3) Статистическая модель залежей и ее обоснование.

Статическая модель отражает все промыслово-геологические свойства залежи в ее природном виде, не затронутом процессом разработки: геометрию начальных внешних границ залежи; условия залегания пород коллекторов в пределах залежи; границы залежи с разным характером нефтегазоводонасыщенности коллекторов; границы частей залежи с разными емкостно-фильтрационными параметрами пород-коллекторов в пластовых условиях.Эти направления моделирования, составляющие геометризацию залежей, дополняются данными о свойствах в пластовых условиях нефти, газа, воды, о термобарических условиях залежи, о природном режиме и его потенциальной эффективности при разработке (энергетическая характеристика залежи) и др. Статическая модель постепенно уточняется и детализируется на базе дополнительных данных, получаемых при разведке и разработке залежи. Основной объем информации о статистической системе залежи получают на стадии геолого – разведочных работ по данным бурения, разведочных скважин в соответствии с проектами.

При этом определяют основные элементы природной системы:

1. Форму природного резервуара

2. Внутреннее строение продуктивных отложений с учетом геологического отложений.

3. Флюиды, насыщение

4. Термодинамические характеристики залежи нефти и газа, т.е. начальное пластовое давление и температура.

При установив. формы залежей являются осн. док-ва:

1. Данные бурения разведочных скважин

2. Гис

3. Результаты опробования и испытания

4. Данные детальной сейсморазведки. По этим материалам определяют кровлю и подошву продуктивных пластов, характер насыщения, положение тектонических нарушений, линии выклинивания, замещение продуктивных пластов, положение контактов, стратиграфическое несогласие.

Внутреннее строение продуктивных пластов изучают: лабораторные исследования шлама и керна, гис, литолого- петрографические исследования, гидродинамические исследования. Важную роль являются составление схем корреляции, чтобы учесть все прослои при расчете запасов и при составлении проекта разработки.

Свойство пластовых флюидов изучают по глубинным и поверхностным пробам. Для этого определяют плотность, вязкость флюидов, коэффициент усадки, давление насыщения и зависимости этих свойств от давления и температуры, это необходимо знать как будут изменяться свойства в процессе разработки, когда будут снижаться давления и температура.

Термобарические условия. Для этого производят замеры пластового давления и температуры в поисковых и разведочных скважинах, для этого строят карты изобар. Для обоснования режима залежи необходимо знать изменение пластового давлений не только в пределах внешнего контура, но и в законтурной зоне, т.е. в скважинах в которых получили воду.

Вывод: статистическая модель залежи описывают по данным поисково-разведочных работ.

4) Динамическая модель залежи и ее обоснование.

При составлении проекта разработки залежь рассматривают в динамическом состоянии, т.е. как гелого – технический комплекс, который претерпевает постоянные изменения в результате взаимодействия компонент залежей нефти и газа.

Технические компоненты составляют системы разработки: различают 2 системы разработки:

1. На природном режиме. Основными элементами ее является добывающие скважины определяются способом размещения на площади залежи и оснащены сред-ми для создания депрессий на забое и подъёме жидкости.

2. Воздействие на пласт, производится закачка попутного газа или других газов для ППД и повышения нефтеотдачи.

Основными элементами является: совокупность добывающих и нагнетательных скважин и их размещение на площади, способ воздействия для создания ППД, оборудование, обеспечение перепадов давлений из скважины на поверхность. Под воздействием технические компоненты, т.е. системы разработки меняется форма залежи, объем, характер насыщение, энергетическое состояние. Технические компоненты так же претерпевают изменения, а именно фонд добывающих и нагнетательных скважин во времени, дебиты скважин, обводненность, способ эксплуатации, взаимодействие, изменение геологических и технологических компонент, связанно с выработкой запасов, обводнение продуктивных пластов и закачиваемой водой и изменением температуры и давления.

Исходя из этого при изучении залежи в динамическом состоянии обращают внимание на изучение процессов протекающих в пласте при эксплуатации скважин. Изменение состояния залежи в процессе разработки изучают с помощью динамической модели, которая бывает 2 видов: проектная, и фактическая или адекватная.

Проектные динамические модели составляют на стадии проектирования и отражают в проектных документах путем обоснования технико-экономических показателей разработки, а именно уровни и годовые добычи, объемов закачки по годам разработки, % обводненности скважин, фонда добывающих и нагнетательных скважин.

Обычно при составлении проекта разработки рассматривают 4-5 вариантов, которые могут отличаться количеством добывающих и нагнетательных скважин, их размещением на площади, их расстояние между скважинами, уровнями годовой добычи, объемом закачиваемой воды. На основании технико – экономических расчётов этих вариантов выбирают наиболее эффективный вариант, который утверждают на технических советах как основной вариант разработки. Поскольку на стадии проектирования недостаточно изучено геологическое строение месторождения, т.к. мало пробурено скважин и мало исследований проведено, то модель залежи, которую использую, называют проектной. В дальнейшем в процессе разработки и анализа составляют фактическую или адекватную динамическую модель. При этом используют методы голого –промыслового контроля за разработкой.

При обосновании фактической модели на определенный период используют:

1. Геологические построения с детальным указание насыщенности пластов, положением ВНК, карты изобар, карты остаточных нефтенасыщенных толщин, карты остаточных запасов и карты обводненности. Сравнение этих карт во времени позволяет определить положение контура нефтеносности и формы и размеры залежи.

2. Часть параметров для анализа приводиться с помощью абсолютных значений, таких как добыча нефти, газа, жидкости, за период разработки.

3. Многие параметры от-ют в виде средних значений : среднего пластового давления, средних дебитов, средней обводнености за анализируемый период разработки.

4. Состояние геолог-технологических компонент можно отражать интегральными показателями – изменение накопленной добычи нефти за анализируемый период разработки.

5. Строят графические зависимости изменения абсолютных и средних параметров во времени.

В результате комплексного анализа всех этих материалов уточняется: режим залежи, остаточные запасы, распределение пластового давления по всей площади месторождения, охват залежи заводнением , взаимоотношение отдельных участков залежи друг с другом.

Вывод: На основании всех данных обосновывается фактическая или адекватная динамическая модель на определенный период разработки.