5. Условия залегания флюидов и типы залежей

Г, Н, вода распространены в залежи под воздействием гравитац-го фактора. Особ-ти залег-я Н и Г в залежах опр-ся: а) гипсометрич. положением: ВНК, ГВК, ГНК; б) высотой залежи; в) площадью нефт, газ, в/нефт, г/нефт, г/водяной зон; г) эффективной НГнас-ой толщиной; д) нач. значением коэф-та н/нас-ти, г/нас-ти; нач. t_пл..

По строению резервуара выделяют след. типы залежи Н и Г:

1) пластовые; 2) массивные; 3) литологич / стратиграфич ограниченные; 4) тектонически-экранированные.

Чем меньше угол падения, тем больше площадь залежи.

В зав-ти от фаз. состояния и основного состояния УВ, залежи подразд-ся на:

1) нефтяные (Н-В); 2) газонефтяные (г-Н-В); 3) нефтегазовая (Г-н-В); 4) газовые (Г-В или г-В [водоплавающая]); 5) газоконденсатнонефтяная (ГК-Н-В); 6) нефтегазоконденсатные (ГК-н-В [газоконденсатная залежь с нефтяными оторочками]).

Вытеснение флюидов происходит под действием прир. сил: напором краевых вод, упругих сил Н и В в породе, газом и силой тяжести нефти.

Режим залежи - характер проявления движущих сил в пласте, кот. Обусл-ют приток флюидов к доб-им скв-м.

Виды режимов в нефтяных залежах:

- водонапорный; - упругий; - упруговодонапорный; - РГШ (газонапорный); - РРГ (газовый); - гравитационный.

Режимы в газовых залежах:

- упруговодонапорный; - газовый (РРГ).

Проявление режима обусловлено неоднородным составом и фаз. составом УВ в залежи, удаленностью от области питания т и технологией разработки.

О режиме залежи судят по изменению дебитов Н, Г и В, обводн-ти, пласт. давлению, газ. фактору. Условия разработки опр-ся др. факторами:

- фазовой прониц-ю пород; - гидропров-ю; - полнотой вытеснения нефтевытесняющим агентом.

6. Осн. Особ-ти, хар-ие условия разработки залежей н и г

Характер прояв-я движущих сил в пласте, обуславливающих приток флюидов к доб. Скв-м, наз-ся режимом залежи. В соотв-ии с хар-ом прояв-я домин-го источника пласт. энергии в процессе разр-ки выделяют режимы: в нефт. залежах — водонапорный, упругий (или упруговодонап.), газонапорный (или газовой шапки), газовый (или раствор-го газа) и грав-ый; в газ. залежах — газовый и упруговодонап. Проявление того или иного режима обусл-но неоднор-ю прод-го пласта в пределах з-жи и вне ее, составом и фаз. состоянием УВ з-жи, удал-ю от области питания, технологией разр-ки. О режимах з-жи судят по изм-ю во времени текущих дебитов н, г и воды, обводн-ти продукции, пласт. давлений, газ. факторов, по продвижению краевых вод и т. п. Усл-я разр-ки залежей опр-ся также многими другими факторами: фаз. Прониц-ями пород, гидропров-ю прод. пластов, степенью гидрофобизации породы, полнотой вытеснения нефти вытесняющим агентом.

7. Основные классификационные признаки месторождений нефти и газа

МР представляют собой сов-ть отдельных залежей Н и Г, приуроч-е к единой тект. структуре и расположенные в пределах одной площади (бывают одно-/многозалежные).

По величине нач-х, извл-х, бал-х запасов МР делятся:

Месторождения	Нефть [млн. т.]	Газа [млрд. м3]
уникальные	> 300	> 500
крупные	30-300	30-50
средние	10-30	10-30
мелкие	≤ 10	≤ 10

В зав-ти от геол-го строения в условиях залегания и выдержанности прод-х пластов выд-т МР: 1) простого строения – ненаруш / слабонаруш структуры. Прод. пласты хар-ся выдерж-ю толщин и колл-х св-в по площади и по разрезу. 2) слож. Стр-я – невыдержанность толщин и колл-х св-в по площади и по разрезу / наличие тект-х нарушений / литол-е замещение коллекторов. 3) очень слож. строения – общая невыдержанность толщин и колл-х св-в по площади и по разрезу, а также тект-ие нарушения и литол-ое замещение коллекторов (а также свойства флюидов).