИЗОБАР
Для определения среднего взвешенного давления p пл.V
залежи - последовательно выполняют следующие операции.
по объему
3. По карте равных значений произведения ph определяют
площади элементов s, между соседними изолиниями и
соответствующие элементам площади средние значения (ph)i
4. Находят среднее значение по формуле:
где V - нефте(газо)насыщенный объем залежи; n - количество
элементов площади с разными средними значениями ph; т количество элементов площади залежи с разными средними
значениями h.

240.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
КАРТЫ ИЗОБАР
По нефтяным залежам среднее пластовое давление определяют как среднее
взвешенное по площади при относительно небольшой толщине продуктивных
пластов (единицы и первые десятки метров), как среднее взвешенное по объему при большой средней толщине (многие десятки и сотни метров).
Поскольку залежам газа свойственна обычно значительная толщина
продуктивных пластов, для них определяют среднее пластовое давление как
среднее взвешенное по объему.
С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной
зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Они дают наглядное
представление об энергетических возможностях залежи в целом и отдельных ее
частей. Совместное рассмотрение карт изобар, составленных на несколько дат,
позволяет судить об эффективности принятой системы разработки и отдельных
технологических мероприятий по совершенствованию процесса разработки.

241.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ В ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА, КОМПЛЕКСНЫЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВ
При разработке залежи в продуктивном пласте образуются воронки
депрессии давления общая по залежи в целом и локальные в районе
каждой добывающей и нагнетательной скважины.
Перепад
давления,
соответствующий
локальной
воронке,
применительно к добывающей скважине называют депрессией на забое
скважины Рскв.д, применительно к нагнетательной скважине репрессией на забое скважины Рскв.д.
В качестве обобщающего термина (для добывающих и нагнетательных
скважин) наиболее часто применяют термин перепад давления в
скважине.

242.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ В ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА, КОМПЛЕКСНЫЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВ
Дебит скважины по жидкости qж и приемистость скважины W при
установившейся фильтрации жидкости определяют по уравнениям:
2 k пр h Pскв .д
2 k пр h Pскв .н
qж
W
R
Rк
ln( к )
ln( )
r
rпр
где kпр - проницаемостьпрпласта; h - толщина пласта;
Рскв.д(н) =Рпл-Рзаб в добывающей (нагнетательной) скважине;
Rк - радиус условного контура питания скважины:
rпр - приведенный радиус скважины;
,- соответственно вязкость нефти и воды.
Радиус условного контура питания скважины Rк принимают равным
половине расстояния между скважинами.
Приведенный радиус скважины rпр - радиус условной совершенной
скважины, принимаемой в качестве эквивалента реальной скважины,
несовершенной по качеству и степени вскрытия пласта, но имеющей те же дебит
и депрессию.

243.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ В ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА, КОМПЛЕКСНЫЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВ
Коэффициенты продуктивности и приемистости представляют
собой комплексные характеристики соответственно добывных
возможностей и приемистости скважины.
Коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем
исследования скважины методом установившихся отборов.

244.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ В ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА, КОМПЛЕКСНЫЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВ
Метод основан на измерении дебита и забойного давления при
нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины.
Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом
и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы). При
фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по
всей длине или на начальном участке.
Индикаторные
диаграммы
добывающих (а) и нагнетательных (б)
скважин:
q„ - дебит скважин по нефти;
W - приемистость скважин;
Др - депрессия (репрессия) на забое
скважины

245.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ В ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА, КОМПЛЕКСНЫЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВ
По добывающим скважинам при больших значениях дебита они могут быть
изогнутыми в результате нарушения линейного закона фильтрации вблизи
скважины, уменьшения проницаемости в связи со смыканием трещин при
значительном снижении забойного давления.
По нагнетательным скважинам основной причиной искривления
индикаторных линий является раскрытие микротрещин в пласте по мере
увеличения забойного давления.
Индикаторные
диаграммы
добывающих (а) и нагнетательных (б)
скважин:
q„ - дебит скважин по нефти;
W - приемистость скважин;
Др - депрессия (репрессия) на забое
скважины

246.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ В ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА, КОМПЛЕКСНЫЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВ
Дебит газа qг в скважине при установившейся фильтрации прямо
пропорционален разности квадратов значений давления P2пл - P2заб
q 2 k hT / P Z ln( R / r )T ( P 2 P 2 )
г
пр cт ат г
к пр пл пл
заб
где kпр - коэффициент проницаемости;
h - эффективная толщина;
Тст = 273 К; Тст - (273 - tпл); Pат = 105 Па;
-вязкость пластового газа;
Z - коэффициент сверхсжимаемости газа;
Rк - условный радиус контура питания;
rпр - приведенный радиус скважины.

