Классификация коллекторов по добывным параметрам

1. Классификация коллекторов по добывным параметрам

2. Конечнаяцельгеофизических работ на этапе разведки-созданиецифровой модели месторождения как основы его гидродинамической модели и проектирования добычи. (Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39 0-47-06. Москва, Минтопэнерго, 2000г) Для проектирования добычи и управления процессом разработки необходимаколичественная оценка добывных характеристик коллекторов и залежи в целом.

3. Функции, характеризующие породу, как объек разработки (паспортные данные породы –коллектора) 1. Коллекторские свойства: пористость, проницаемость, остаточная водонасыщенность, остаточная нефтенасыщенность. 2. Нефтенасыщенность . 3.Фазовые проницаемостипо воде и УВ. 4. Функция обводнения притокав зависимости от содержания воды вколлекторе иее параметры:  - наклон линейного участка, характеризующий скорость продвижения фронта вытесняющих вод; -Кноф – остаточная нефтенасыщенность после прохождения фронта вытеснения; - коэффициент вытеснения нефти после прохождения фронта вытеснения.; -критической водонасыщенность , с которой начинается обводнение притока и ее зависимость от содержания воды в коллекторе. -водонасыщенность, при которой ужене формируется фронт вытеснения нефти водой

4. Для проектирования добычи и рациональной разработки залежей нефти и газа необходимо также знать: - положение ВНК или ГЖК в зависимости от коллекторских свойств пласта; -   профиль нефтеотдачи пласта; - профиль скорости продвижения фронта вытес- нения; -  характеристики пород- нефтеупоров и водоупоров; - уметь осреднять гидродинамические характерис-тики неоднородного пласта и др.

5. Класификация А.А. Ханина • В настоящее время для терригенных коллекторов наиболее часто применяется классификация А.А. Ханина [ ], которая делит породы –коллекторы на 6 классов по абсолютной проницаемости. Остальные признаки рассматриваются как сопутствующие: • 1 класс - проницаемость Кпр > 1000 млд (10-12 фм2); • 2 класс - проницаемость 500 млд < Кпр < 1000 млд; • 3 класс - проницаемость 100 млд < Кпр < 500 млд; • 4 класс - проницаемость 10 млд < Кпр < 100 млд; • 5 класс - проницаемость 1млд < Кпр < 10 млд; • 6 класс - проницаемость 0,1 млд < Кпр < 1,0 млд. • Породы с абсолютной межзерновой проницаемостью по газу меньше 0,1млд отнесены к неколлекторам, т. е. к таким, в которых нефть, если и присутствует, то не может быть извлечена

6. Подвижность воды и размеры поровых каналов • интересны следующие размеры эффективных поровых каналов: • - меньше 0,3мкм - 0,1мкм (заведомо неподвижная связанная вода); • - меньше 0,6-0,7 мкм ( а, возможно, меньше 1мкм), отвечающие объему воды адсорбции и капиллярно удержанной большими капиллярными давлениями.

7. Систематизация гидрофильных пород по размерам поровых каналов практически равносильна делению их по подвижности воды в поровом пространстве • Представляется наиболее вероятным усовершенствовать классификацию пород, используя кривые капиллярного давления • Капиллярные кривые, полученные в системе «ртуть-воздух» с отрабатываются в пределах давлений, обеспечивающих исследование поровых каналов с размерами 300-0,003мкм, т.е. охватывающих весь диапазон проявления капиллярных явлений. В гидрофильных породах остаточная водонасыщенность обусловлена присутствием воды в поровых каналах, размер которых меньше некоторого значения, где капиллярные силы так велики, что движение воды под действием гравитационных сил и реально существующих перепадов пластового давления невозможно.

9. Спектры поровых каналов глинистых пород верхне-вартовской подсвиты Северо-Ореховской площади

10. Размеры пор в грунтах

11. Характерныеточки на капиллярных кривых

12. Капиллярная кривая образца 192-99 из пласта Ю1 Крапивинского месторождения Кп=0,191, Кпр=265млд, Мd пор=10,5332мкм

13. Характерные точкина капиллярных кривых

19. Кривая Рк(Кн) капиллярного экрана, алевролит с глинистым и. карбонатным цементом

21. Обобщенные кривые капиллярного давления. Пласт Ю1 Крапивикской площади

25. Осредненные кривые капиллярного давления. Пласт Ю1 Потанай-Картопьинский участок

26. Семейство кривых капиллярного давления коллекторов1группы, Кпр=500-130млд

27. Осреднение капиллярных кривых по проницаемости. Пласт Ю1 Потанай- Картопьинскаяплощадь

28. Уравнения для расчета капиллярных кривых

29. Кривая Рк(Кв), восстановлення по проницаемости

33. Исследование капиллярных кривых открывает новые возможность оценки продуктивности пород-коллекторов. • - рассчитать размеры эффективных поровых каналов и определить тип коллектора: крупнопоровый, средне- или мелкопоровый, разные в процессе разработки; • - определить давление вытеснения, необходимое для выделения капиллярных экранов (нефтеупоров, водоупоров) в разрезе; • - рассчитать проницаемость по флюиду, инертному к твердой фазе породы (например, по газу) и относительные проницаемости по не смешивающимися флюидам; • - определить остаточную водонасыщенность Кво;

34. Для фронтального вытеснения нефти рассчитать функцию Лаверетта fв(Кв) • - критическую водонасыщенность, с которой начинается обводнение продукции и завершается наиболее выгодный режим эксплуатации пласта. Глубина, на которой отмечена, критическая водонасыщенность или условный ВНК (водонефтяной контакт) делит залежь на чисто нефтяную и водонефтяную с разрезе и по площади; • - остаточную нефтенасыщенность после прохождения фронта вытесняющих вод Кноф и коэффициент нефтеотдачи пласта на момент завершения экономически выгодного этапа разработки: Котд= (Кнн-Кноф)/Кнн, где Кнн - коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта и др.

35. Зоны нефтенсыщения