1.Основные коллекторские свойства продуктивных пород их влияние на разработку нефтяных залежей.

Основные свойства пород коллекторов нефти и газа обуславливаются пористостью кавернозностью и трещиноватостью. Под пористостью понимается наличие в ней первичных межгранулярных пор, которая в большей степени зависит от гранулометрического состава пород, от степени сцементированности. Различают полную и открытую пористость. Полная - включает все поры горной породы, открытая только сообщающиеся между собой поры. Пористость выражается через коэфициент пористости К_{полн.порист.}=

К_{откр.пор}=

По величине поры н.г. коллекторов разделяются на 3 группы: сверхкапиллярные диаметр > 0,5 мм до 2 мм – жидкость активная свободно перемещается; капиллярные диаметр от 0,5 до 0,02 мм; субкапиллярные диаметр меньше 0,0002 мм. Открытая пористость колеблится от 12 до25%.

Под кавернозностью понимается сущесвование в горных породах вторичных пустот направленных или округлых, относящихся к типу каверн. Кавернозность свойственно карбонатным породам. Средняя пустотность 12-15 %. Коэффициент кавернозности К_к равен: К_к=

Если порода целиком кавернозна, то К_к=(V_обр-V_мин)/V_обр где V_мин - объем минеральной части породы.

Если присутствуют и поры и каверны : К_к = 1-

К_к = 1-ρ_обр/ ρ_{мин.части} Трещиноватость обуславливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами приурочены большей частью к карбонатным коллекторам и в некоторых случаях к терригенным. Качества трещиноватой гор. пор. как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин. Характеристикой трещиноватости служит густота трещин. Г=∆n/∆L, где ∆n – число трещин, пересекающих линию длиной ∆L, перпендикулярно к направлению их простирания. Трещинная емкость К_т по данным исследования шлифа под микроскопом равна К_т=bl/F, где b раскрытость трещин в шлифе, а l суммарная протяженность всех трещин в шлифе, F площадь шлифа. По величине раскрытия трещин выделяют макротрещины (более 40-50мкм) и микротрещины до 40-50 мкм.

2. Статическая модель залежи

Статическая модель отражает все свойства залежи в ее изначальном природном виде до разработки: внешние границы, условия залегания пород-коллекторов в пределах залежи, границы с разными емкостно-фильтрационными параметрами. Динамическая модель отображает строение залежи во время разработки, строится на базе статической модели, отражает изменения, произошедшие в результате отбора флюида: текущие границы, границы, не включенные в процесс разработки, динамика годовых показателей, состояние фонда, термобарические условия, изменения коллекторских свойств.

3. Макронеоднородность продуктивных пластов. Методы ее изучения.

Макронеоднородность – отражает морфологию залегания пород коллекторов в объеме залежи, пространственное распределение. выделяют два вида макронеоднородности: а) по вертикали – расчлененность продуктивного горизонта на отдельные разобщенные пласты и прослои; б) по простиранию – отражает прерывисто отдельные пласты – коллекторы. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля т.е. наличие зон отсутствие коллекторов.

При изучении макронеоднородности используется материалы ГИС, детальные корреляции. Макронеоднородность отображается графическими построениями и количественными методами. Количественными методами определяется через ряд коэффициентов

- коэффициент расчлененности К_р среднее число коллекторов в разрезе скважины

n_i - число прослоев коллекторов. N – число скважин

К_р = Σ(n_i)/N.

К_песч показывает долю объема коллектора в объеме залежи К_песч = H_эф/H_общ

К_песч = Σ(H_эфi)/ Σ(H_общi) Σ(H_эфi) – всех проницаемых прослоев во всех скважинах

Σ(H_общi) – общая толщина горизонта

К_песч = Σ(h_эфi/h_общi)/N

Макронеоднородность по площади коэффициента связанности: К_св. = F_св/F_колл. F_св – площадь участков слияния; F_колл – площадь коллекторов. Для изучения геологической неоднородности с точки зрения вытеснения нефти из пласта существует 3 коэффициента

К_спл = F_спл/F_к ; К_пл = F_пл/F_к; К_л = F_л/F_к;

F_спл - получающие воздействие вытисняющего агента не менее чем с 2х сторон, F_пл – площадь полулинз, одностороннее воздействие; F_л – площадь линз, не испытывающие воздействие. Степень вовлечения объема скважины показывает коэффициент охвата процесса вытеснения – это отношение части эффективного объема залежи к общему эффективному объему залежи. К_охв = V_охв/V_общ.