Режимы газовых залежей

Газовый режим -это режим, при котором приток газа к забоям добывающих скважин обусловливается потенциальной энергией давления, под которым находится газ.Основным источником энергии, продвигающей газ к забоям скважин, является упругое расширение сжатого в залежи газа. Газовый режим обычно проявляется в залежах, приуроченных либо к линзам, либо к пластам небольших размеров. Он может проявляться в литологически-, стратиграфически- и тектони-чески-экранированных залежах.

Газо-упруго-водонапорным режимом газовой залежи следует называть такой режим, при котором основными силами, продвигающими газ к забою добывающих скважин, являются упругие силы как пласт. воды, породы, так и самого расширяющегося газа. Обычно для таких залежей характерны низкая проницаемость, значительное фациальное замещение пласта, слабая гидродинамическая связь между газовой и законтурной частями пласта, значительная удаленность области питания от залежи.

Газоводонапорным режимом газовой залежи следует называть такой режим, при котором основными источниками энергии, продвигающей газ к забоям добывающих скважин, являются активный напор пластовых (краевых и подошвенных) вод, а также расширение находящегося в залежи газа.

Геологические условия для проявления этого режима следующие; высокие проницаемость и фильтрационная характеристика пласта, высокая гидродинамическая связь между газовой и законтурной частями залежи, близкое расположение области питания от залежи и значительная разница их.

2. Способы раздельного определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности коллекторов в случае их трехфазного насыщения по данным гис.

Опред-е Кг/нас-ти возможно по данным нейтронных м-дов при Кп >15% и Рпл < 50Мпа.

Нейтронные методы оценки к-та нефтенасыщения основаны на звасисмости интенсивности излучений, измеряемых этими методами, от содержания в пластовых водах элементов с аномальными свойствами (например хлора). Наиболее перспективны импульсные методы. В этих условиях нейтронная поглощающая активность находится в прямой зависимости от к-та водонасыщения.

Кп,н=Кп общ.[Wв(1-Кг)+Wг*Кг],

где Кп,н – коэф-т пористости опред-й по нейтронным м-дам;

Кп общ. – определенный либо на керне, либо по гамма-гамма-плотностному м-ду.

Wв=1-0,36Св

WгТпл, Рпл

W_СН4Рпл/623

Если кол-р глинистый, то в эту формулу прибавляется водосод-е; если нефтенасыщенный, то прибавляется Wн*Кн, Wн=9/7н.

1)Кн по м-ду сопротивления

2)Кг по нейтронным м-дам

3)Кн=Кнг-Кг

В кол-рах с трехфазным насыщением, сод-х в порах нефть, газ и воду, находят раздельно коэф-ты нефте- и газонасыщ-я, учитывая, что Кн+Кг+Кв=1. Эта задача решается одним из след-х способов:

а)на образцах консервированного керна, извлеченного при бурении скв. На РНО, опред-т сод-е в порах н. и воды, а коэф-т газонас-я рассчитывают по формуле Кг=1-Кн-Кв;

б)в разрезах скв-н находят параметры Кв и Кг по комплексу м-дов электро- и радиометрии ГИС, а затем расчитывают: Кн=1-Кг-Кв.

3. Качественная оценка перспектив нефтегазоносности. Количественная оценка прогнозных, потенциальных ресурсов нефти и газа на разных стадиях изученности.

Качественная оценка перспектив нефтегазоносности осуществляется на основе анализа критериев нефтегазоносности и районирования территории по степени перспективности (высокоперспективные, перспективные малоперспективные и бесперспективные) и заканчивается составлением карт перспектив нефтегазоносности.

Выделяются объекты прогноза, описываются, сравниваются с похожими, но хорошо изученными бурением, делается заключение о перспективности. Имеет широкое распространение экспертные методы, т.е принятие решения группой профессионалов.

Количественная оценка перспектив нефтегазоносности – это определение величины, пространственного размещения и внутренней структуры ресурсов нефти, газа и конденсата (оценка D₁ и D₂). Основными этапами количественного прогноза являются:

• выбор модели и метода прогнозирования

• установление на материалах эталонов количественных зависимостей между прогнозируемыми характеристиками и измеренными

• дифференциальная и интегральная оценка ресурсов объекта прогноза по установленным зависимостям;

• геологическая интерпретация результатов прогноза с определением доверительных интервалов или кривых распределения вероятностных оценок, а также общей степени их достоверности.

Существует ряд методов для решения этих задач:

1. Метод сравнительных геологических аналогий (определение удельных плотностей запасов на еденицу площади или объема, при этом сходство между эталоном и расчетным участком называется коэффициентом аналогии). К этому методу можно причислить объемно-статистический, объемно-балансовый и методы многомерного математического моделирования (регрессионный анализ, метод распознования образов и др.)

В итоге строится карта плотностей и плотность умножается на площадь.

2. Объемно-генетический (заключается в оценке общего объема УВ. эмигрировавших из нефтегазоматеринских толщ, и потерь УВ в процессе их миграции и акумуляции).

Прогноз на основе установления зависимостей между показателями динамики и характеристиками процесса освоения ресурсов ( т.е на основании данных разработки, используются зависимости типа добыча-время, запасы-время и т.д.).

Билет № 11.

1. Понятие о продуктивности и производительности скважин. Коэффициенты продуктивности и приемистости, методы их определения. Гидропроводность, проводимость, подвижность, количественная оценка.

Коэффициент продуктив-ти () – отношен-е суточного дебита н., г. или воды к депрессии. Коэффициент продуктив-ти показывает на сколько может измениться произво-ть скв. при изменении Р на 1 атм.

=Qн /∆Р опред-ся по начальному прямолин-му участку индикат-ой кривой( по построенной зав-ти Qн от ∆Р). Анализ  позвол-ет выявить неоднор-ть прод. пл. по колл-ким св-вам, высокий  указыв-ет на хорошие кол-кие св-ва и высокую прониц-ть ( Кпрониц. = *μ_н*(lnRk/r_c +C)/2πh), где С- коэф. учитывающий несовершенство скв. по степени и хар-ру вскрытия прод. пл.; Rk- радиус контура питания т.е. расстояние от скв. до внеш. контура нефт-ти или половина расст-я между соседними скв.

Сущ-ет удельный коэф. продуктивности – он используется для оценки дебитов новых скв-н, при оценке кондиционных значений колл-их св-в. (q=Q/H*P)

Удельный коэффициент продуктив-ти – отнош-е рассчит-ного коэф. продук. к эффектив. мощности пласта.

 _уд = /Нэф., опред. изменения дебита на 1м мощ-ти пл. По  расчитыв-ся фильтрационные хар-ки пл.: прониц., гидропровод. Коэф-т приёмистости:

Кприем= Q(любой жид-ти) / Рзаб-Рпл.

Гидропроводность ε= Кпр*Н/ μ [Дарси*см/сПз], Н –толщина, μ-вязкость Подвижность а= Кпр/ μ [Дарси/сПз], Проводимость в= Кпр*Н [Дарси*см].