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.



Геологическая неоднородность нефтегазоносных пластовГрафически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью профилей (рис. 29) и схем детальной корреляции. По площади она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта (рис.

30), 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, Ксв
    = Fсв /Fк/, где Fсв - суммарная площадь участков слияния; Fсв – площадь распространения коллекторов в пределах залежи;

  • коэффициент распространения коллекторов на площади залежи, характеризующий степень прерывистости их залегания,  Красп = Fк / F/ , где Fк – суммарная площадь зон распространения коллекторов пласта;

  • коэффициент сложности границ распространения коллекторов пласта, Ксл = Lкол / П, где Lкол – 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:   Кспл
    = Fспл/Fк ;   Кпл = Fпл/ Fк;    Кл/ Fк, где Кспл, Кпл, Кл,  - 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;  Кспл + Кпл
    + Кп = 1.



Геологическая неоднородность нефтегазоносных пластовИзучение 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.

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, характеризующих и макронеоднородность.

На рис. 31 показано распределение проницаемости по толщине и по линии профиля. В границах залегания пород-коллекторов выделены пять интервалов зон с разной проницаемостью.

Видно большое несоответствие зон с различной проницаемостью пластов в плане, что создает сложности для извлечения запасов из всех пластов горизонта при осуществляемой совместной их разработке одной серией скважин.



Геологическая неоднородность нефтегазоносных пластов



Поскольку геологический профиль не дает представления об изменении свойств пластов по площади, для каждого из них строят специальную карту.

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

На рис. 32 приведен фрагмент карты для одного из пластов на которой показано распространение коллекторов с разной продуктивностью. Из карты следует, что по периферии залежи пласт в основном сложен среднепродуктивными породами, в центре располагается зона высокопродуктивных коллекторов, а по большой части площади залежи без четко выраженной закономерности фиксируются сравнительно небольшие участки с низкопродуктивными или непродуктивными коллекторами и зоны отсутствия коллекторов.



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

Изучение микронеоднородности позволяет:

  • определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород;

  • прогнозировать при проектировании разработки характер и темп включения в работу различных частей залежи и соответственно процесс обводнения скважин и добываемой продукции из залежи в целом;

  • оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не вовлеченные в разработку, и обосновать мероприятия по улучшению использования недр.

  

ищи здесь, есть все, ну или почти все