Виды неоднородности

4) оценивать  энергетическую характеристику  отдельной залежи и эксплуатационного объекта;

5) оценивать  энергетическую характеристику  отдельной залежи и эксплуатационного  объекта;

6) геологически  обосновывать целесообразность  одновременно раздельной эксплуатации  залежей на многопластовом месторождении;

7) организовывать эффективный контроль за выработкой отдельных элементов как отдельных залежей, так и многопластовых эксплуатационных объектов.

Необходимо  подчеркнуть, что существование  охарактеризованных выше типов геологической  неоднородности неосознанно, на интуитивном уровне ощущалось и ранее. Однако четко сформулированные представления отсутствовали, что приводило к нечеткости терминологии, неясности понятий и необоснованному использованию характеристик одного структурного уровня для решения задач, относящихся к другому структурному уровню. В настоящее время наиболее широко изучается геологическая неоднородность нефтегазонасыщенных пород и пластов на ультрамикроуровне, микроуровне и макроуровне. Мезо- и метауровням уделяется меньше внимания, хотя знания о первом крайне важны для решения задач повышения нефтегазоотдачи, а знания о втором – для выделения эксплуатационных объектов на многопластовых месторождениях.

Комплексный подход к вопросам исследования литологического  строения продуктивных пластов, изучения их слоистой и зональной неоднородности позволяет решать задачи, связанные с промышленной доразведкой и разработкой нефтяных пластов.

Показатели  геологической неоднородности пластов

Неоднородность  пластов можно охарактеризовать и оценить посредством ряда показателей, отображающих особенности геологического строения залежи. В настоящее время  предложены различные показатели, характеризующие степень геологической неоднородности и изменчивости параметров продуктивных пластов[1]. Причем существуют показатели, характеризующие не только макро-, но и микронеоднородность пластов.

Показатели  макронеоднородности пластов по цели использования можно разделить  на две условные группы:

1) показатели, позволяющие проводить сравнительную  оценку степени неоднородности  и изменчивости параметров пластов;

2) показатели, используемые в гидродинамических расчетах при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений.

Условность  такого разделения заключается в  том, что ряд показателей первой группы для определенных условий  применяются и при количественной оценке неоднородности пластов для учета их при проектировании.

К показателям  первой группы, используемым для сравнительной  оценки степени геологической неоднородности пластов, кроме уже известных  коэффициентов относительной песчанистости, расчлененности и литологической связанности[2], относятся коэффициенты распространения, прерывистости, а также коэффициент Лоренца[3] и коэффициент неоднородности, предложенный Поласеком и Хатчинсоном[4]. Ниже приводится краткая характеристика названных показателей.

Коэффициент относительной песчанистости К_п представляет собой отношение эффективной мощности к общей мощности пласта, прослеживаемой в разрезе данной скважины, т. е.

Коэффициент расчлененности К_р определяется для залежи в целом и вычисляется путем деления суммы песчаных прослоев по всем скважинам к общему числу скважин, вскрывших коллектор

,

где - число прослоев коллектора в каждой скважине; N – общее число скважин, вскрывших коллектор.

Под коэффициентом литологической связанности или слияния К_с понимается отношение площадей (участков) слияния пропластков к общей площади залежи в пределах контура нефтеносности. По данным работы[5], этот коэффициент предлагается вычислять по формуле:

,

где - площадь, в пределах которой песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями; - общая площадь залежи; - среднее максимальное число песчаных пропластков, наблюдаемое в разрезе данного пласта (горизонта).

Для характеристики геологической неоднородности пластов, представленных переслаиванием песчаных, часто выклинивающихся, прослоев небольшой  мощности с непроницаемыми породами предложено определять коэффициент выклинивания К_л, который показывает долю мощности выклинивающихся прослоев-коллекторов h_выкл от эффективной мощности h_эф рассматриваемого пласта в разрезе скважины, т. е.

.

При отсутствии выклинивающихся прослоев этот коэффициент  будет равен нулю и, наоборот, при  выклинивании всех прослоев .

Для практических целей целесообразно применять  коэффициент выдержанности К_в, представляющий собой долю непрерывной мощности пласта по площади. Он определяется, исходя из равенства:

.

Для характеристики микронеоднородности пластов можно использовать гранулометрические коэффициенты Траска: медианный диаметр зерен Md, коэффициент отсортированности S_о и коэффициент асимметрии S_к. Для получения количественной характеристики этих коэффициентов необходимо построить в полулогарифмическом масштабе координат кумулятивную кривую распределения гранулометрического состава пород , по которой определяют квартили трех порядков.

При использовании  квартилей за средний размер зерен  принимают медиану, т. е. такой размер зерна, по отношению к которому половина зерен крупнее, а вторая половина – мельче. Для вычисления коэффициента S_о, характеризующего степень однородности зерен по величине, и коэффициента S_к, иллюстрирующего симметричность распределения зерен относительно среднего, находят величину первой Q₁ и третьей Q₃ квартилей. Относительно первой квартили три четверти образца сложены более крупными зернами; по отношению к третьей квартили большими оказывается одна четверть зерен. Тогда коэффициент отсортированности вычисляют по выражению:

,

а коэффициент асимметрии как:

.

Следует иметь  в виду, что величину этих коэффициентов  можно определить по любым данным гранулометрического состава пород, что они выражены не менее чем в трех фракциях и содержание крайних фракций не превосходит 25 %.

Коэффициенты  Траска позволяют сравнивать не только гранулометрический состав пород различных  пластов, но и в некоторой мере судить об условиях их образования. Так, увеличение среднего размера зерен может указывать на возрастание скорости движения среды, а уменьшение коэффициента отсортированности – на длительность процесса переотложения.

Из изложенного  выше следует, что для характеристики геологической неоднородности пластов предложено довольно большое число показателей, часть из которых уже сейчас применяют при проектировании разработки нефтяных месторождений. Задача состоит в выборе и обосновании оптимального комплекса показателей, которые могли бы наиболее полно отразить неоднородность геологической природы.

Под геологической неоднородностью следует понимать изменение значений геолого-физических свойств пород на множестве всех элементарных геологических тел, выделенных по тем базисным признакам и на том иерархическом уровне, которые соответствуют цели исследования.