43 Относительная проницаемость. Диаграммы относительных проницаемостей.
Относительная проницаемость Кпр.о породы называется отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсолютной. Экспериментально исследован характер потоков с разным сочетанием фаз. Результаты исследований показана на графиках ( зависимости относительных проницаемостей от изменяющейся в процессе разработке степени насыщенности пустотного пространства разными факторами)
Из приведенных графиков видно, что с ростом обводненности пластов эффективная (и соответственно относительная проницаемость ) нефти и газа снижается. Анализ графиков позволяет сделать выводы о закономерностях притока нефти, газа, воды в скважины, что используется при проектировании систем и динамики показателей разработки и решении других задач добычи нефти и газа. Кпротн = Кпрф/Кпраб
44 Геологическая неоднородность продуктивных горизонтов.
Под геологической неоднородностью продуктивных пластов понимают изменчивость формы залежи и физических свойств коллектора в пределах продуктивного пласта. Оказывающую существенное влияние на распределение запасов УВ в пределах залежи и условной их выработки. В нгпг выделяют макронеоднородность – отражает морфологию залегания пород коллекторов в объеме залежи, пространственное распределение. выделяют два вида макронеоднородности: а) по вертикали – расчлененность продуктивного горизонта на отдельные разобщенные пласты и прослои; б) по простиранию – отражает прерывисто отдельные пласты – коллекторы. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля т.е. наличие зон отсутствие коллекторов.
45 Макронеоднородность продуктивных пластов. Методы ее изучения.
Макронеоднородность – отражает морфологию залегания пород коллекторов в объеме залежи, пространственное распределение. выделяют два вида макронеоднородности: а) по вертикали – расчлененность продуктивного горизонта на отдельные разобщенные пласты и прослои; б) по простиранию – отражает прерывисто отдельные пласты – коллекторы. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля т.е. наличие зон отсутствие коллекторов.
При изучении макронеоднородности используется материалы ГИС, детальные корреляции. Макронеоднородность отображается графическими построениями и количественными методами. Количественными методами определяется через ряд коэффициентов
- коэффициент расчлененности Кр среднее число коллекторов в разрезе скважины
ni - число прослоев коллекторов. N – число скважин
Кр = Σ( ni )/ N .
Кпесч показывает долю объема коллектора в объеме залежи Кпесч = Hэф/Hобщ
Кпесч = Σ( H эф i )/ Σ( H общ i ) Σ( H эф i ) – всех проницаемых прослоев во всех скважинах
Σ(Hобщi) – общая толщина горизонта
Кпесч = Σ( h эф i / h общ i )/ N
Макронеоднородность по площади коэффициента связанности: Ксв. = Fсв/Fколл. Fсв – площадь участков слияния; Fколл – площадь коллекторов. Для изучения геологической неоднородности с точки зрения вытеснения нефти из пласта существует 3 коэффициента
Кспл = F спл / F к ; Кпл = F пл / F к ; Кл = F л / F к ;
Fспл - получающие воздействие вытисняющего агента не менее чем с 2х сторон, Fпл – площадь полулинз, одностороннее воздействие; Fл – площадь линз, не испытывающие воздействие. Степень вовлечения объема скважины показывает коэффициент охвата процесса вытеснения – это отношение части эффективного объема залежи к общему эффективному объему залежи. Кохв = V охв / V общ .