Кровля и подошва: 1 – пласта, 2 – прослоя, 3 – коллектор, 4 – неколлектор; а – в – индексы пластов-коллекторов

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

Рис. 29. Фрагмент карты рас­пространения коллекторов од­ного из пластов горизонта:

1 — ряды скважин: Н — нагнетательных, Д — добыва­ющих; 2 — границы распро­странения коллекторов; 3 — границы зон слияния; участ­ки: 4 — распространения коллекторов, 6 — слияния пласта с вышележащим плас­том, 7 — слияния пласта с нижележащим пластом.

(V.19)

Где — эффективная толщина пласта в скважине; N — число скважин;

коэффициент литологической связанности, оценивающий степень слияния коллекторов двух пластов (прослоев),

(V.20)

где F_CB — суммарная площадь участков слияния; F_K — пло­щадь распространения коллекторов в пределах залежи;

коэффициент распространения коллекторов на площади залежи, характеризующий степень прерывистости их залега­ния,

(V.21)

- суммарная площадь зон распространения коллекто­ров пласта (прослоя);

коэффициент сложности границ распространения коллек­торов пласта

(V.22)

где — 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:

(V.23)

Где , , — соответственно коэффициенты сплошного распространения коллекторов, полулинз и линз; F — сум­марная площадь зон распространения коллекторов; Fспл — площадь зон сплошного распространения, т.е. зон, получаю­щих воздействие вытесняющего агента не менее чем с двух сторон; Fпл — площадь полулинз, т.е. зон, получающих одно­стороннее воздействие; Fл — площадь линз, не испытываю­щих воздействия;

. (V.24)

На рис. 20 стрелками показаны направления воздействия вытесняющего агента на зоны коллекторов с разными усло­виями залегания.

Комплекс названных коэффициентов дает достаточно представительную картину макронеоднородности.

Для характеристики макронеоднородности пласта по площади применяются статистические числовые характерис­тики. Так, используются дисперсия σ² статистической сово­купности с качественным признаком, с помощью которой оценивается пространственная выдержанность пластов:

(V.25)

где ; — число скважин, вскрывающих коллек­тор; N — общее число пробуренных скважин.

В табл. 2 приведены вычисленные В.А. Бадьяновым значе­ния для пластов горизонта Д1 по двум площадям Ромашкинского месторождения.

Для характеристики макронеоднородности горизонта Д1 в целом в пределах площади вычисляется

где .

Для приведенных в табл. 2 площадей соответственно равны 0,17 и 0,19. Следовательно, макронеоднородность го­ризонта Д1 на Миннибаевской площади несколько больше, чем на Альметьевской.

Во ВНИИнефти предложен ряд коэффициентов макроне­однородности по площади и по объему, производных от или ω и К_св.

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,

Таблица 2

Пласт		ω		Пласт		ω
Альметьевская площадь	Миннибаевская площадь
А Б В Г Д		0.82 0.84 0.61 0.92 0.67	0.14 0.12 0.23 0.06 0.21	А Б В Г Д ДД		0.48 0.72 0.73 0.97 0.76	0.24 0.20 0.19 0.02 0.18
Примечание: для Альметьевской площади N=157, для Миннибаевской N=401.

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.

Микронеоднородностьпродуктивных 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.

Изучение законов распределения свойств нефтегазонос­ных пластов показало общность форм гистограмм и полиго­нов распределения одних и тех лее свойств для различных геологических условий. Это свидетельствует о том, что ста­тистические распределения значений признаков по интерва­лам существуют объективно и что эти распределения пред­ставляют характеристику структуры пород на микроуров­не. Все разнообразие форм распределений свойств нефте­газоносных пластов сводится к пяти основным типам (рис. 30).

В результате теоретического анализа установлено, что по­ристость терригенных и карбонатных коллекторов подчиня­ется закону нормального распределения. Значения начальной нефтенасыщенности распределяются по еще не установлен­ному закону, отличающемуся от закона нормального распре­деления. В распределении проницаемости отмечается резкая и далее крайняя левая асимметрия.

В связи с особой важностью изучения изменчивости про­ницаемости предприняты попытки свести эмпирическое рас­пределение ее значений к какому-либо функционально-нормальному. В настоящее время при решении практических задач для описания распределения проницаемости чаще всего используют логарифмически нормальный закон.

Для количественной оценки микронеоднородности широ­ко используются также числовые характеристики распреде­лений случайных величин, такие как

Рис. 30. Основные типы кривых распределения значений геологических признаков.

х — значения переменной величины; р — частость; распределение: 1 — симметричное, 2 — левоасимметричное, 3 — правоасимметричное, 4 — крайнеасимметричное, 5 — гиперболоподобное

среднее квадратическое отклонение

(V.26)

коэффициент вариации

(V.27)

среднее абсолютное отклонение

(V.28)

вероятное отклонение

(V.29)

энтропия

(V.30)

где x_t — i-e значение признака; х — среднее арифметическое значение признака; Q₁ — первый или нижний квартиль, т.е. значение признака, меньше которого в данной совокупности 1/4 всех значений; Q₃ — верхний квартиль, т.е. значение признака, меньше которого 3/4 всех значений; п — общее число значений признака; P_i — вероятность (или частность, доля) значения x_i.

Необходимо четко представлять, что энтропия и осталь­ные числовые характеристики отражают разные стороны неоднородности. Покажем это на следующем условном при­мере.

Допустим, что имеются три совокупности образцов кар­бонатных пород. В 1-ю совокупность входят образцы с открытой пористостью , имеющей только два различных значения, во 2-ю — образцы с пористостью, принимаю­щей четыре разных значения, и в 3-ю — шесть разных зна­чений.

Примем, что в каждой совокупности количество образцов с одинаковыми значениями пористости равно, т.е. равны от­носительные частоты таких образцов. Пусть также во всех трех совокупностях будут одни и те же интервалы изменения

Рис. 31. Соотношение значений пористости образцов трех совокупностей:

/, II, III — совокупности соответственно с двумя, четырьмя и шестью значе­ниями пористости: а и б — варианты соотношения пористости во 2-й и 3-й совокупностях

пористости (т.е. размах R) и среднее значение ; R = 8; = 6. Характеристики всех трех совокупностей с воз­можными вариантами (а и б) приведены на рис. 31 ив табл. 3.

От 1-й совокупности к 3-й σ и ω убывают, а Н( ) возрастает.

Таблица 3

Поиск по сайту: