ИЗУЧЕНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ

Характеристика геологической неоднородности. В нефтепромысловой геологии под геологической неоднородностью объекта понимают изменчивость формы залегания и литолого-физических свойств слагающих пород по площади и разрезу.

Различают два основных вида геологической неоднородности: макро- и микронеоднородность.

Макронеоднородность —изменчивость характеристик пласта, определяющих форму тела коллектора, т.е. толщины, расчлененности, прерывистости.

Микронеоднородность — изменчивость свойств коллектора, связанная с изменением внутренней микроструктуры ( пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности и т.д.).

Выделяют горизонтальную (зональную) и вертикальную (слоистую) неоднородности.

Геологическую неоднородность изучают геолого-геофизическими, лабораторно-экспериментальными и промыслово-гидродинамическими методами.

Методы промысловой геофизики позволяют в первую очередь выявить послойные различия в физических свойствах горных пород, слагающих геологический разрез, т. е. изучить вертикальную неоднородность разреза. Эта неоднородность, наряду с неоднородностью по простиранию оказывает существенное влияние на гидродинамические характеристики нефтяных и газовых залежей, режим и результаты их эксплуатации.

Для количественной оценки геологической макронеоднородности предложен ряд показателей, которые определяют с использованием данных методов ГИС. Из них наиболее распространены следующие (по В. В. Стасенкову, И. М. Климушину, В. А. Брееву, 1972 г.):

коэффициент относительной песчанистости k_песч, представляющий собой отношение эффективной толщины к общей толщине пласта, прослеживаемой в разрезе данной скважины;

коэффициент расчлененности k_p определяют для залежи в целом и вычисляют как отношение суммы числа прослоев коллекторов по всем скважинам к общему числу скважин, вскрывших коллектор;

коэффициент выклинивания k_л, который отражает долю толщины выклинивающихся прослоев коллекторов в эффективной толщине рассматриваемого пласта в разрезе скважины;

коэффициент выдержанности k_выд, представляющий собой долю непрерывной толщины пласта по площади, k_выд=1—k_л; по коэффициентам k_л и k_выд оценивают прерывистость пластов, Для количественной оценки вертикальной неоднородности используют также обобщенные статистические характеристики в числе которых среднее значение параметра, среднеквадратичное отклонение параметра от своего среднего и коэффициент вариации, являющийся производным от первых двух характеристик и позволяющий оценить степень изменчивости изучаемого параметра.

К такого же рода характеристикам относится коэффициент Лоренца k_лор, рассмотренный в работе С. Д. Пирсона (1961 г.)..

При изучении неоднородности коллекторов по данным ГИС привлекаются методы, показания которых зависят от коллекторских свойств (пористости, глинистости) и фильтрационных характеристик пласта. Количественно однородность коллекторов может быть охарактеризована следующими параметрами: коэффициентами вариаций значений I_γγ ,I_nγ , Dt_п, r_к и DU_сп;

средним значением и коэффициентами вариации k_п, определенного по данным методов ГИС;

величиной относительной h_гл, объемной kгл глинистости и их. коэффициентами вариации.

Названные характеристики отражают статистическое распределение значений параметра х в исследуемом объекте, но не учитывают характера расчлененности объекта. Например, для интервалов глубин, в которых значения параметра х распределены по разрезу так, как показано на рис. 16.52, а, величины х, s_х, w_x и k_лор одинаковы. В то же время эти интервалы существенно отличаются друг от друга степенью их расчленения.

 

Рис 16 51 Участки разреза:

а —с близкими значениями х, s_х, w_x, k_лор, но с разной расчлененностью; б — с одинаковыми коэффициентами вертикальной расчлененности Р, но с разной вертикальной изменчивостью И, е— с одинаковыми Р и И, но с разным распределением толщины прослоев

 

Для учета расчлененности разреза целесообразно использовать следующие показатели, предложенные Е. А. Нейманом.

1. Коэффициент средней вертикальной расчлененности объекта, характеризующий среднюю частоту чередования по глубине слоев с разными свойствами (размерность м^-1): Р = n_экстр/H, где n_экстр — число экстремумов на диаграмме изменения параметра х; Н — интервал глубин, н-а котором это число подсчитано.

2. Коэффициент средней вертикальной относительной изменчивости И = S | Dx_i |/Hx= S | x_i+1—x_i | /Нх. Представляет собой сумму модулей относительных изменений параметра х, приходящихся на единицу толщины, или иными словами, — средний вертикальный относительный градиент параметра х. Коэффициент И также имеет размерность м^-1 и характеризует интенсивность изменения параметра х с глубиной.

3. Средняя толщина объектов, различающихся по физическим свойствам, h_ср=1/Р.

Целесообразность использования названных характеристик расчлененности иллюстрируется на рис. 16.52,6. Представленные на нем разрезы имеют одинаковые коэффициенты вертикальной расчлененности Р, но разные коэффициенты вертикальной изменчивости И.

Преимущество предлагаемых параметров по сравнению с коэффициентами относительной песчанистости k_песч, расчлененности k_p заключается в том, что они позволяют более обоснованно судить о степени изменчивости коллекторов в различных участках разреза, проводить сравнительную оценку однородности в пластах, представленных чередованием прослоев с различными коллекторскими свойствами, в которых отсутствуют непроницаемые пропластки.

