ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

 

Под геологической неоднородностью пони­мают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи. Геологическая неоднородность оказывает огромное влия­ние на выбор систем разработки и на эффективность извле­чения нефти из недр - на степень вовлечения объема зале­жи в процессе дренирования. Различают два основных вида геологической неоднородности - макронеоднородность и микронеоднородность.

Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. ха­рактеризует распределение в ней коллекторов и неколлекто­ров.

Для изучения макронеоднородности используются матери­алы ГИС по всем пробуренным скважинам. Надежную оцен­ку макронеоднородности можно получить только при нали­чии квалифицированно выполненной детальной корреляции продуктивной части разрезов скважин.

Особую важность детальная корреляция и изучение мак­ронеоднородности приобретают при расчлененности продук­тивных горизонтов непроницаемыми прослоями.

Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади).

По толщине макронеоднородность проявляется в присут­ствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов - обычно в разном количестве на различных участках залежей - вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе некоторых пластов, уменьше­ния нефтенасыщенной толщины в водонефтяной (газовой) части залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др. Соответственно макронеоднородность проявляется и в изменчивости нефтенасыщенной толщины горизонта в це­лом.

По простиранию макронеоднородность изучается по каж­дому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания). При этом важное значение имеет характер зон распространения кол­лекторов.

Макронеоднородность отображается графическими пост­роениями и количественными показателями.

Графически макронеоднородность по вертикали (по тол­щине объекта) отображается с помощью профилей и схем детальной корреляции. По площади она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта, на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участ­ки слияния соседних пластов.

Существуют следующие количественные показатели, ха­рактеризующие макронеоднородность пласта по разрезу и по площади:

· коэффициент расчлененности, показывающий среднее число пластов (прослоев) коллекторов в пределах залежи;

· коэффициент песчанистости, показывающий долю объема коллектора (или толщины пласта) в общем объеме (толщине) залежи;

· коэффициент литологической связанности, оценивающий степень слияния коллекторов двух пластов, К_св = F_св /F_к^/, где F_св - суммарная площадь участков слияния; F_св – площадь распространения коллекторов в пределах залежи;

· коэффициент распространения коллекторов на площади залежи, характеризующий степень прерывистости их залегания, К_расп = F_к / F_/, где F_к – суммарная площадь зон распространения коллекторов пласта;

· коэффициент сложности границ распространения коллекторов пласта, К_сл = L_кол / П, где L_кол – суммарная длина границ участков с распространением коллекторов; П – периметр залежи (длина внешнего контура нефтеносности);

· три коэффициента, характеризующие зоны распространения коллекторов с точки зрения условий вытеснения из них нефти: К_спл = F_спл/F_к ; К_пл = F_пл/ F_к; К_л/ F_к, где К_спл, К_пл, К_л, - соответственно коэффициенты сплошного распространения коллекторов, полулинз и линз; F – суммарная площадь зон распространения коллекторов; F_спл – площадь зон сплошного распространения, т.е. зон, получающих воздействие вытесняющего агента не менее чем с двух сторон; F_пл – площадь полулинз, т.е. зон, получающих одностороннее воздействие; F_л – площадь линз, не испытывающих воздействия; К_спл + К_пл + К_п = 1.

Изучение макронеоднородности позволяет решать следу­ющие задачи при подсчете запасов и проектировании разра­ботки:

· моделировать форму сложного геологического тела (по­род-коллекторов), служащего вместилищем нефти или га­за;

· выявлять участки повышенной толщины коллекторов, возникающей в результате слияния прослоев (пластов), и со­ответственно возможные места перетока нефти и газа между пластами при разработке залежи;

· определять целесообразность объединения пластов в единый эксплуатационный объект;

· обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скважин;

· прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разра­боткой;

· подбирать аналогичные по показателям макронеоднород­ности залежи с целью переноса опыта разработки ранее освоенных объектов.

В процессе разработки залежей знание макронеоднород­ности способствует:

· квалифицированному планированию и проведению промыслово-геологического контроля разработки;

· оценке фактического охвата залежи процессом дрениро­вания;

· обоснованию и реализации технологических мероприятий по регулированию разработки для повышения их эффектив­ности;

· выбору идентичных, опытных и эталонных участков для проведения и оценки результатов опытно-промышленного испытания новых процессов разработки;

· обоснованному группированию залежи при обобщении опыта их разработки.

 

 

Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в грани­цах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводоро­дов.

Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости. Для изучения микронеоднородности исполь­зуют данные определения этих параметров по образцам по­род и геофизическим данным.

Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два основных способа - вероятностно-статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные ин­терпретации геофизических исследований скважин.

Вероятностно-статические методы обычно применяются при эмпирических гидродинамических расчетах. Из них наи­более распространен метод анализа характеристик распреде­ления того или иного фильтрационно-емкостного свойства пород, слагающих продуктивные пласты.

Для количественной оценки микронеоднородности широ­ко используются также числовые характеристики распреде­лений случайных величин, такие как среднее квадратическое отклонение, коэффициент вариации, среднее абсолютное отклонение, вероятное отклонение, энтропия.

Графически микронеоднородность отображают на деталь­ных профилях и картах (Рис. 11), характеризующих и макронеодно­родность.

На карту наносят граничные значения изучаемого свойства (проницаемость, пористость и др.) или изолинии значений изучаемого параметра, что позволяет показать их изменение по площади залежи.

 

 

Рис. 11. Фрагмент карты распространения коллекторов разной продуктив­ности пласта Тл2а Павловского месторождения:

1 — граница зоны распространения коллекторов; 2 — внешний контур нефтеносности; коллекторы: 3 — непродуктивные; 4 — низкопродуктивные; 5 — среднепродуктивные; 6 — высокопродуктивные; 7 — скважины

 

Серия таких карт, построенных для всех пластов продук­тивного горизонта, дает объемное представление о характере изменения свойств пластов в пределах залежи.

Такие карты широко применяются при моделировании процессов фильтрации на ЭВМ для расчета технологических показателей и создания постоянно действующих динамичес­ких моделей.

В процессе разработки залежей знание макронеоднород­ности способствует:

• квалифицированному планированию и проведению промыслово-геологического контроля разработки;
• оценке фактического охвата залежи процессом дрениро­вания;
• обоснованию и реализации технологических мероприятий по регулированию разработки для повышения их эффектив­ности;
• выбору идентичных, опытных и эталонных участков для проведения и оценки результатов опытно-промышленного испытания новых процессов разработки;
• обоснованному группированию залежи при обобщении опыта их разработки.

 

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: