3.1 Методи прогнозу фазового стану родовищ. Особливості освоєння нафтогазоносних басейнів. Закон Парето.

Фазовий стан родовища може визначатися за:

критерій класифікації	Газові поклади		Газоконденсатні поклади		Нафтові поклади
І.С. Старобинець
За коефіцієнтом жирності		0,3 – 2,0		5 – 15		15 – 30 і більше
За відношенням етан/пропан		найвищі		середні		найменші
За відношенням пропан/сума бутанів		найменші		середні		найбільші
В.П. Савченко
За відношенням i-бутан / n-бутан		найвищі		середні		найменші
За ізотопним складом вуглецю вуглеводневої суміші, 13С		найнижчий		середній		найвищий
За вмістом гомологів С5 – С8		менше 0,5 %		0,5 – 1,5 %		більше 0,5 %

Також до методів прогнозу фазового стану родовищ, крім коефіцієнта жирності або сухості газів, випробувані та використовуються на практиці такі:

• Коефіцієнт збагаченості вуглеводнями – відношення вмісту суми вуглеводнів до вмісту азоту (СН4 + С2Н6 + вищі) / N2. Змінюється в широкому діапазоні.

• Коефіцієнт етанізації Ю.Коротаєва – Г. Степанової - відношення етану до пропану С2Н6 / C3Н8: – газів нафтових покладів він складає 0,3 – 1,5,

– нафтогазоконденсатних покладів 1 – 3;

– газоконденсатних 2 – 6;

– газових більше 5.

• Коефіцієнт ізомерізації бутанів, або відношення вмісту ізобутану до вмісту нормального бутану

Застосування в прогнозуванні лише одного показника малонадійне. Тому прагнуть використати кілька показників. Наприклад, обгрунтовано комплексний коефіціент прогнозу фазового стану і виділення типів покладів В.І. Старосельського.

При цьому оперують чотирма показниками: А) сумарний вміст важких вуглеводнів ; Б)відношення ; В) відношення ; Г) Коефіцієнт жирності (КЖ) .

Відкриття основних за запасами родовищ відбувається на ранній і середній стадіях вивчення та освоєння басейнів.

Розподіл Парето – в теорії імовірностей – це двопараметрична сімʼя абсолютно неперервних розподілів.

3.2 Показники неоднорідності пласта-колектора по ємнісно-фільтраційних властивостях і прогноз їх впливу на дебіти. ???

Під неоднорідністю пласта розуміють мінливість форми залягання та таких властивостей колекторів в межах продуктивного пласта, горизонта або експлуатаційного об`єкта, які суттєво впливають на розподіл запасів вуглеводнів в межах покладу та на умови їх розробки . Виділяють мікронеоднорідність та макронеоднорідність. До характеристик мікронеоднорідності відносять літологічну, гранулометричну, упаковочну, цементаційну, мінеральну, по пористості, по проникності і ін. Макронеоднорідність характеризує просторовий розподіл пластів колекторів та неколекторів в об`ємі покладу або експлуатаційного об`єкту. Оцінюється коефіцієнтом розчленованості Кр і коефіцієнтом піщанистості (піскуватості) Кпіщ. Кофіцієнт піщанистості дорівнює відношенню об`єму ефективної (працюючої) частини продуктивного горизонту Vеф до сумарної товщини горизонта (об`єкта розробки) Нобщ. Цей показник вказує, яку частку займають пласти і прошарки фільтруючих колекторів в загальному об`ємі продуктивного горизонту і вимірюється у відсотках або частках одиниці. Чим більший Кпіщ, тим менша поточна обводненість і водонафтовий фактор.

Розчленованість і піщанистість враховуються коефіцієнтом макронеоднорідності Км:

в формулі n – кільність проникних прошарків, h – загальна товщина проникних прошарків, розкритих свердловиною. Це показник розчленованості об`єкта розробки на одиницю товщини порід-колекторів.

Переривчастість пласта–колектора (ступінь заміщеності одного й того ж пласта-колектора неколектором на ділянці покладу або родовища) визначають як відношення площі, яку займає колектор S кол, до загальної площі поширення пласта S сум:

Кs = S кол / S сум. Одним з показників площової неоднорідності колектора є коефіцієнт складності К скл:

К скл = Р к-н / Р покл,

де Рк-н – периметр границь «колектор – неколектор», Рпокл – периметр покладу.

Динаміка зниження Кскл опосередковано показує, наскільки ефективно система розробки охоплює впливом наявні неоднорідні колектори.

Місцями утворюються зони злиття проникних прошарків і пачок, практично без екранів. Щоб оцінити таку гідродинамічну зв`язаність, залучають коефіцієнт злиття Кзл як відношення сумарної площі зон злиття Sзл до сумарної нафтогазоносної площі даного пласта Sсум:

К зл = S зл / S сум.

Ясно, що більший коефіцієнт злиття означає кращу гідродинамічну сполученість пластів, ефективність охоплення впливом, а також більший коефіцієнт нафтогазовилучення.

Показники седиментаційної (гранулометричної) неоднорідності. Для визначення геологічної мікронеоднорідності застосовують характеристики статистичного розподілу гранулометричного складу породи-колектора. В першу чергу це так звані коефіцієнти Траска: середньоарифметичний і медіанний розмір зерен Md, коефіцієнт відсортованості S_o і коефіцієнт асиметрії S_k. Коефіцієнти Траска кореляційно зв`язані з пористістю, структурою порового простору (розміри і форма пор), проникністю. Коефіцієнти Траска дозволяють не тільки порівнювати гранулометричний склад порід, але й у ряді випадків робити висновки про умови їх утворення. Так, наприклад, збільшення середнього розміру зерен свідчить про зростання швидкості руху середовища переносу (вода, вітер), а зменшення вказує на тривале багаторазове перевідкладання.

Характеристики неоднорідності шаруватого середовища. В США Л.А. Поласек і К.А. Хатчинсон запропонували коефіцієнт неоднорідності

HF = _t / t,

де _t – середньоквадратичне відхилення піщанистості для покладу в цілому, t – середня піщанистість продуктивного пласта [6].

Для визначення HF розріз продуктивного горизонта, починаючи від реперу в покрівлі або підошві пласта, розділяють на окремі прошарки однакової товщини. За даними всіх пробурених свердловин для кожного виділеного прошарку вираховують середньоквадратичне відхилення _t і середню піщанистість, співвідношення яких і є коефіцієнтом неоднорідності HF.

Цей параметр відображає шаруватий характер продуктивного пласта і змінюється від 0 в ідеальній до 1 в складній шаруватій системі. Чим нижчий HF, тим однорідніший пласт.

Для об`єктів, які утворюють в свою чергу систему пластів, що складає поклад в цілому найширше використовують наступні показники:

– коефіцієнт відносної піщанистості (в межах розрізу однієї свердловини) К_піщ

– коефіцієнт розчленованості (для покладу в цілому) К_р

– коефіцієнт виклинювання, який показує частку товщини прошарків колектора, що виклинюються К_л

– коефіцієнт витриманості К_в = 1 - К_л , характеризує частку неперервної товщини пласта по площі