Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максималь­ного уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризу­ется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрес­сирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким Практически все скважины эксплуатируются механизиро­ванным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характе­ризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

19.Модели пластов и их типы

Модель пласта — это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения.

Модели пластов и процессов извлечения из них нефти и газа всегда характеризуются определенными математическими соотношениями.

Типы моделей пластов

Нефтяные месторождения как объекты природы обладают весьма разнообразными свойствами. Одна из основных особенностей нефтегазосодержащих пород — различие коллекторских свойств (пористости, проницаемости) на отдельных участках пластов. Эту пространственную изменчивость свойств пород-коллекторов нефти и газа называют литологической неоднородностью пластов.

Вторая основная особенность нефтегазоносных коллекторов — наличие в них трещин, т. е. трещиноватость пластов.

При разработке месторождений эти особенности нефтегазо­носных пород оказывают наиболее существенное влияние на процессы извлечения из них нефти и газа.

Модели пластов с известной степенью условности подразде­ляют на детерминированные и вероятностно-статистические.

Детерминированные модели — это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на «фотографию» пласта. При расчете данных процессов разработки нефтяного месторождения с использованием детерминированной модели всю площадь пласта или его объем разбивают на определенное число ячеек в зависимости от заданной точности расчета, сложности процесса разработки и мощности ЭВМ. Каждой ячейке придают те свойства, которые присущи пласту в области, соответствующей ее положению.

Вероятностно - статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный. К ним относятся следующие:

1. Модель однородного пласта. В этой модели основные па­раметры реального пласта (пористость, проницаемость), изме­няющиеся от точки к точке, усредняют. Иногда пласт считают анизотропным. При этом принимают, что проницаемость пласта по вертикали (главным образом вследствие напластования) отличается от его проницаемости по горизонтали.

2. Модель слоистого пласта. Эта модель представляет собой структуру (пласт), состоящую из набора слоев с пористостью m_i и проницаемостью k_i. При этом считают, что из всей толщины пласта h слои с пористостью в пределах m_i и проницаемостью в пределах k_i, составляют часть h_i

3. Модель трещиноватого пласта. Если нефть в пласте залегает в трещинах, разделяющих непористые и непроницаемые блоки породы, то модель такого пласта может быть представлена в виде набора непроницаемых кубов, грани которых равны l_*, разделенных щелями шириной b_*.. Реальный пласт при этом может иметь блоки породы различной величины и формы, а также трещины различной ширины.

4. Модель трещиновато-пористого пласта. В реальном пласте, которому соответствует эта модель, содержатся промышленные запасы нефти как в трещинах, так и в блоках, пористых и проницаемых. Эта модель также может быть представлена в виде набора кубов с длиной грани l_*, разделенных трещинами со средней шириной b_*. Фильтрация жидкостей и газов, насыщающих трещиновато-пористый пласт, происходит как по трещинам, так и по блокам

Степень неоднородности пластов количественно выражают через коэффициенты песчанистости, расчлененности, распространения по площади, замещения и слияния, коэффициента вариации.

Под коэффициентом песчанистости подразумевают среднее значение отношения эффективной нефтенасыщенной толщины к общей толщине пласта.

Под коэффициентом расчлененности подразумевается отношение числа пластов, суммированных по всем скважинам, к общему числу скважин.

Коэффициент распространения (прерывистости) по площади К_s равен отношению площади распространения коллекторов к площади залежи в пределах внешнего контура нефтеносности.

Коэффициент замещения или отсутствия коллектора равен

К_з=1- К_s

Коэффициент связанности характеризует отношение площадей зон слияния между двумя смежными пластами-коллекторами к площади распространения коллекторов.

Обычно коэффициент связанности определяется как отношение числа случаев слияния между двумя смежными пластами-коллекторами к количеству скважин, где эти два пласта присутствуют.

20.Вероятностно-статистическое описание модели слоистого и неоднородного по площади пластов

В этой модели неоднородный пл-т представлен в виде набора параллельно работающий цилиндрических (призматических) или конических трубок тока с неодинаковой прониц.ю, расположенных вдоль направления фильтрации и пересекающихся рядами добывающих и нагнетательных скв. Плотность распределения, длину и площадь поперечного сечения трубок выбирают на основании изучения геологического строения залежи таким образом, чтобы полный их набор соответствовал по прониц-сти набору действительных трубок тока в пл-те. Распределение трубок тока по прониц-сти обычно устанавливают по результатам статистического анализа прониц-сти кернового материала или по геофизическим данным. Опыт показывает, что часто распределение прониц-сти образцов керна подчиняется логарифмически нормальному з-ну или же описывается гамма-распределением и различными модификациями распределения Максвелла, предложенными М. М. Саттаровым и Б. Т. Баищевым. Для простоты счета пористость, начальную нефтенасыщенность и коэффициент вытеснения в первом приближении принимают одинаковыми по всем трубкам тока. Прерывистость пл-та учитывается длиной трубок тока, непрерывная его часть моделируется трубками, простирающимися от начала до конца залежи, а линзы и полулинзы - короткими трубками, соответствующими по длине их размерам. В вероятностно – статистических моделях реальный пл-т заменяют гипотетическим пл-том, имеющим такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный. (За полным информированием обратитесь к автору шпор) Мусин 15-23стр часть1

21.Основы методик построения моделей пластов по геолого-физическим и промысловым данным.

Для создания модели пласта используют:

• сведения о его гео­логическом строении;

• результаты исследований образцов по­род, отобранных при бурении из продуктивного пласта;

• данные промыслово-геофизических работ и бурения скважин; индика­торные кривые и кривые восстановления давления в скважинах;

• данные разработки пласта в начальной стадии.

Построение модели однородного пласта

Главные параметры модели однородного пласта — порис­тость, абсолютная проницаемость и эффективная толщина.

1. Для определения этих параметров проводят промыслово-геофизические исследования пластов в скважинах (определение кажуще­гося электрического сопротивления нефтегазоносных пород, по­тенциала собственной поляризации, температуры пласта и др.).

2. Одновременно на кернах, отобранных из продуктивного пласта в этих же скважинах, определяют пористость и абсо­лютную проницаемость, а также нижний предел проницаемости,

3. Далее устанавли­вают связь между данными непосредственных лабораторных из­мерений пористости и абсолютной проницаемости и промыслово-геофизическими параметрами.

4. Если такая связь подтвержда­ется, то в дальнейшем пористость и абсолютную проницаемость определяют только на основе данных промыслово-геофизических измерений, по результатам которых устанавливают и нефтенасыщенную толщину в скважинах.

5. Из общей нефтенасыщенной толщины пласта вычитают часть толщины пласта с про­ницаемостью, равной или меньшей нижнего предела проницае­мости, и таким образом получают эффективную толщину пласта.

6. По данным о пористости, абсолютной проницаемости и эф­фективной толщине, определенных в отдельных скважинах, вы­числяют средние значения этих величин для пласта в целом.

Построение модели неоднородного пласта

Принимают, что значение проницаемости по пласту распределяется случайным образом. Построение модели неоднородного пласта осуществляют в следующей последовательности:

1. Во всех скважинах проводят промыслово-геофизические исследования по всему вскрытому разрезу пласта.

2. По отдельным скважинам путем сопоставления данных исследования керна строят график зависимости пористости, проницаемости, нефтенасыщенности от промыслово-геофизических параметров (кажущегося электрического сопротивления, потенциала собственной поляризации, двойных разностных параметров гамма-метода и нейтрон-гамма метода и др.), т.е. проводят так называемое «обучение» геофизики по керну.

3. Используя эти графические зависимости, по данным геофизических исследований всех скважин определяют количественные значения k,m,s для каждого интервала пластопересечения. Полученные результаты представляют в виде базы геолого-геофизических параметров пласта.

4. Весь диапазон изменения проницаемости делят на конечное число интервалов ∆k_i= k_i+1-k_i. По базе данных для каждого интервала вычисляют суммарную нефтенасыщенную толщину интервалов пласта h_i, имеющих проницаемость

k_i ≤ k < k_i+1.

5. Результаты записывают в виде таблицы (табл. 1.3)

6. Находят общую толщину

h=∑h_i.

7. Выражают суммарную нефтенасыщенную толщину прослоев каждого интервала в долях от общей толщины

.

