Билет №6.

1. Обоснование проектных величин пористости, проницаемости, толщин пропластков, насыщенности с учётом их изменения по толщине и по площади.

К числу исходных геолого-промысловых данных при приближенном ме­тоде проектирования относятся: геологическое строение залежи; пористость; проницаемость; газонасыщенность; толщина; неоднородность по толщине и по площади; устойчивость пласта к разрушению; положения ГВК; состав пластово­го газа; термобарические параметры пласта; состав и свойства пластовой воды и размеры водоносного бассейна; тип залежи; запасы газа и конденсата и т.д.

Значительное число параметров определяются несколькими методами, в частности, геофизическими, газогидродинамическими и лабораторными. По­этому основная задача проектировщика заключается в их обобщении и выборе наиболее вероятных значений с учетом преимуществ и недостатков каждого из перечисленных выше методов.

К наиболее существенным из перечисленных параметров предопреде­ляющих емкостные и фильтрационные свойства пласта, запасов газа и конден­сата относятся: пористость, проницаемость, насыщенность, положение ГВК, на­личие и размеры переходной зоны, общая и эффективные толщины и т.д.

Практически каждый из перечисленных параметров определяется не­сколькими методами. В частности:

1.Пористость пласта m определяется лабораторным изучением образ­цов коллектора и несколькими геофизическими методами:

-при определении пористости по образцам коллектора образец изготавлива­ется при атмосферном давлении и под струей жидкости и, поэтому результат оказывается менее достоверный. Если образец не изготавливается и пористость определяется путем покрытия поверхности образца любой конфигурации парафином величина пористости определяется с погрешностью из-за снятия нагруз­ки создаваемой горным давлением;

-если пласт неустойчивый или малоустойчивый, то определить пористость по образцам либо не удается, либо определяется с большой погрешностью.

2.Пористость m определяется различными геофизическими методами, в частности, методами БК, АК и РК (несколькими подвариантами) с последую­щим обобщением этих методов и выдачей величины пористости.

Газонасыщенность пласта также определяется лабораторными метода­ми и методами геофизики:

-лабораторным способом определяется количество остаточной воды в об­разце с использованием центрифуг, число оборотов которых достигает 22000 в минуту;

-методы геофизики используют сопротивления пласта насыщенного водой и углеродом.

При выборе величины насыщенности следует учесть проницаемость пласта и влияние капиллярного давления, Эффективная толщина пласта может быть определена также двумя ме­тодами: лабораторным при сплошном выносе керна из продуктивного интервала и геофизическими методами:

—лабораторный метод требует 100% вынос керна из продуктивного интерва­ла. Такой отбор керна осуществляется в лучшем случае только в параметриче­ских скважинах, а в ряде случаев в поисковых;

-геофизические методы выделения эффективных толщин включают в себя целый комплекс электрического, акустического и радиоактивных методов, а также кавернометрии и т.д.

Из изложенного выше следует, что эффективные толщины в основном определяются только геофизическими методами. Но выбор величины эффектив­ной толщины должен быть увязан проницаемостью, нефтегазоводонасыщенностью и пористостью интервалов. В настоящее время эффективная толщина, вы­деляемая геофизиками, в основном ориентирована на пористость и, поэтому не всегда оказывается достоверной. На достоверность выделения эффективной толщины существенно влияет наличие и направленность трещин.

Проницаемость пласта определяется: лабораторным изучением образцов коллекторов, газогидродинамическими исследованиями на стационарных и нестационарных режимах фильтрации и промыслово-геофизическими методами через известную величину пористости.

1.Лабораторный метод определения проницаемости осуществляется по образцам, изготовленным в атмосферных условиях. Обжим образца давлением равным пластовому не означает, что образец представляет продуктивный пласт с его естественными параметрами, так как изготовление образца в атмосферных условиях и последующим обжим приводит к неучету остаточной деформации образца. Кроме того, при вскрытии неустойчивых и слабоустойчивых пластов возможность изготовления образца представляющий продуктивный пласт ис­ключена.

2.Газогидродинамические методы определения проницаемости по ре­зультатам исследования скважин на стационарных режимах приводит к осред­нению проницаемости продуктивного интервала состоящего из пропластков с различными емкостными и фильтрационными свойствами в пределах от R« до R_K. На величину проницаемости по результатам исследования скважин на ста­ционарных режимах существенно влияет загрязнение призабойной зоны буро­вым раствором при вскрытии пласта и неполнота вскрытия по толщине. Поэто­му проницаемости определенные по данным исследования на стационарных ре­жимах фильтрации как правило оказываются меньше проницаемости опреде­ленной по результатам исследования на нестационарных режимах фильтрации. По результатам исследования скважин на нестационарных режимах

фильтрации проницаемость определяется по конечным участкам КВД или КСДиД, т.е. по участку, где исключается влияние загрязнения призабойной зо­ны и инерционного составляющего в уравнение притока газа к скважине. При качественном выполнении технологий исследования скважин на нестационар­ных режимах фильтрации и правильной подборке методики обработки получен­ных результатов проницаемость, определенная по КВД является наиболее близ­кой по величине истинной проницаемости пласта.

Геофизические методы исследования для определения проницаемости пласта являются для низкопористых коллекторов наиболее неточными, так как ее величина вычисляется по известному значению пористости без учета влияния насыщенности пористой среды флюидами и капиллярных сил.

Определенные различными методами проницаемости должны быть сопос­тавлены и увязаны с дебитами скважин и депрессиями на пласт и выбраны в ре­зультате анализа и обобщения полученных значений.

Составы газовых и газоконденсатных месторождений отличаются содер­жанием в пластовом газе газообразных углеводородов, кислых, т.е. неуглеводо­родных компонентов, а также количеством высококипящих углеводородов C_5+В Составы газа предопределяют в большинстве случаев принципы разработ­ки месторождения и подготовки газа для транспортировки. Значительное коли­чество компонентов С_5+В требует изучение возможности разработки месторож­дения с ППД путем обратной закачки отсепарированного газа в пласт. Наличие гелия или сероводорода требует промыслово-заводской подготовки газа с выде­лением гелия и серы. При незначительном содержании в газе СО2 заводская подготовка газа не применяется. Значительное содержание сероводорода в газе как на Астраханском месторождении (до 30% объемных) годовая добыча газа ограничивается мощностью перерабатывающего завода и возможностью утили­зации серы. Наличие "кислых" компонентов в газе требует использование обо­рудования с антикоррозионными свойствами и ингибирования скважин против коррозии.

Термобарические параметры газа в пласте.

Термобарические параметры пласта называют пластовой давление и тем­пературу. Эти параметры зависят от глубины залегания пласта, наличия в стра­тиграфическом разрезе многолетнемерзлых пород, характеристики водоносного бассейна и др. Термобарические параметры существенно влияют на показатели разработки месторождения, запасы газа и конденсата, на систему подготовки га­за на промысле, на характер изменения значительного числа параметров ис­пользуемых при проектировании, в частности, на составы пористой среды и на­сыщающих их флюидов. С термобарическими параметрами связан срок ввода ДКС и работа НТС, потери и выход конденсата, давление начала конденсации, взаимодействие отдельных интервалов с различными фильтрационными свой­ствами и т.д.