6. Состав и физические свойства пород коллекторов нефти и газа.

Коллекторы нефти и газа-горные породы, способные вмещать жидкие, газообразные углеводороды и отдавать их в процессе разработки месторождений. Критериями принадлежности пород к коллекторам нефти и газа служат величины проницаемости и ёмкости, обусловленные развитием пористости, трещиноватости, кавернозности. Долевое участие пор, каверн и трещин в фильтрации и ёмкости определяет тип коллектора нефти и газа: поровый, трещинный или смешанный. Коллекторами являются породы различного вещественного состава и генезиса: терригенные, карбонатные, глинисто-кремнисто-битуминозные, вулканогенно-осадочные и другие.

ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД — КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА

Для определения характеристики нефтяного и газового пласта необходимо знать:

1) гранулометрический (механический) состав пород;

2) пористость;

3) проницаемость;

4) капиллярные свойства;

5) удельную поверхность;

6) механические свойства (упругость, пластичность, сопроти­вление разрыву, сжатию и другим видам деформаций);

7) насыщенность пород водой, нефтью и газом в различных условиях.

7. Гидродинамические методы исследования скважин на неустановившихся режимах

Гидродинамические исследования проводят с целью установления зависимости между дебитом жидкости и депрес­сией на пласт и последующего определения параметров пласта.

Сущность метода исследования на установившихся режимах заключается в многократном изменении режима работы скважины и, после установления каждого режима, регистрации дебита и забойного давления. Коэффициент продуктивности скважин определяют с помощью уравнения Q = К(Рпл - Рзаб)^П,

где Q - дебит скважины; К - коэффициент продуктивности; Р_пл, Р_заб - пластовое и забойное давления, соответственно; n - коэффициент, равный 1, когда индикаторная линия прямая; n<1, когда линия выпуклая относительно оси перепада давления; n>1, когда линия вогнутая относительно оси перепада давления.

При дальнейшей обработки исследований дополнительно определяют коэффициент проницаемости ПЗП, подвижность нефти в ПЗП, гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров.

-----Об установившемся режиме фильтрации жидкости (газа) в пласте судят по постоянству дебита и давления, измеряемых в небольших интервалах времени (2—3 измерения за 4—6 ч).

Установлено, что чем выше проницаемость пласта, тем быст­рее наступает установившийся режим фильтрации после изме­нения условий эксплуатации скважины.

Исследование при установившихся режимах выполняют по­следовательным изменением дебита скважин с измерением за­бойных давлений, соответствующих данному дебиту. Об уста­новившемся режиме судят по постоянству дебита и забойного давления при условии работы скважины в заданном режиме. Результаты измерений дебита и забойного давления заносят в карточку исследования скважины. Предпочтительным при ис­следовании скважин является изменение режима их работы в сторону постепенного возрастания дебита. По завершении ис­следований скважину останавливают для измерения пластового давления.

По результатам исследований строят индикаторную кривую, которая представляет собой график зависимости дебита сква­жины от депрессии.