8.7. Принципы и методика детальной корреляции, учет её результатов в практике разработки нефтяных и газовых залежей.

Детальная (зональная) корреляция -кор-я в пределах мощного продуктивного горизонта или продуктивного пласта большой мощности с целью выделения в их разрезе зональных интервалов. Зональные интервалы – части мощности продуктивного пласта, которая по своим литолого- фациальным св-м и положению внутри пласта отличаются от других интервалов мощности пласта.(песчаные геологические тела,распространенные на отдельных участках залежи иногда в пределах всей залежи.) Методика детальной (зональной) корреляции - перед началом выделяют основные геоэлектрические репера( пласт прослеживающийся во всех скважинах в виде характерных макс и минимумов) *выше кровли продуктивного пласта *ниже подошвы продуктивного пласта * в пределах продуктивного пласта. Если основ. геоэлектрический репер выделить не удается кор-ю проводят либо по кровли продуктивного пласта или по подошве продуктивного пласта. Выделяют второго уровня, третьего уровня И потом коррелируют по скв-м. Методика детальной (зональной) корреляции с помощью выделения групп скв-н по общей мощности. В пределах каждой группы выделяется эталонная скважина (средняя для всех разрезов этого пласта), в которой также учитывается основные геоэлектрические репера. Разрезы скв-н кор-ют м/у собой. Выделяют зональные интервалы и строят зональные карты (карты распространения коллекторов). По результатам кор –и строят корреляционные схемы- чертежи предназначенные для отображения стратеграфических подразделений, либо прод -го пласта, либо какой либо свиты, в целом разреза месторождения. Геофизическое сопоставление – нет литологической колонки или есть только одна. Литологическое сопоставление –литологическая колонка по одной скв-не а по остальным – литология по основным свитам или подсвитам. Еще составляют черновые схемы. Типовые разрезы строятся по истиной мощности ГП. Средне-нормальные разрезы строятся вертикальным толщинам.

8.8. Характеристика пластовых флюидов, учет свойств при разработке.

Нефть состоит из трех видов УВ: метановые, нафтеновые, ароматические, а также кислородосодержащие орг-е вещества- содерж кислород, сера, азот-нафтеновые компоненты, битумы, асфальтены, парафины. Они придают окраску нефти. Как делятся по содержанию серы, парафинов.

Свойства нефти

Плотность нефти дегазированной меняется в пределах 600-1000 кг/м3. Зависит от состава УВ и содержания асфальто-смолистых веществ.

Объемный коэффициент – это отношение объема нефти с растворенным в ней газом к объему этой же нефти после дегазации в поверхностных условиях:

Коэффициент усадки – характеризует уменьшение в % пластовой нефти при извлечении на пов. после выделения из неё газа.

Коэффициент сжимаемости нефти и воды: , где - изменение объема при изменении давления на .

По газу- к газу относятся УВ от СН4 до С4Н10. Если в состав входит пентан, гексан, гептан, и их содержание превышает 150(см3 в м3) то это жирный газ-мест-е газоконденсатное, если меньше 75(см3 в м3), то газовое мест-е, газы сухие.

Свойства газа

Плотность газа. На практике пользуются относительной плотностью – это отношение массы данного газа к массе воздуха при одинаковых объемах.

Объемный коэффициент служит для перехода от объема в н.у. к объему, занимаемому этим количеством в пластовых условиях. Объемный коэффициент – это объем, который занимал бы 1 м³газа в пластовых условиях.

Вязкость газа – свойство газа сопротивляться перемещению одних частиц относительно других. ( - на АГКМ).

Р насыщения пластовой нефти газом – это Р, при котором из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ.

Газовый фактор – это количество газа, приходящееся на 1 т или 1 м³ нефти

Конденсат-сырой и стабильный. Сырой кроме пентана, гептана, гексана содержит еще сероводород, пропан, метан. Сырой получают на промыслах в сепараторах, азатем отправляют на перерабатывающие заводы и там получают стабильный конденсат, он содержит только эти три фракции-пентан, гексан, гептан. Плотность от 0,6-0,82. По содержанию к.месторождения делятся на след гр –если меньше 10 см3 в 1 м3 газа, то это незначит-е содержание, 10-150-низкое содержание, 150-300-среднее, 300-600-высокое, и больше 600 очень высокое содержание. Как проводят исследования на содержание газа к. При проектировании и разработке опред-ся следующими правилами: 1) состав газа и содержание в нем конденсата; 2) определяют Р начала конденсации, то есть при каком давлении к.начинает выделятся 3) давлении макс конденсации, то есть когда заканчивает выделятся к.4) затем определяют содержание к.при различ-х давл-х и Тх в 1 м3 газа. И после этого строят изотерму конденсации. Содержание к.в 1 м3 и пластовое давл и темпер-ра. И определяют что макс-й выход к.будет при таком давлении и при такой температуре. Значит в проектах разработки нельзя создавать Р, которое меньше будет, т е нельзя создавать большие депрессии. Это график Изотермы конденсации. При каком давлении и температуре достигается макс выход для обосновании депрессии при работе скв.