8.4 Геологическая неоднородность продуктивных пластов, методы ее изучения.

Под геологической неоднородностью следует понимать непостоянство, изменчивость литологического состава, коллекторских свойств и фациальной изменчивости пород-коллекторов

Вся геологическая неоднородность делтся на:

1.Микронеоднородность ( связана с изменчивостью коллекторских свойств, фациального состава, коэффициента отсортированности)

2.Макронеоднородность ( связана с расслаиванием прод. пласта, с резким фациальным замещением)

1. Раслаивание на редкие проницаемые пропластки продуктивных пластов

2. Замещение песчаников продуктивного пласта глинистыми породами на каких-то участках изучаемой площади

3.Замещение прод. пласта в кровельной части залежи (а), в подошвенной (б), на всем протяжении (в)

4. Площадные геологические неоднородности

неоднородности, связанные с замещением в переклинальных или краевых частях структуры

.неоднородности, связанные с развитием зон замещения пласта в сводовой части структуры

Закономерное размещение прод.пласта плотными породами между сводовой частью и крыльями структуры

г. Локальные неоднородности, зависят от условий осадкообразования

Устанавливается неоднородность по корреляции (детальной) при помощи стр. зональных карт.

Существуют коэффициенты, характеризующие неоднородность пласта

1. коэффициент расчлененности

Кр=sum(ni)/N (сумма всех проницаемых пропластков, деленная на количество скважин)

2.коэффициент песчанистости

К пч=sum(hэф)/sum(Hо) (сумма всех эффективных пропластков на общие толщины. Характеризует условия осадкообразования, те показывает какая часть прод. пласта представлена песчаниками, какая глинами. Строится карта песчанистости.

3.Коэффициент выдержанности

Квыд= sum(fi)/S ( сумма площадей распространения пласта к общей площади залежи)

4. При построении зональной карты учитывается распределение зональных интервалов по площади залежи

Ксвяз = sum( fi )/ F ( площадь гидродинамических окон к площади всей залежи в предлах внешнего контура нефтеносности

4. Коэффициент полной геологической неоднородности

V^2= ((Vn^2+1)+(Vз^2-1)) – квадрат коэффициента вариации

Vn – послойная неоднородность, рассчитывается поданным дебитометрии, керна, геофизики

Vз – зональная неоднородность, изменение коэффициента продуктивности по площади залежи между соседними пробуренными разведочными либо экспл. скважинами.

8.9 Начальное пластовое давление в залежи, факторы влияющие на формирование пластового давления. Аномальное пластовое давление, его роль и учет в нефтегазопромысловой практике. Приведенное пластовое давление.

Пластовое давление – это давление на забое неработающей скважины .

Начальное пластовое давление – это давление в залежи, когда она вскрывается первой поисковой/разведочной скважиной

Текущее пластовое давление – это давление в залежи на какую-нибудь дату

Статическое пластовое давление – это давление в залежи, когда в ней закончилось перераспределение давлений

до начала момента разработки залежи, когда разработка залежи проходит при небольших депрессиях и в течении длительного времени

Забойное давление- давление на забое работающей скважины

Динамическое давление- это давление в залежи, когда перераспределение еще не произошло

статический уровень –это уровень жидкости в скважине = пластовому давлению

динамический уровень- уровень в скважине, который будет соответствовать забойному давлению

Депрессия – разница между пластовым и забойным давлением

Энергия образуется за счет следующих факторов:

1. Энергия газа в газовых залежах

2. энергия газа в газовых шапках

3. Напор воды

4. Газ, который выделяется из нефти при уменьшении давления

5. Упругость жидкости

6. Гравитационные силы

Для разработки всегда необходимо знать величину начального пластового давления ( рассчитывают депрессию, дебиты нефти и газа)

Пластовое давление образуется также за счет горного давления . Геотектоническое образуется при деформации пород, а геостатическое за счет веса вышележащих пород

В залежи могут образовываться АВПД и АНПД

АВПД образуются:- высокое геостатическое давление,

• низкое гидростатическое,

• существование газовых залежей большой высоты,

• нагнетание пластичных масс горных пород в поровое пространство залежи,

• наличие различных экранов и закупоривание порового пространства при отложении в залеже различных минеральных веществ,

• наличие связи с нижележащими пластами, которые имеют высокие давления,

• землятресения,

• подъем залежей с высокими пластовыми давлениями на более высокие гипсометрические отметки, засчет тектонических подвижек, либо подъема/отпускания земной поверхности

АНПД:- отпускание залежи на более низкие гипсометрические отметки,

• выщелачивание порового пространства, увеличение его объема,

В нефтяных залежах минимальное пластовое давление отмечается в сводовой части, на крыльях постепенно увеличивается. Чем больше угол падения, тем интенсивнее изменяется пластовое давление

В н/г промышленности считают приведенное давление, для того чтобы избежать изменения пластового давления с глубиной в зависимости от угла падения

Приведенное давление –это пластовое давление, которое пересчитывается на на начальное положение ВНК

В том случае если ВНК наклонный берется его средняя отметка положения, если высота залежи сильно большая (200, 300 м и больше) – пластовое давление пересчитывается на горизонтальную плоскость, проходящую посередине этой залежи.

Рпл = Рзам + hi*pн/10 рн- плотность нефти в пластовых условиях

hi- разница отметки ВНК и точки замера

Если скважина вскрывает пласт ниже отметки ВНК

Рпл = Рзам - hi*pн/10 рн

(10м. приведенного столба = 1 атм.)