Билет 11. 1. Понятие о продуктивности и производительности скважин

1. Понятие о продуктивности и производительности скважин. Коэффициенты продуктивности и приемистости, методы их определения. Гидропроводность, проводимость, подвижность, количественная оценка

Коэффициент продуктивности – это отношение суточного дебита нефти к депрессии. Он определяется по индикаторной диаграмме. h=Qсут/DP опред-ся по начальному прямолин-му участку индикат-ой кривой (по построенной зав-ти Qн от ∆Р). Анализ h позвол-ет выявить неоднор-ть прод. пл. по колл-ким св-вам, высокий h указыв-ет на хорошие кол-кие св-ва и высокую прониц-ть (Кпрониц. = h*μ_н*(lnRk/r_c +C)/2πh), где С- коэф. учитывающий несовершенство скв. по степени и хар-ру вскрытия прод. пл.; Rk- радиус контура питания т.е. расстояние от скв. до внеш. контура нефт-ти или половина расст-я между соседними скв.

Удельный коэффициент продуктив-ти – отнош-е рассчит-ного коэф. продук. к эффектив. мощности пласта. используется для оценки дебитов новых скважин, при оценке кондиционных значений коллекторских свойств.

h _уд =h /Нэф., опред. изменения дебита на 1м мощ-ти пл. По h расчитыв-ся фильтрационные хар-ки пл.: прониц., гидропровод. Коэф-т приёмистости:

Коэффициент приемистости – это коэффициент продуктивности для нагнетательных скважин. Кприем= Q(любой жид-ти) / Рзаб-Рпл.

Гидропроводность ε= Кпрониц*Н/ μ [Дарси*см/сПз], Н –толщина, μ-вязкость

Подвижность а= Кпрониц/ μ [Дарси/сПз],

Подвижность учитывают при обосновании места бурения нагнетательных скважин. Если > 0,1, то расстояное от нагн скв жо первого ряда добывающих 4-5км, если <0,1, то1- 1,5км.

Проводимость в= Кпр*Н [Дарси*см].

Производительность – это суточный дебит скважины. Он зависит от коэффициента продуктивности и связан с геолого-промысловыми характеристиками пласта

2.Поисковый этап, стадии, задачи, цели, комплексы геологоразведочных работ, масштабы. _ Дистанционные методы поисковых работ на нефть и газ.

Поисковый этап – это комплекс работ в пределах первоочередных региональных зон, позволяющий выделить, подготовить ловушки и с помощью бурения оценить их продуктивность, открыть новые залежи и месторождения, выбрать те из них которые окупят расходы на их разведку и обустройство.

На первой стадии при помощи геолого-геофизических работ выявляются и подготавливаются к бурению локальные ловушки, уточняется их строение и перспективность по категориям С₃ и D₀, на второй ведется поисковое бурение с целью открытия месторождений нефти и газа, ресурсы С₃ переводятся в промышленные запасы С₂ и С₁.Основные виды работ на первой стадии:1. Геологическая съемка (1:50000 – 1:10000) 2. Геоморфологическая съемка (изучение современного рельефа, и связи с древними тектоническими движениями) 3. Структурно-геологическая съемка (структурное бурение с обязательным вскрытием опорного маркирующего горизонта) 4. Аэро-космофотосъемки 5. Геофизические методы – магнито-гравиразведка, электроразведка, сейсморазведка (1:200000, 1:100000 с плотностью сейсмопрофилей 0.5-1 км/км²). Применяются прямые методы поисков с помощью сейсмики – выявление “аномалий типа залежь”. 6 Прямые геохимические методы – газовая и газобактериальная съемка, анализ воды.

На второй стадии планируются объемы поискового бурения, выбор направлений поисковых работ, оптимальное размещение поисковых скважин, бурятся скважины, проводятся петрофизические исследования, анализируется керн.

3.Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности продуктивных коллекторов

1. Экстракционно-дистилляционный метод опр-ния в аппаратах Закса (лучше опр-ть по керну при d<45мм)

Содержание В в образце опр-ся по кол-ву отогнанной воды, а Н – по потере массы образца с учетом отогнанной массы воды. Если m1 и m2 – массы водонефтенасыщ.образца до и после извлечения из него В и Н, то, зная плотность Н δ_н и измерив V выделившейся воды (V_в), можно найти объемное содержание Н в образце: V_н=[(m₁-m₂)-kV_в]/δ_н

k-коэф-т, учитывающий минерализацию остаточной воды.

После дополн.экстракции в аппаратах Сокслета опр-ют объем пор Vпор образца (в %) и рассчитывают коэф-ты остаточной водо- и нефтенасыщенности:

2. Лабор.моделирование коэф-та нефтевытеснения

3. Формально К_ОН опр-ся по УЭС полностью промытой зоны, т.е. по МБК

К_п'

К_п' – объем пор, заполненных фильтратом бур.раствора