- •«Основы разработки нефтяных месторождений»
- •I. Разработка нефтяных месторождений:
- •II. Методы увеличения нефтеотдачи пластов (Регулирование разработки нефтяных месторождений):
- •Предмет и содержание курса. Связь рнм с другими дисциплинами
- •Основные показатели рнм
- •Понятие о рациональной системе разработки
- •Безусловное выполнение плана по добыче нефти
- •Максимально-возможный (при существующей технике и технологии) текущий и конечный коэффициент нефтеотдачи
- •Минимальные народно-хозяйственные затраты
- •Стадии разработки нефтяных месторождений
- •Системы разработки месторождений
- •Выбор объекта разработки
- •Системы разработки многопластовых месторождений
- •Одновременная во времени разработка объектов:
- •Последовательная во времени разработка объектов:
- •Выбор способа регулирования баланса и использования пластовой энергии
- •Выбор темпов бурения скважин
- •Выбор последовательности бурения скважин Порядок бурения и вода в разработку скважин:
- •Выбор геометрии расположения скважин на площади
- •Выбор плотности сетки скважин
- •Выбор системы заводнения
- •I. Законтурное заводнение
- •II. Приконтурное заводнение
- •III. Внутриконтурное заводнение
- •Выбор доли скважин основного и резервного фонда
- •Геологические основы разработки месторождений
- •Иерархические уровни движения исходной геологической информации
- •Виды неоднородности геолого-физических свойств продуктивных пород. Учет и отображение неоднородности
- •Классификация неоднородности
- •I. Литолого-фациальная неоднородность продуктивного пласта:
- •II. Неоднородность по физическим (коллекторским) свойствам пласта:
- •III. Неоднородность, применяемая в гидродинамических расчетах:
Виды неоднородности геолого-физических свойств продуктивных пород. Учет и отображение неоднородности
Все реальные продуктивные пласты обладают свойственной им особенностью, а именно изменчивостью состава и свойств по всему объему. Эту изменчивость нельзя называть анизотропией, так как последняя характеризуется изменением физических свойств в различных направлениях. В продуктивных пластах наряду с изменением физических свойств наблюдается изменение литолого-фациального и минералогического состава, изменение агрегативного состояния слагающих пород и вмещающих жидкостей и т.д. С этой целью для характеристики изменчивости продуктивного горизонта в объеме нефтяной залежи ввели понятие «неоднородности».
Неоднородностью продуктивных пластов называется изменчивость литолого-фациального и минералогического состава, агрегативного состояния и физических свойств пород, слагающих продуктивные пласты.
На сегодняшнем этапе изученности неоднородности не возможно обоснованно подобрать универсальный критерий или меу для оценки неоднородности. В первом приближении для сравнительной оценки неоднородности ввели понятие степени и характера неоднородности.
Под степенью неоднородности продуктивных пластов понимают диапазон изменения литолого-фациального, минералогического состава или коллекторских (физических) свойств. Степень неоднородности является количественной оценкой неоднородности.
к1 = 0,10 – 0,25 мкм2 к2 = 0,10 – 0,85 мкм2
Под характером неоднородности продуктивных пластов понимают плотность распределения геолого-физических свойств в диапазоне их изменения. Характер неоднородности является в первую очередь качественной, а во вторую очередь, и количественной оценкой неоднородности.
К1 = 0,10 – 0,85 мкм2 к2 = 0,10 – 0,85 мкм2
Классификация неоднородности
I. Литолого-фациальная неоднородность продуктивного пласта:
1. Минералогическая неоднородность
2. Гранулометрическая (агрегативная) неоднородность
3. Неоднородность по толщине горизонта в целом
4. Неоднородность по толщине пластов, входящих в горизонт
Для сравнительной количественной оценки этого типа неоднородности используют специальные коэффициенты:
А) коэффициент песчанистости – это отношение объема песчаников к общему объему пород, слагающих горизонт:
Кп = Vп / V = hп / H
Б) коэффициент расчлененности – это отношение числа пробуренных скважин к суммарному числу песчаных пропластков, вскрытых скважинами:
Кр = N / ∑n
В) коэффициент литологической связанности – это отношение части площади залежи, где пласт представлен монолитным нерасчлененным песчаником к общей площади залежи:
Клс = Fm / F = Nm / N, где
Nm – число скважин, вскрывших монолитный пласт
N – общее число скважин
II. Неоднородность по физическим (коллекторским) свойствам пласта:
Неоднородность по проницаемости
Неоднородность по пористости
Неоднородность по распределению начальной водо - и нефтенасыщенности
Порометрическая неоднородность или микронеоднородность
Неоднородность по проводимости пласта, коэффициенту продуктивности, гидропроводности и т.д.