Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами

разработки и особенно повышение ƞ невозможно без детальных знаний о

строении и свойствах нефтяных пластов, условий сосредоточения и фильтрации в них нефти.
Модели пластов, необходимые для оценки запасов и проектирования разработки, в силу сложности и различности строения залежей, и скудности получаемой информации (ограниченные по количеству скважины) весьма условны, и требуют постоянного уточнения.

оказывают:


Макро- и микронеоднородность пластов;
Нефтеносность коллекторов;
Условия залегания;
PVT (давление-объём-температура)-свойства;
μ (вязкость) углеводородов;
Состав и

смачиваемость пористой среды.

аккумулировать жидкие и газообразные УВ, а также фильтровать их при

наличии ∆P(разности давлений).
Основными свойствами коллекторов являются – Фильтрационно-ёмкостные (ФЕС), определяемые литолого-петрографической характеристикой, пористостью (m) и проницаемостью (k).
Коллектора подразделяются на Терригенные и Карбонатные.

разных размеров, сцементированные различными цементами (песчаники, алевролиты, смеси глин и

аргиллитов).
Характеризуются широким пределом изменения анизотропии.
ФЕС изменяются в пределах:
m = 12-14↔26-28 %
k = 0,001 единиц Дарси

водой и другими рабочими агентами.
Включает в себя: изменчивость размеров пор

и смачиваемость.
В породах выделяются капиллярные и субкапиллярные поры.
Капиллярные имеют размер >0,001 мкм, субкапиллярные < 0,001 мкм.
Движение жидкости по СК порам невозможно (действие молекулярных сил в твёрдой и жидкой фазах).

и типа цемента.
Размеры пор меняются в пределах от 0,1

мкм (алевролиты) до 500 и более (слабосцементированные песчаники).
В КК размер пор может достигать 0,5-1,5 мм.
В мелкопористых КК развита трещиноватость.
Трещины имеют протяжённость от 0,01 до 20 м, раскрытость от пары мкм до сантиметра, разной направленности и густоты от 1 до 10 шт/м и более.

вытеснения нефти водой, состояния остаточной нефтенасыщенности в пласте, доминирующее воздействие

на пласт при снижении остаточных запасов нефти.
Все пласты образовались в водной среде => гидрофильные, но под действием активных компонентов нефти в НГ-носных пластах произошло оттеснение воды с поверхности пор => пласты частично гидрофобизировались.
Большинство ТК гидрофильные (высокое смачиваемость), КК гидрофобизированы в большей степени чем ТК.

непроницаемыми пропластками и линзами;
Слоистая неоднородность по размеру монолитных пластов;
Неравномерность свойств

пластов по простиранию.
Они вызывают неравномерность потоков жидкости, снижают охват пластов рабочим агентом, и как следствие КИН.

действием множества уравновешивающих друг-друга больших и малых, внешних и внутренних

сил: нефть подвержена гидростатическому напору контурной воды, пласты горному давлению, внутри залежи действуют силы упругости, и т.д.
При нарушении равновесия в результате вскрытия пласта и < давления, начинается преобладание одних сил над другими и, как следствие движение флюида и изменение насыщенности пористой среды.

непрерывно связано с капиллярным давлением (Разность P в несмачивающей –

Н, и смачивающей – В фазами, разделенных мениском), зависящей от межфазного натяжения на границе фаз.
PК = 2σcosθ/r,
где σ – поверхностное натяжение между Н и В;
Θ – контактный угол смачивания поверхности пор водой;
r – средний радиус порового канала

среде. Для вытеснения нефти из канала переменного сечения заполненного водой,

необходимо преодолеть Pк
= 2σ(1/π2 - 1/π1),
где π2 и π1 – большой и малый радиус порового канала.
Отрицательное воздействие КС возрастает с микронеоднордностью.
В гидрофильных пластах КС могут удерживать до 20-35% остаточной нефти.
В гидрофобных пластах КС – основная причина неэфф-ного вытеснения нефти водой, т.к. оно мешает воде внедрится в прослои и мелкие поры.