Энергетическая характеристика продуктивных пластов.

Приток жидгости и газа из пласта в скважину происходит под действием сил, на природу и величину которых влияют виды и запасы пластовой энергии. В зависимости от геологического строения залежи приток обуславливается:

1) напором краевых вод, 2) напором газа сжатого в газовой шапке, 3) энергией газа растворенного в нефти и воде, 4) упругостью сжатых пород, 5) гравитационной энергией.

В зависимости от вида приемущественно проявляющейся энергии вводят понятие режимов работы залежи: водонапорный, режим газовой шапки, растворенного газа, упругий, гравитационный, смешанный (упруговодонапорный).

Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкостного трения при перемещении жидкостей и газов сквозь породу к забоям скважин на преодоление капиллярных и адгезионных сил.

Извлекаемые запасы

Извлекаемые запасы нефти – эта та часть балансовых запасов, которая может быть извлечена на поверхность. ;

;  коэф. вытеснения нефти водой определяется в лабораторных условия путем длительной промывки образца г.п. водой.

При вытеснении нефти из керна в лаб. условиях К_охв=1; На практике Кохв=К₁К₂К₃К₄К₅;

К₁ –учитывает неоднородность продуктивного пласта;

К₂ –коф-т воздействия (коэф-т выдержанности продуктивного пласта. Продуктивные пласты не являются сплошными, они имеют линзовое строение). К₃,₄ –учитывает потери нефти в разрезающих и стягивающих рядах соответственно(нагн.и доб. скв-ны). Потери из-за точечного отбора нефти, т.к. скважина по сравнению с залежью представляет собой точку.

 места, где вырабатывать нефть мы не можем - защищенные территории и т.д.

Извлекаемые запасы нефти – эта та часть балансовых запасов, которая может быть извлечена на поверхность. ; ; F –площадь нефтеносности; Кп – коэф-т пористости; Кнас – коэф-т нефтенасыщенности.

;  -коэф-т вытеснения нефти водой определяется в лабораторных условия путем длительной промывки образца г.п. водой

в кернодержатель помещают нефтенасыщеный образец г.п; через него пропускают воду. На выходе: сначала вода, потом нефть с водой, потом чистая нефть.

; V₀ –первоначальный объем нефти в образце горной породы.

 зависит от многих факторов, главным образом от ;  

; -подвижность нефти. К_охв – коэф-т охвата. При вытеснении нефти из керна в лаб. условиях Кохв=1; На практике Кохв=К₁К₂К₃К₄К₅; К₁ –учитывает неоднородность продуктивного пласта; К₂ –коф-т воздействия (коэф-т выдержанности продуктивного пласта). Продуктивные пласты не являются сплошными, они имеют линзовое строение. Это и учитывае К₁. К₂=1-0,2()

К₃,₄ –учитывает потери нефти в разрезающих и стягивающих рядах соответственно (нагн.и доб. скв-ны). Потери из-за точечного отбора нефти, т.к. скважина по сравнению с залежью представляет собой точку.

– застойные зоны в которых происходят потери нефти.

К5 – потери нефти на невырабатываемых участках. Иногда нефть месторождения находится под охранными зонами, т.е.

места, где вырабатывать нефть мы не можем.