8. Строят гистограмму распределения в зависимости от изменения проницаемости

9. Принимают полученную гистограмму проницаемости за вероятностно-статистическую плотность распределения и для нее подбирают соответствующую аналитическую зависимость.

22.Свойства горных пород и пластовых флюидов

Определяются по данным ГИС и других исследований. Основные коллекторские свойства породы:

• гранулометрический состав;

• пористость;

• распределение пор по размерам;

• удельная поверхность порового пространства;

• проницаемость;

• коэф-т сжимаемости;

• теплофизические свойства.

Гранулометрический состав – содержание в породе зёрен определённых размеров в процентах от общего числа зёрен. Наименьшая фракция – 0,05 мм.Коэффициент пористости, гранулометрический состав и форма зёрен позволяют судить о строении порового пространства. Удельная поверхность породы – это отношение площади поверхности пор к объёму пласта. Для высокопроницаемых коллекторов это составляет 500–1000 см²/см³, иногда 10000–30000 см²/см³. Коэффициент сжимаемости породы. Любой пласт – упругое тело, деформирующееся под действием давления. Величина деформации горных пород небольшая. Для малых деформаций упругих тел справедлив закон Гука:

Сжимаемость нефти зависит от её состава и количества растворённого газа.

Сжимаемость породы зависит от размера пор и её скелета. На скелет породы действует горное давление с одной стороны, а с другое – пластовое давление жидкостей.

где Р_г – горное давление;

_ср – ср. удельный вес вышезалегающих горных пород;

Н – глубина залегания пласта;

Р_пл меняется, а P_г считается постоянным.

В процессе разработки пластовое давление снижается, а значит, что давление действующее на скелет породы увеличивается.

Проницаемость – это фильтрационный параметр, характеризующий способность пласта пропускать жидкость или газ.

Пьезопроводность – скорость перераспределения давления в упругом пласте. Изменяется от 1,2 – 3 м²/с

Вязкость нефти характеризует силу трения между слоями жидкости.

В нефти имеется растворённый газ. В связи с этим есть давление насыщения (разгазирования) – давление при котором газ выделяется из нефти.

Объёмный коэффициент – это отношение объёма жидкости (нефти) в пластовых условиях к объёму нефти в поверхностных условиях после её дегазирования. Он всегда больше 1.

23.Точные методы решения задач РНМ

К числу методов, дающих точ­ные решения задач разработки нефтяных месторождений, от­носится хорошо известный из курса математики метод разде­ления переменных (метод Фурье), методы функций комплекс­ного переменного, интегральных преобразований, получения автомодельных решений и др.

Методы функций комплексного переменного являются клас­сическими методами решения задач установившейся фильтра­ции несжимаемой жидкости в плоских пластах. Рассмотрим эти методы при установившемся притоке жидкости к источни­кам (скважинам).

1. Уравнение неразрывности массы жидкости, фильтрую­щейся в плоском пласте, имеет следующий вид: (90)

Подставляя в это уравнение формулу закона Дарси , (91)

получим уравнение Лапласа (92)

Введем потенциал фильтрации в видеФ = kp /.

В этом случае вместо уравнения (92) получим (93)

Введем комплексный потенциал (z) = Ф + i; z = x + iy. (94)

Входящая в выражение (94) функция  =  (x, y)  функ­ция линий тока. В теории плоского потенциала доказывается, что комплексный потенциал F(z) и функция линий тока удов­летворяют условиям Коши  Римана (95)

Таким образом, любая аналитическая функция комплексного переменного z = x+iy описывает некоторое плоское течение в пласте. Пусть, например, (96)

Полагая z = re^i, ( = arcig y/x) из (96) получим

(97)

отсюда

Из приведенных формул следует, что комплексный потенциал по формуле (96) выражает решение задачи установившейся фильтрации жидкости в неограниченном плоском пласте к единственному точечному источнику. Как видно из (98), дав­ление при r = 0 стремится k  ∞, а при r  ∞ оно также неогра­ниченно возрастает. Тем не менее, можно приближенно исполь­зовать это решение и для расчета распределения давления в плоском пласте с несколькими источниками конечного радиуса (скважинами), используя то обстоятельство, что уравнение Лапласа (90) линейно и сумма нескольких решений вида (98) есть тоже решение уравнения (90).