Неоднородные пласты

Методика учета неоднородных пластов (эксплуатационных объектов) в расчетах процессов заводнения нефтяных месторождений

          Методика учета неоднородных пластов (эксплуатация объектов) в расчетах процессов заводнения нефтяных месторождений предполагает использование таких основных коэффициентов: расчлененности, песчанистости, макронеоднородности, распространения, прерывистости, сложности, литологической связанности (слияния). 

          

Под неоднородностью продуктивных пластов понимают измен­чивость формы залегания и физических свойств коллекторов в пределах продуктивного пласта (горизонта, эксплуатационного объекта), оказывающую существенное влияние на распределе­ние запасов нефти и газа в объеме залежи и условия их выра­ботки.

  Можно выделяют два основных вида геологической неодно­родности продуктивных пластов: микронеоднородность и макро­неоднородность.

      Микронеоднородность продуктивного пласта — это показа­тель изменчивости коллекторских свойств среды, насыщенной уг­леводородами,— проницаемости, пористости, нефтегазонасыщенности, вещественного состава и др. 

Выделяют следующие виды микронеоднородности: 

• литологическую, 
• гранулометрическую,
•  упа­ковочную, 
• цементационную, 
• минеральную, 
• по проницаемости, 
• по пористости. 

Наибольший интерес представляет микронеоднород­ность по проницаемости — зональная и послойная. 

Зональная микронеоднородность связана с изменчивостью про­ницаемости (гидропроводности) продуктивного пласта по пло­щади его распространения. Она оказывает определяющее влияние на продуктивность (дебиты) скважин, расположенных на разных участках залежи. Зональная микронеоднородность отображается графическим путем на картах распространения зон пласта с раз­ными фильтрационными свойствами с помощью изолиний или зон с определенным диапазоном изменения фильтрационного па­раметра. 

Послойная микронеоднородность связана с наличием в раз­резах пластов-коллекторов прослоев разной проницаемости. Она определяет характер обводнения пластов и скважин в процессе их разработки. Послойная микронеоднородность количественно оценивается путем обработки результатов керновых данных ме­тодами математической статистики.

       Макронеоднородность продуктивных пластов - это пространственное распределение коллекторов и неколлекторов в объеме залежи (эксплуатационного объекта). Выделяются два основных проявления макронеоднородности: расчлененность продуктивного горизонта на разобщенные пла­сты и прослои; прерывистость отдельных пластов и прослоев по площади.

           Расчлененность продуктивного горизонта (объекта разработки) сказывается главным образом на охвате воздействием пород-кол­лекторов по разрезу и является определяющим фактором при выделении эксплуатационных объектов. Расчлененность разреза на самостоятельные пропластки наиболее часто оценивается коэффициентом расчлененности. Коэффициент  расчлененности  представляв собой отношение числа пропластков, суммированных по всем скважинам, к общему числу скважин, т. е. в сущности пока­зывает среднее число проницаемых пропластков, слагающих продуктивный горизонт.

    Характер неоднородности отражает коэффициент песчанистости, равный отношению суммарной эффективной толщины всех проницаемых пластов и пропластков во всех скважинах к общей суммарной толщине горизонта (объекта разработки)  в тех же скважинах. Коэффициент песчанистости  можно представить также в виде отношения объема эффективной части продуктивного горизонта  к общему объему горизонта. Следовательно, коэффициент песчанистости показывает, какую долю занимают коллекторы в общем объ­еме продуктивного горизонта.

     В качестве меры макронеоднородности, учитывающей  рас­члененность и песчанистость можно использовать комплексный показа­тель — коэффициент макронеоднородности. Этот показатель характеризует расчлененность объекта раз­работки на единицу мощности пород-коллекторов.

    Прерывистость пластов и прослоев сказывается на охвате воз­действием по площади. Ее учитывают при выборе методов воз­действия на продуктивные пласты при их разработке, выборе по­ложения и ориентации рядов добывающих и нагнетательных (разрезающих) сква­жин.

    Для количественной оценки степени прерывистости пласта (пропластка) по площади (замещения его коллекторов непроницае­мыми породами) применяется методика использующая коэффициент распространения по­род-коллекторов.  Кs = Sк / S_общ, где Sк—площадь развития коллек­торов, S_общ — общая площадь развития пласта в пределах внешнего контура нефтеносности.  Этот коэффициент определяют по картам рас­пространения коллекторов.

    При оценке прерывистости пласта для прогнозирования ох­вата пластов заводнением широко применяется методика учета неоднородности пластов, основанная на разделении всего эффективного объема на непрерывную часть, полулинзы и линзы. Критерием к отнесению объема (площади) пласта к непрерывной части, линзам или полулинзам служит рас­положение их по отношению к контуру питания. Считается, что непрерывная часть пласта будет в процессе разработки полностью охвачена воздействием, полулинзы частично (коэффициент охвата)  в зависимости от плотности сетки до­бывающих и нагнетательных скважин и их расположения, а линзы не охвачены воздействием вообще.

  С целью изучения и оценки сложности строения особенно прерывистых и фациально изменчивых пластов применяют методику основанную на использовании коэффициента сложности:

                               К_сл= Р_к-н / Р_з

  где: Р к-н - длина границ замещения коллекторы на неколлекторы, Рз-периметр залежи.

  Из этого взаимоотношения видно, что чем выше извилистость границ распространения коллекторов, тем больше образуется мелких тупиковых зон, охват вытеснением из которых будет затруднен, и тем ниже К_cл. Установлено, что по неоднородным, прерывистым пластам но мере уплотнения сетки скважин коэффициент сложности постоянно снижается. Это указывает на то, что даже при плотной сетке добывающих скважин все детали изменчивости пластов еще остаются неизвестными.

  Часто в многопластовых объектах из-за невыдержанности не­проницаемых разделов, разобщающих смежные пласты, образу­ются так называемые зоны слияния. Для оценки степени связан­ности смежных пластов применяют коэффициент литологической связанности (коэффициент слияния):

К_сл = Sсл / Sобщ,

  где: Sсл – суммарная площадь всех зон слияния, Sобщ – общая площадь распространения нефтенасыщенного коллектора.