На рис. 16.52,в представлены интервалы с одинаковыми значениями коэффициентов Р, И, h_ср, но с различным распределением толщины прослоев h_i. Для учета подобных различий в вертикальной неоднородности можно рассматривать средние квадратичные отклонения этих величин.

При изучении степени однородности объекта по геофизическим данным представляет несомненный интерес использование энтропии [27], определяющей меру неоднородности тела по изучаемому параметру х.

Изучение неоднородности по проницаемости. Главный параметр, определяющий влияние неоднородности коллектора на его промышленную характеристику, — степень однородности коллектора по коэффициенту проницаемости. Для этой цели могут быть использованы расчеты коэффициентов проницаемости, выполненные по формуле Козени — Кармана, приведенной к параметрам, определяемым по данным ГИС:

 

 

,где В=0,4а_п^(2+m)/m/A²а_п(параметр А определяется из соотношения S_к=Аk_в.о, где Sк — удельная поверхность каналов); с — минимальная величина k_в.о в чистом коллекторе, вероятное значение которой 0,05—0,1;DU_сп, DU_спmах — аномалии потенциалов собственной поляризации в изучаемом пласте и против чистого опорного пласта, лишенного глинистых примесей; r_п— удельное электрическое сопротивление пласта по данным ГИС.

Так как в пределах коллектора р_в обычно постоянно, за исключением зон, в которых осуществляется заводнение водами, отличающимися по минерализации от пластовых, то приближенно за параметр, характеризующий относительное значение проницаемости в водонасыщенных породах, может быть принята функция

 

 

и изменчивость коллектора по проницаемости может быть оценена коэффициентами вариации W_кпр и W_y

Приведенное выражение справедливо для водонасыщенных пластов большой толщины, в которых величина наблюденной амплитуды DU_сп близка к статической DE_cп. Для нефтеводонасыщенных пластов любой толщины

 

В коллекторах со значительным включением глинистого материала, в которых между коэффициентами пористости и глинистости существует тесная обратная связь и где значение k._пp контролируется в основном глинистостью коллектора, оценка характера изменения проницаемости коллектора может быть выполнена по величине

Для качественной оценки однородности коллектора по проницаемости могут быть также использованы параметр

 

и параметр (по Л. П. Долиной) j=α_СП/DI_γ

Для терригенных коллекторов в условиях, когда известен коэффициент остаточной водонасыщенности, целесообразно использование зависимости

полученной на основании экспериментальных исследований А. В. Дахнова. Последняя формула приближенно может быть приведена к следующему виду:

k_пр=(r_в/r_п)е^{2,11-2,4751[1-a}_сп^/(1-с)]

Для нефтегазоносных коллекторов, исходя из работ Ж- Дюмануара (фирма «Шлюмберже»), коллектор по проницаемости может быть охарактеризован параметром

A=Dk_п⁸P_o²≈D(P_о²/P_п⁴)=D(P_н²/P_п²)=D(r²_нпr_в²/r⁴_вп)

где D — постоянная, числовое значение которой определяется на основании сопоставления величин k_пp, определенных по равенству Ж. Дюмануара, с величиной k_пp, определенной другим представительным методом.

Для этих условий может быть также предложено уравнение В. Н. Дахнова

k_пр=(400/a_пk_п.р)(1-k_в.о)^2+mD²_свPн

где D_св — средняя толщина пленки связанной воды.

 

Рис 16 52 Сопоставление Ψ с параметром неоднородности Р.И

Примеры практического использования характеристик неоднородности и проницаемости. Для терригенных коллекторов девона Волго-Уральской нефтегазоносной провинции установлены тесные корреляционные связи параметров расчлененности Р и h_cp с коэффициентами проницаемости и продуктивности, которые подтверждают известные положения об ухудшении свойств коллектора с увеличением степени его расчленения.

При изучении неоднородности коллекторов по данным ГИС рекомендуется использовать комплексный параметр Р.И, который учитывает не только частоту чередования по глубине слоев с различными свойствами, по и интенсивность изменения данного свойства с глубиной. На рис. 16.53 приведено сопоставление Ψ с параметром Р.И.

При изучении фильтрaционно-емкостных характеристик коллектора представляет интерес выявление их взаимосвязей с продуктивностью пластов, объемом нефти, содержащейся в поровом пространстве. Сопоставление результатов определения средневзвешенных по толщине значений параметра Ψ с величиной среднесуточного дебита Q_н в безводный период эксплуатации по скважинам, эксплуатирующимся штанговыми глубинными насосами (рис. 16.54), показывает наличие явной связи, свидетельствующей о возрастании дебита с увеличением проницаемости.

 

Рис 16 53 Сопоставление средневзвешенных по толщине значений параметра Ψ с величинами среднесуточного дебита в безводный период эксплуатации.

Обводненные скважины: 1 — полностью, 2 — частично

 

Рис 16 54 Результаты сопоставления проницаемости по керну и параметра Ψ в скв. 2003 Туймазинского месторождения, пласт Д₁

 

На рис. 16.55 показано сопоставление кривых изменения параметра Ψ и коэффициента проницаемости по керну, из которого видно, что характер изменения параметра & почти полностью соответствует характеру изменения k_пp по керну. Коэффициенты вариации имеют близкие значения: W_кпр = 1,32, W_y = l,49.

 

 

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться: