1. Фильтрационные свойства пород-коллекторов. Определение кондиционных пределов продуктивных пластов.

Проницаемость - способность породы пропускать ч/з себя н, г или воду при наличии перепада давлений. Прони­цаемость зависит от размеров и формы открытых пор горной по­роды и не зависит от свойств фильтруемых жидкостей или газов. Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости (определяют по керну в лаборатории физики пласта по формуле):

Кпр=Qμl/S(p1-p2)

Q-расход флюида, прошедший ч/з образец

μ-вязкость флюида

l-длина образца

S-площадь попер сеч образца

Δp-перепад давлений на входе и на выходе образца

Прон-ть определяют в Д, м2, мкм2

1Д=1,02 *10в-12 м2=1 мкм2

1Д=1000мД

Макс значение Кпр=3-5 Д

На большинстве м-ий ЗС пр-ть изм-ся от 50-100 мД

Если пр-ть кол-ра <50мД, то запасы н считаются трудноизвлек и для их выработки бурят гориз-е скв, бок стволы, проводят ГРП, чтобы увеличить площадь сбора нефти.

Абсолютной проницаемостью называется проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между ними и пористой сре­дой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью.

Эффективной (фазовой) проницаемостью называется проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном присутствии в порах другой фазы - жидкой или газообразной.

Относительная проницаемость выражается отношением эффективной (фазовой) проницаемости к однофазной прони­цаемости образца породы, ее величина изменяется от 0 до 1.

Гидропроводность ε= Кпр*Н/ μ [Дарси*см/сПз], Н –толщина, μ-вязкость

Подвижность а= Кпр/ μ [Дарси/сПз], Проводимость в= Кпр*Н [Дарси*см].

Кондиционными (нижними) пределами кол-ких св-в наз. такие при которых получают промышленные рентабельные дебиты н. или г. Выделенные в разрезах скважин пласты-коллекторы должны быть кондиционными, т.е. обладать способностью отдавать нефть и газ при разработке в промышленных количествах. Правильное установление кондиционных значений коллекторских свойств имеет большое значение для оценки объема коллектора при подсчете запасов углеводородов. Основными промысловыми параметрами, позволяющими оценить кондиционные свойства пласта, являются продуктивность Кпрод [т/(сут*МПа)]. Одновременно с установлением продуктивности пласта (объекта) определяются его толщина, проницаемость, пористость и петрофизические характеристики, такие как, _сп, J_, _мпз , _мкз. Названные параметры могут служить основой для создания статистических моделей при прогнозе потенциальной продуктивности. Петрофизические параметры косвенно характеризуют фильтрационные свойства пласта. Относительный параметр _сп определяется по данным замеров самопроизвольной поляризации (изменяется от 0 до 1) и характеризует емкостные свойства пласта.

Относительный параметр J_ находится по данным гамма-каротажа и характеризует глинистость пласта. При значении глинистости в 20 весовых единиц или 0,5 относительной единицы глинистости терригенная порода становится неколлектором. Отношение показаний микропотенциал-зонда р_мпз микроградиент-зонда _мкз определяет характеристику пласта-коллектора. Чем выше это отношение, тем лучше пласт-коллектор. Все параметры, характеризующие емкостные и фильтрационные свойства пласта, тесно связаны с толщиной пласта и, как правило, с уменьшением толщины ухудшаются.

По полученным данным удельной продуктивности, петрофизических хар-к и хар-к геологической неоднородности строят зав-ти типа: Кпрод=f (_сп),

При установлении нижней границы этих значений в расчет принимается минимально рентабельный дебит, который можно получить из этого объекта. При подсчете запасов с помощью кондиционных значений можно оценить соответствующую им толщину пласта. На основе толщин пласта, выделенных с учетом кондиционных пределов, строят карты изопахит.

2. Определение эффективной нефтегазонасыщенной толщины коллекторов по данным ГИС.

Эффективной нг-нас мощностью продуктивного коллектора называется мощность нефте- или газонасыщенной части коллектора, способной при опробовании отдавать нефть или газ.

Из мощности пласта, неполностью насыщенного нефтью или газом, исключают водоносную часть и прослои пород-неколлекторов. Глинистые прослои выделяют по данным методов ПС, ГК, КВ и МКЗ. Для выделения прослоев плотных пород используют НГК и МКЗ.

Суммарную мощность всех н/г насыщ. прослоев в исследуемом пересечении их скважиной называют н/г мощностью. Эффективной мощностью н/г насыщ. отложений называют часть н/г насыщ. мощности из которой возможно извлечение н(г) при заданном режиме разработки зал. Опр-ие эффект. мощности рассмотрим песчано-гл разрез.

визуальный способ. Основан на зав-ти показан. ПС от пор-ти и электропроводности (ИК) от объёмной водонас-ти пород w

Если Кп >W, то прослой продуктивен. Если Кп= W, то прослой водонасыщен.

3. Термобарические условия, их влияние на формирование залежей нефти и газа.

Основными источниками энергии в пластах являются: напор краевой воды, подошвенной воды, газа газовой шапки, давление растворенного в нефти газа, сила тяжести, упругость пласта и насыщающих его флюидов.

Горное давление – вес столба пород, способствует изменению коллекторских свойств, выжатию из нефтематиринских пород УВ в породы коллекторы. Пластовое давление предопределяет всю гидродинамическую систему внутри пласта: идет миграция из мест с большим давлением в места с меньшим. АВПД и АНПД называются давления в 1,3-1,5 раза превышающие пластовое, данные давления все затармаживают, консервируют коллектора. Одним словом все давления (пластовое, горное, геостатич, АВПД, АНПД, приведенное (- давление, которое приводится на какую-то плоскость, смотрят куда смещаются залежи нефти)) влияют на коллекторские свойства. С глубиной растет и давление, которое приводит к изменению интенсивности генерации УВ, разница давлений приводит к миграции как внутри пор (глин) так и по пласту.

При оценке перспектив н/г – ности строят карты давлений для конкретного горизонта, приведенных давлений, карты отношений Рн/Рпл (по мере увеличения этого отношения увеличиваются перспективы поиска газа), строят карты для определения движения пластовой воды, пъезометрических уровней (очень важно для определения миграции и для генерации ловушек, которые вмещают залежи нефти и газа).

Давление. Начальное пластовое давление Рплнач - Р в нефтяной газовой залежи, которое фиксируется при вскрытии водоносных, нефтеносных, газоносных пластов. Геостатическое Р (горное) –Р веса вышележащих горных пород. Геотектоническое Р – Р создаваемое при деформации горных пород.

Гидростатическое Р- Р создаваемое весом столба жидкости. Рпл приблизительно равно Р гидростат. Рпл = Hводы/10 Мпа Причины АВПД высокое Геостатическое Р, низкое Гидростатическое Р, наличие связи с вышележащими пластами имеющими высокое Рпл, подъем залежи с высоким Рпл на более высокие гипсометрические отметки за счет тектонических движений либо опускания либо поднятия земной поверхности. АВПД способствует раскрытию трещин, разуплотнению пород, улучшению колл. св-в, но с ним трудно бурить.

Приведенное Рпл - Рпл которое пересчитывается на какую-нибудь поверхность (начальное положение ВНК). Если ВНК наклонный – берется сред отметка его положения и по ней пересчитываются все Рпл замеренные в скважинах. Когда высота Н,Г залежи очень большая(200-300 м и более) Рпл пересчитывается на горизонтальную плоскость, проходящую по середине этой залежи. Рпл привед = Рз + Ннефти / 10

Рз –Р замеренное,

Н – глубина в абсолютных отметках, нефти – плотность нефти в пластовых условиях. Если ниже ВНК то Рпл привед = Рз - Нводы / 10 .

АВПД препятствует уменьшению пористости (противодействует уплотнению, тормозит процессы катагенетического минералообразования) и является причиной образования вторичной емкости (растворение под давлением, трещеноватость, разуплотнение пород). Роль АВПД  его появление –осложнения при бурении и затрудняет разведку Н и Г местор- й, т.к.  нужно применять утяжеленные глинистый растворы , что затрудняет создание сплошного цементного камня в затрубном пространстве тем самым способствует прорыву вод. Еще проникая в поры пласта, утяжеленный глинистый раствор создает неблагоприятные условия для испытания пластов, т.к. нужно создавать значительные депрессии в скважинах, что может привести к слому эксплуатационной колонны.

