Природные режимы нефтяных и газовых залежей. Факторы, определяющие формирование режимов.

Режим Н и Г залежи – характер проявления преобладающего вида энергии, продвигающей Н, Г к забою скважины и зависящий от естественных природных условий пласта и мероприятий по воздействию на пласт. Виды энергий – энергия подошвенных и краевых вод, упругость жидкости и горных пород, наличие газовых шапок, энергия растворенного в нефти Газа, гравитационные силы, энергия расширяющегося газа. По преобладанию энергии выделяют в Н залежах водонапорный, упруговодонапорный, режим газовой шапки (газонапорный режим), режим растворенного газа, гравитационный режим. Для Г залежей газовый (расширяющегося газа), газоупруговодонапорный, газоводонапорный. Проявление каждого режима судят по изменению Р_пл, газового фактора, дебита Н,снижение Р_пл от суммарного и текущего отборов, по изменению обводненности. Для Н залежей Водонапорный режим – пласт сложен кварцевыми песчаниками с хорошей отсортированностью, отсутствуют тектонические нарушения, и замещение пласта глинами. Р_пл падает медленно, Р_{насыщения} – высокое Р_пл > Р_{насыщения}, газовый фактор на одном уровне. Уменьшение Р_пл зависит от текущего отбора жидкости. КИН –0,7-0,8 Упруговодонапорный режим - зависит от упругости пластовой жидкости (нефти, воды),породы, растворенных в ней газов. Характерно для ЗапСибири. Расстояние м/у залежамии областью питания пласта 80-100км. Пласт сложен как кварцевыми так и полимиктовыми песчаниками, которые замещаются глинистыми породами. Проницаемость коллекторов низкая Р_пл зависит как от текущего так и от суммарного отбора Н. Р_пл значительно уменьшается, а иногда величина его снижения будет превышать Р_{насыщения}, поэтому из нефти может выделиться растворенный в ней гази создаватся вторичные газовые шапки. Обводненность постепенно увеличеватся, газ фактор постоянен, но при уменьшении Р_пл < Р_{насыщения} может резко увеличится. Поэтому рекомендуется поддержание Р_пл уже с первых этапов разработки. КИН 0,4-максиум 0,7. Газонапорный режим чем больше Г шапка тем характернее проявление данного режима. Р_пл зависит от суммарного отбора нефти. При значительных отборах нефти Р_пл может уменьшается за счет этого растворенный в нефти газ продвигается в газовую шапку, вязкость Н увеличивается. За счет уменьшения Р_пл в нефтяной оторочке продвижение Н в Газовую шапку за счет этого Н будет безвозвратно потерена. Для изоляции Г и Н части барьерное заводнение. Бурение нагнетательных скважин в пределах внутреннего контура Г носноти, для отсечения Г части от Н. КИН 0,5- 0,75. Режим растворенного газа Р_пл близко к Р_{насыщения}. При незначительном уменьшении Р_пл из нефти начинает выделятся Газ, который продвигаясь по поровым пространствам увел скорость подвижности Н. Поэтому на первых этапах разработки высокие дебиты Н и газ фактор = коэф раств. Г в Н. При дальнейшем увеличении Р_пл ниже Р_{насыщения} знач увеличении газ фактора за счет увеличения фазовой проницаемости для Г. Фаз. Прониц для Н уменьшается - уменьшается дебит Н и увеличенивается Газ фактор.Газ устремляется в повышенные части структуры будет создавать вторичные Г шапки. КИН 0,1-0,3.

Гравитационный режим – движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. КИН 0,3-0,4. Режимы Г залежей газовый (расширяющегося газа) приток газа за счет упругих сил газа. Силы краевых и подошвенных вод равны 0. Дебит газа на единицу падения Р_пл для любого периода разработки = const.Метод подсчета запасов газа по падению давления. Газоупруговодонапорный развитие режима обусловленопроявлением упругости Г, породы,воды пласта, энергии поступающего Р_пл. Газоводонапорный режим в комплексе как от расширения Г так и от воздействия краевой и подошвенной вод. Р_пл зависит от текущего и суммарного отбора жидкости.

7.9. 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 после расформирования зоны проник-я.

Кп,н=Кп общ.[Wв(1-Кг)+Wг*Кг], где Кп,н – коэф-т пористости опред-й по нейтронным м-дом; 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=9/7dн.

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 см так же вопр 8