Определение кондиционных пределов параметров продуктивных пластов и их учет

Подсчет извлекаемых запасов нефти на залежах, подготовленных к разработке (многомерные модели).

Многомерные статист.модели описывают связи между КИН и различными геол-физ и технич. параметрами. Эти модели строятся методами корреляционного анализа различных фактических данных по достаточной выборке длительно разраб объектов. В зависимости от стадии изученности объекта берется различный набор геол-физ и технол параметров. На начальной стадии: относит вязкость нефти, Нэф.нн, объемн.коэфф. пластовой нефти, Кпесч. Модель предложенная В.К.Гомзиковым по данным 35 залежей Азербайджана: КИН=ƒ(μ₀, Кпесч, h_нн, Кпо, Кпр, b).

На более поздних стадиях набор параметров стоит увеличивать. Гомзиков и Молотов по 50 объектам Волго-Урала: КИН=ƒ(μ₀, Кпр, t_пл, h_нн, Кпесч, Квнз, Кнн, S). В.С.Кожакин по данным 42 залежей Волго-Урала: КИН=ƒ(μ₀, Кпр, Vвар, h_нн, Кпесч,S).

Для каждой созданной модели должны быть указаны след.сведения: размер выборки, по материалам какого района создавалась модель, тип коллекторов, диапазон изменений каждого параметра, знач.коэфф. множественной корреляции.

При установлении кондиционных пределов определяющими должны быть параметры, характеризующие фильтрационные свойства опробованного интервала. Основным показателем этих свойств является величина проницаемости. При определении проницаемости предпочтение отдается керну, данных которого в каждом опробованном интер­вале явно недостаточно. Широко исполь­зуются геофизические методы: СП и ГМ, на диаграммах которых отражается содержание глинистого материала в терригенном разрезе. Чем выше глинис­тость, тем хуже фильтрационные свойства коллектора. На диаг­раммах СП коллекторы характеризуются отрицательной аномалией ∆U_сп с макси­мальной амплитудой отклонения от линии глин и плотных глинис­тых алевролитов. Для удобства – относительная α_сп=∆U_сп/Еs_max. Еs_max-максимальная амплитуда соотв. наименее глинистым коллекторам. Предложили определять кондиционное значение α_сп^к на основе ста­тистической связи между α_сп и удельной продуктивностью скважин ).

Значение α_сп^к находят или графически, или аналитически по зависимости

Величина α_сп зависит от типа терригенного коллектора, его глинистости, вязкости нефти и изменяется от 0,3 до 0,8. Чем выше глинистость пород и вязкость нефти, тем выше α_сп^к. Для газовых залежей она значительно меньше и изменяется от 0,2 до 0,35.

α_сп^к — для терригенного разреза нельзя использовать для характе­ристики разреза в скважинах, которые бурятся на соленом глинис­том растворе и нефильтрующемся растворе на нефтяной основе, а также в обсаженных трубами скважинах. Используется гамма-метод. Для этого определяется значение относи­тельной амплитуды ∆I_γ:

Значе­ние ∆I_γmin соответствует наименее глинистым породам, а ∆I_γmax — чистым глинам. Кондиционное значение ∆I_γ^к подобно α_сп^к определяется на ос­нове статистической связи ∆I_γ с q_уд.

- характеризует проницаемость коллектора в интервале однородного пропластка (вывел Дахнов для водонасыщ пластов). Где ∆U_сп и ∆U_спмах — аномалии потенциалов собственной поляризации соответственно в изучаемом пропластке и в опор­ном пласте, лишенном глинистых примесей; с — минимальная ве­личина остаточной водонасыщенности, Кв.ост в чистом коллекторе, принятая равной 0,05; р_п — удельное сопротивление пласта.

Для нефгенасыщенных пластов В. Н. Дахнов, Г. М. Золоева, Е. А. Нейман и Н. В. Фарманова:

где ν_сп —поправочный коэффициент, учитывающий влияние огра­ниченной толщины и удельного сопротивления пласта, вмещающих пород и зоны проникновения на величину ∆U_сп; р_в.п — удельное сопротивление водоносного пласта, которое оценивается через ко­эффициенты пористости по зависимости Р_п=ƒ(К_по).

Дата добавления: 2015-05-08