Температура является необходимым условием всех геологич. процессов в т.ч. генерации УВ. Абсолютные значения температуры в пласте замеряются термометром (важно время выстаивания скв. после бурения) – точечные замеры. Замеры температуры по всему разрезу скв. проводится геофизическими приборами – термометрия. Вычисляются такие параметры: геотермический градиент- изменение тем-ры на 100м. Геотермическая ступень – кот. показывает через сколько м изменяется тем-ра. Тепловой поток- произведение геотермического градиента и теплопроводности пород, измеряется Вт* м2. Тем-ра влияет на интенсивность генерации УВ из ОВ, ускоряет все процессы, влияет на коллекторы.

Палеотемпература во всех странах замеряется по изотопам О₁₈ и О_{16. .} Его извлек. из карбонатных отложений. Есть спец.графики, отражающие связь современной темпер.и палетемпературы. Таким образом, при прогнозных и поисковых работах важно знать не только максимум палеотемпературы, до которой нагревались осадки, но и изменение температуры во времени. Если максимум палеотемпературы оценивается по степени зрелости органического вещества (отражающая способность витринита), то изменение палеотемпературы во времени может быть определено только трековыми датировками (FT-dating).

Билет № 7.

1. Принципы и методика детальной корреляции, учет её результатов в практике разработки нефтяных и газовых залежей.

Детальная (зональная) корреляция - это сопоставление между собой частей раз­резов скважин в пределах продуктивных пластов, горизонтов, либо продуктивной нефтегазоносной толщи, для изучения их фациальной изменчивости, границ выклинивания, распространения по площади.

Начинается с выделения маркирующих горизонтов (геоэлектрических реперов), залегающих выше или ниже изучаемого пласта. Иногда корел проводят по кровле пласта (если выше наблюдается нормальное залегание пластов) или по подошве пласта, если кровля размыта. После предварительной корреляции по геоэлектрическим реперам, проводят послойную коррел. прод. пластов. Основной задачей является прослеживание хар-ра распространения продуктивных прослоев, а также фациальной изменчивости по разрезу и площади в пределах прод. пласта или горизонта. В процессе детальной корреляции выделяются так называемые зональные интервалы, т.е. те части пласта, которые по своим литолого-физическим свойствам и положению внутри него отличаются от других интервалов и прослеживаются на большей его части. Выделение таких интервалов имеет огромное значение для изучения геологического строения прод пласта, особенно для изучения и расчленения прод пластов крупных месторождений при значительной их фациальной изменчивости а процессе подсчета запасов, проектирования и анализа состояния их разработки.

Корреляция (сопоставление) разрезов скважин - один из наибо­лее важных и ответственных этапов работы геолога. При сопос­тавлении разрезов в них прежде всего выделяют опорные или маркирующие пласты (горизонты) - такие пласты, которые среди толщи горных пород выделяются по литологическим особеннос­тям, цвету, составу, присутствию каких-либо включений, прослоев или по комплексу органических остатков и сохраняют свои особен­ности на значительной площади нефтегазоносного района или да­же региона, что дает возможность пользоваться ими для просле­живания и сопоставления разрезов скважин. Корреляция позволяет установить последовательность залегания проходимых скважиной горных пород, выделить одновозрастные пласты, проследить за изменением их мощности, литологического и фациального составов, установить наличие тектонических нарушений, перерывов в осадконакоплении, размывов. На основании обобщения и интерпретации результатов корреляции строят геологические разрезы, структурные карты, карты мощностей, карты неоднородности, с помощью которых изучают продуктивные пласты в пределах нефтяных и газовых залежей, т.е. получают представление об их модели. Наиболее эффективна корреляция разрезов скважин по материалам промысловой геофизики, так как в каждой скважине проводится комплекс промыслово-геофизических исследований и, например, геоэлектрические реперы можно выделить и проследить в разрезах всех пробуренных скважин в пределах разведочной или разрабатываемой площади.