19. Детерминированная модель пласта.Вероятностно-статистическое описание модели слоисто-неоднородных пластов

Детерминированные модели пластов – такие модели, в которых следует воспроизвести как можно точнее физическое строение и свойства пластов, учитывая характер изменения параметров (пористость, проницаемость, вибрация и т.п.) по площади и разрезу залежи.

Детерминированная модель пласта, в наиболее детальном учете особенностей этого реального пласта, должна стать похожей на фотографию этого пласта.

Детерминированные модели пластов могут быть двух типов:

• Двумерные

• Трехмерные

Случайные величины

В этой модели неоднородный пл-т представлен в виде набора параллельно работающий цилиндрических (призматических) или конических трубок тока с неодинаковой прониц-ю, расположенных вдоль направления фильтрации и пересекающихся рядами добывающих и нагнетательных скв. Плотность распределения, длину и площадь поперечного сечения трубок выбирают на основании изучения геологического строения залежи таким образом, чтобы полный их набор соответствовал по прониц-сти набору действительных трубок тока в пл-те. Распределение трубок тока по прониц-сти обычно устанавливают по результатам статистического анализа прониц-сти кернового материала или по геофизическим данным. Опыт показывает, что часто распределение прониц-сти образцов керна подчиняется логарифмически нормальному з-ну или же описывается гамма-распределением и различными модификациями распределения Максвелла, предложенными М. М. Саттаровым и Б. Т. Баищевым. Для простоты счета пористость, начальную нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения в первом приближении принимают одинаковыми по всем трубкам тока. Прерывистость пл-та учитывается длиной трубок тока, непрерывная его часть моделируется трубками, простирающимися от начала до конца залежи, а линзы и полулинзы - короткими трубками, соответствующими по длине их размерам. В вероятностно – статистических моделях реальный пл-т заменяют гипотетическим пл-том, имеющим такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный.

20. Кин. Формула Крылова.Факторы влияния на кин

ф-ла Крылова:

21.Свойства горных пород и пластовых флюидов

Определяются по данным ГИС и других исследований. Основные коллекторские свойства породы:

• гранулометрический состав;

• пористость;

• распределение пор по размерам;

• удельная поверхность порового пространства;

• проницаемость;

• коэф-т сжимаемости;

• теплофизические свойства.

Гранулометрический состав – содержание в породе зёрен определённых размеров в процентах от общего числа зёрен. Наиболее мелкая фракция d=< –0,01 мм.

Кубич-ая упаковка сферич. частиц m=48%,треугольн.упаков m=27%, упаковка сферич. частиц 2-х размеров m=14%.

Проницаемость – это фильтрационный параметр, характеризующий способность пласта пропускать жидкость или газ.( мкм²)

22. Проявление упругого режима. Основная формула упругого режима (по Щелкачеву в.Н.)

Разработка нефтяного месторождения при уп­ругом режиме  это осуществление процесса из­влечения нефти из недр в усло­виях, когда пла­стовое давление превышает давление насыще­ния, поля давлений и скоростей продвижения нефти и воды, насыщающих пласт, а также воды в его за­контурной области неустановившиеся, изме­няющиеся во времени в каждой точке пласта.

Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изме­няются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды, закачиваемой в на­гнетательные скважины. С уменьшением пластового давления до значе­ния, меньше­го, чем давление насыщения, из нефти начнет выделяться ра­створенный в ней газ и режим пласта изменится  упругий режим сме­нится режимом растворенного газа или газонапор­ным.

Теорию упругого режима используют для ре­шения следующих задач РНМ:

1. На основе теории упругого режима создан наиболее извест­ный в практике разработки неф­тяных месторождений метод определения пара­метров пласта по кривым восстановления давле­ния в остановленных скважинах (метод КВД).

2. Гидропрослушивание скважины. Для интер­претации данных «гидропрослушивания» пласта, осуществляющегося сле­дующим образом. В мо­мент времени t = 0 производят, например, пуск в работу скв. А с дебитом q_A На забое ос­тановленной скв. В, в которую предварительно опускают глубинный манометр, регистрируется изм-ие заб-го дав­ления р_св = р_св (t).

3. Расчет изменения Р_пл на внешнем контуре нефтеносности или Р_ср по площади месторожде­ния при разработке его в естественном режиме.

4. При расчетах восстановления давления на контуре неф­теносного пласта в случае перехода на разработку месторож­дения с применением за­воднения или при расчетах утечки воды в закон­турную область пласта, если задано давление на кон­туре нефтеносности.

5. Расчет определения времени выхода на ус­тановившийся режим после пуска нагнетатель­ной скважины.