20. Оценка коэффициентов текущей и конечной газоотдачи газовых месторождений.

Степень извлечения газа из пласта опр-ся коэф-том газоотдачи. Различают коэф-ты текущей и конечной газоотдачи. Коэф-т текущей газоотдачи ра­вен отношению добытого газа Q_г на данный момент времени к геологи­ческим его запасам Q_г..зап, т.е. η_гт=Q_г /Q_г..зап). Коэф-т конечной газоотдачи равен отношению извлеченного газа на конец разработки м-ния (Q_г.изв к Q_г.зап, т.е. η_г.кон=Q_г.изв/Q_г.зап). При знании коэф-та текущего газонаыщ-я коэф-т η_гт рассчитывают по ф-ле

η_гт=(k_г-k_гт)/k_г,

где k_г — коэффициент начальной газонасыщ-ти.

В случ оценки k'_гт, без учета разницы начальных р_н и текущих р_т пластовых давлений в коллекторе коэф-т текущей газоотдачи опр-ся по ф-ле, к-рая учитывает эту разницу давлений, η_гт =1–(k’_гт р_н)/(k_г р_т).

Аналогично рассчитываются и коэф-ты конечной газоотдачи пла­стов:

η_г.кон=(k_г -k_го)/k_г или η_гкон=1-(k’_го р_н)/(k_гр_к),

где р_к — конечное пластовое давление.

Коэф-ты текущей и конечной газоотдачи зависят от геол, технич и экономич факторов и величина их изм-­ся в диапазоне 50-95%.

21. Оценка коэффициентов текущей и конечной нефте- и газоотдачи нефтегазовых месторождений.

В нефтегазовых залежах в приконтактной зоне ГНК в завис-ти от соотношения пластовых давлений в газоносной и нефтеносной ее частях может происходить вытеснение нефти газом или газа нефтью, вблизи ВНК нефть вытесняется водой. В этих случ коэф-ты вы­теснения нефти и газа из продуктивных пластов рассчитывают по след ф-лам:

а) коэф-т вытеснения нефти водой — по ф-ле k_{н.выт.т.в}=(k_н-k_нт)/k_н;

б) коэф-т вытеснения нефти газом - k_нвытг =[k_н–(k_н –k_гт)]/k_н =k_гт/k_н;

в) коэф-т вытеснения газа нефтью — по ф-ле η_гт=(k_г- k_гт)/ k_г.

Контроль за динамикой вытеснения нефти газом и газа нефтью производится по данным нейтронных методов. В процессе разработки газонефтяных залежей положение ГНК во времени изм-ся (опуска­ется или поднимается) в завис-ти от объемов отбора нефти и газа. Изучение зоны перемещения ГНК нейтронными методами позволяет оце­нить коэф-ты текущей и остат нефте- и газонасыщ-ти и опр-ть коэф-ты вытеснения нефти газом и газа нефтью.

При опускании ГНК происходит вытеснение нефти газом и обеспе­чивается высокая степень вытеснения нефти на первых метрах переме­щения газонефтяного контакта (k_нвытг = 70-85%) в песчаном высо­копористом коллекторе. При подъеме ГНК газ вы­тесняется нефтью, остат газонасыщ-ть составляет единицы и первые десятки %-ов и коэф-т вытеснения газа достигает 90%.

22. Выделение интервалов притока и приемистости по данным механичесой дебитометрии (расходометрии).

По конструкции расходомеры и дебитомеры одинаковы. Диаметр расходомера  диаметра дебитомера. Запись может быть непрерывной и точечной. По данным точечных измерений строят интегральную диаграмму, к-рая представляет завис-ть показаний от глубины и дифференциальную диаграмму, к-рая показывает изм-е удельного расхода (дебита) по глубине для каждого пласта. Интервалы, к-рые отдают и принимают флюид отмечаются увеличением числа импульсов.

Интервалы притока и приемистости флюидов в стволе скв устанавливают по комплексу гф методов: расходометрии, термометрии, радиометрии. На основании этих данных получают профили притока и приемистости.

Профилем притока или приемистости наз график завис-ти кол-ва Q жидкости (газа), поступающей из единицы мощности (или в нее) эксплуатируемого разреза, от глубины z ее залегания:

где h_п и h_к – соответственно глубины залегания подошвы и кровли эксплуатируемого интервала скв; q_z – удельный дебит (расход).

Профиль расхода жидкости при движении ее вверх по стволу сква­жины наз профилем притока, при движении ее вниз - профилем приемистости. Кривые нарастающего значения расхода описываются вы­ражением вида

Дифференцирование этих кривых по z дает кривые расхода отдельных участков скв q_z = ΔQ_z/Δz.

Изм-я во времени конфигурации профилей притока или погло­щения указывают обычно на то, что произошло изм-е соотношений пластовых давлений и, следовательно, в соотношений потоков из раз­личных пластов, а также на перераспределение потоков вследствие об­воднения или проведения геолого-технич мероприятий.

Интегральные про­фили расхода часто получаются искаженными и требуют корректировки. Дифференциальный профиль строится на основе откорректирован­ной интегральной профилеграммы по расчетным значениям уд дебита (расхода) q_i с помощью ф-лы

q_i = (Q_imax - Q_imin)/Δl

Q_imax и Q_imin - соответственно расход в верхней и нижней точках изучаемого интервала глубин, относящегося к глубинам l_верх и l_ни, Δl = l_ниж - l_верх величина выбранного интервала.

По этому профилю опр-ся расходы жидкости по отдельным участкам ствола скважины (рис. 49).

Рис. 49. Пример построения профилей притока.1 — точечные замеры, 2 — интервал перфорации.

Интервал l₁ – l₂ разбивают на участки Δl по интегральной кри­вой профиля. На глубине l’ расход жидкости составляет Q’ при содержа­нии воды С’_в, определенном по влагограмме. Кол-во воды, посту­пающей из этого участка, Q_в=q_в(l’ – l₁)=Q’C’_в/100,

нефти – Q_н=Q’–Q_{в(l’– l1)}

На дифференциальной дебитограмме на участке l’ – l₁ в масштабе откладывают кол-во воды.

На участке l' - l" общий дебит на глубине l" составляет Q" при со­держании воды C"_в. Аналогично опр-ют раздельное содержание воды и нефти в общем потоке на глубине

Q_{в(l’ – l’’)} = Q" C"_в/100; Q"_н= Q" - Q"_в.

Для участка l' - l" определяют кол-во воды и нефти след обр:

Q_{в(l’ – l’’)} = Q_в" - Q_{в(l’ – l1)}

Q_{н(l’ – l’’)} = Q_н" – Q_{н(l’ – l1)}

Таким способом опр-ют по отдельности расходы нефти и воды по всем участкам продуктивной толщи и на дифференциальный профиль наносят данные по нефти и воде.