247.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ В ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА, КОМПЛЕКСНЫЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВ
2
Рпл. тек -Рзаб
qг
В отличие от уравнения притока нефти к скважине в уравнении притока газа
дробь в его правой части не является коэффициентом продуктивности, так как в
связи с нелинейностью фильтрации газа дебит его пропорционален не депрессии,
а
некоторой
нелинейной
функции
давления.
Этот
коэффициент
пропорциональности может быть определен с помощью индикаторной линии,
построенной в координатах qг и (P2пл.тек - Р2заб)/ qг (см.рис.).
2
B=tg
A
q г тыс. м3
Индикаторная диаграмма газовой
скважины:
qг - дебит скважины по газу;
давление: Pпл.тек -пластовое текущее,
Рзаб - забойное

248.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ В ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА, КОМПЛЕКСНЫЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВ
Уравнение индикаторной линии имеет вид:
2
Рпл. тек -Рзаб
qг
где А и В- коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от
параметров пласта в призабойной зоне (А) и от конструкции скважины (В).
2
B=tg
Коэффициент
А
численно
равен
значению (P2пл.тек – Р2заб)/ qг в точке
пересечения индикаторной линии с осью
ординат. Дробь в правой части уравнения
соответствует 1/А, т.е.
A
q г тыс. м3
Индикаторная диаграмма газовой скважины:
qг - дебит скважины по газу;
давление: Pпл.тек -пластовое текущее,
Рзаб - забойное

249.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ В ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА, КОМПЛЕКСНЫЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВ
По данным исследования скважин (по методу установившихся
отборов) оценивается основная фильтрационная характеристика
пласта - коэффициент проницаемости, а также комплексные
характеристики пластов, учитывающих одновременно два-три
основных свойства продуктивных пластов, оказывающих влияние
на разработку залежей.
Далее приводятся наиболее широко применяемые комплексные
характеристики продуктивных пластов.

250.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ В ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА, КОМПЛЕКСНЫЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВ
1. Коэффициент гидропроводности, (м5/(Н с)
где kпр - проницаемость пласта в районе исследуемой скважины;
h - работающая толщина пласта;
- вязкость жидкости или газа.
Коэффициент
- наиболее ёмкая характеристика
продуктивного пласта, определяющая его производительность в
скважине.

251.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ В ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА, КОМПЛЕКСНЫЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВ
2. Коэффициент проводимости, (м4/(Н с))
= kпр/
где kпр - проницаемость пласта в районе исследуемой скважины;
- вязкость жидкости или газа.
Он характеризует подвижность флюида в пластовых условиях в
районе скважины.

252.

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
ПЕРЕПАДЫ ДАВЛЕНИЯ В ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И ГАЗА, КОМПЛЕКСНЫЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТОВ
3. Коэффициент пьезопроводности, (м2/с)
где kп - коэффициент пористости пласта;
ж и с - коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и
пористой среды;
kп ж - с - коэффициент упругоемкости пласта *.
Коэффициент характеризует скорость перераспределения
давления в пласте (последнее происходит не мгновенно, а в течение
некоторого времени вследствие упругости породы и содержащейся
в ней жидкости).

253.

ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
СМЕШАННЫЕ ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ
В природе широко распространены режимы залежей, при которых
нефть или газ извлекаются из пластов за счет "равноправного" действия
двух или даже трех видов энергии. Такие природные режимы называют
смешанными.
В газонефтяных залежах природный режим часто слагается из
одновременного действия напора краевых вод и газовой шапки.
Упруговодогазонапорный режим газовых залежей - по существу также
смешанный режим с изменяющейся ролью напора вод и потенциальной
энергии давления газа на разных этапах разработки. В начальный период
разработки обычно действует лишь газовый режим, а действие напора вод
проявляется после существенного снижения пластового давления.
В нефтяных залежах упруговодонапорный режим в чистом виде
действует обычно лишь при отборе первых 5-10% извлекаемых запасов
нефти, после чего пластовое давление падает ниже давления насыщения, и
основное значение приобретает режим растворенного газа.

254.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА
ПОНЯТИЕ «ЗАПАСЫ УГЛЕВОДОРОДОВ»
Запасами нефти, газа или конденсата называется их
количество, содержащееся в породах-коллекторах в пределах
изучаемой части геологического пространства.
Запасы нефти и газа - важнейший показатель значимости залежи,
месторождения, района и т.п.
При подсчете запасов УВ их относят к категориям А, В, С1 и С2. Условия
отнесения запасов к той или иной из указанных категорий определяются
Инструкцией по применению классификации запасов месторождений,
перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.
Согласно действующей Классификации, запасы месторождений нефти и газа
по народнохозяйственному значению разделяются на две группы, подлежащие
отдельному учету: балансовые запасы, вовлечение которых в разработку в
настоящее время экономически целесообразно, и забалансовые, вовлечение
которых в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и
технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в
балансовые.

255.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА
ПОНЯТИЕ «ЗАПАСЫ УГЛЕВОДОРОДОВ»
Различают начальные и текущие запасы нефти, газа и конденсата.
Начальные балансовые (соответственно начальные извлекаемые)
запасы УВ - это запасы залежи или месторождения начала разработки.
Текущие балансовые (соответственно текущие извлекаемые) запасы это запасы, составляющие на определенную дату разность между
начальными запасами и накопленной добычей.
Подсчетом начальных запасов завершается цикл
геологоразведочных работ и начинается этап подготовки
залежи углеводородов к вводу в промышленную разработку.

256.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА
КОЭФФИЦИЕНТЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА
Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), которая может
быть извлечена определяется: для нефти коэффициентом извлечения
нефти (КИН), для газа и конденсата соответственно коэффициентами
извлечения газа и конденсата.
Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не
рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по
газовой отрасли, равным 0,8.
Исходя из физических особенностей этих УВ наиболее сложным является
определение коэффициента извлечения нефти (КИН).
В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как
отношение количества нефти, извлеченной на поверхность - Qизвл. к
балансовым запасам нефти залежи Qбал.
КИН = Оизвл/ Q6ал.

257.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА
КОЭФФИЦИЕНТЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА
Имеется несколько способов расчета конечного (проектного) КИН:
• статистический,
основанный
на
полученных
с
помощью
многофакторного анализа статистических зависимостей между конечными
КИН и определяющими его различными геолого-физическими и
технологическими факторами;
• покоэффициентный, основанный на определении значений ряда
влияющих на КИН коэффициентов, учитывающих геолого-физическую
характеристику конкретной залежи нефти и особенностей предлагаемой к
внедрению системы разработки;
• основанный на технологических расчетах показателей нескольких
вариантов систем разработки, выполненных путем моделирования
процесса фильтрации на трехмерных математических моделях конкретной
залежи нефти.

258.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА
КОЭФФИЦИЕНТЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА
Покоэффициентный метод важен потому, что он наиболее полно
раскрывает физическую сущность КИН. По этому методу конечный КИН
обычно выражается в виде произведения трех коэффициентов вытеснения (Квыт), охвата процессом вытеснения (Кохв) и заводнения
(Кзав):
КИН = Квыт Кохв. Кзав.
Коэффициент вытеснения - это отношение количества нефти,
вытесненного при длительной интенсивной (до полного обводнения
получаемой жидкости) промывке объема пустотного пространства
коллектора, в который проникла вода, к начальному количеству балансовых
запасов нефти в этом объеме. По существу, коэффициент вытеснения
показывает предельную величину нефтеизвлечения, которую можно
достигнуть с помощью данного рабочей агента. Значения Квыт, как
правило, определяют экспериментально в лабораторных условиях на
длинных образцах керна с использованием модельных пластовых
жидкостей.

259.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА
КОЭФФИЦИЕНТЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА
Коэффициент охвата Кохв - это отношение объема пустотного пространства,
занятого вытесняющим агентом (охваченного процессом вытеснения), к общему
объему пространства коллекторов изучаемого объекта, содержащих нефть. Этот
коэффициент характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом
фильтрации при данной системе разработки. Кохв можно рассчитать по картам
распространения коллекторов по площади залежи (всех и заполняемых
вытесняющим агентом) на основании эмпирических статистических
зависимостей коэффициента охвата от плотности сетки скважин или на
основании аналогии с подобными залежами нефти.
Коэффициент заводнения Кзав. характеризует потери нефти в объеме,
охваченном процессом вытеснения из-за прекращения ее добычи по
экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100
%. Он зависит от степени неоднородности пласта по проницаемости,
соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента, принятой предельной
обводненности добываемой продукции

260.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА
КОЭФФИЦИЕНТЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА
Наиболее полно учесть все многочисленные факторы, влияющие на конечный
КИН, позволяет
геолого-математическое моделирование процессов
фильтрации на трехмерных моделях, с помощью быстродействующих
современных ЭВМ.
С этой целью на базе детальных адресных геолого-промысловых моделей
создаются статические геолого-математические трехмерные модели, отражающие
изменчивость свойств коллекторов по объему залежи.
Затем на базе этих моделей, путем моделирования процессов фильтрации в
трехмерном пространстве и вытеснения нефти рабочим агентом к забоям
добывающих скважин, с помощью ЭВМ создается динамическая модель
эксплуатационного объекта, показывающая прогнозное изменение во времени:
насыщенности объема объекта нефтью и вытесняющим агентом;
пластового давления в зоне нагнетания агента и отбора нефти;
дебитов скважин и обводненности добываемой в них продукции.
При желании, на дисплей ЭВМ можно вывести и зафиксировать состояние
залежи на любой момент времени. В результате получают расчет проектных
технологических показателей разработки по годам эксплуатации и за отдельные
периоды - 10, 20, 40 лет, вплоть до конца разработки.