Занятие 10. Виды неоднородности пластов и методы ее изучения

Цель: Охарактеризовать и оценить неоднородность пластов по показателям, отображающих особенности геологического строения залежи.

Задание: Понять оценку степени неоднородности пластов для выявления коллекторов разной продуктивности.

Неоднородность пластов можно охарактеризовать и оценить посредством ряда показателей, отображающих особенности геологического строения залежи. 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.

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

Коэффициент относительной песчанистости Кп 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. 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 Кл, 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 Кв, 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 M_d, 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.

В геологии для отображения геометрических отношений обычно применяются различные карты, такие, как карты в изолиниях или условных обозначениях, а также схемы сопоставления разрезов скважин и геологические профильные разрезы.

Геологическая неоднородность должна рассматриваться на каждом структурном уровне отдельно. В соответствии с определением неоднородности этим уровням соответствуют пять типов неоднородности: ультрамикронеоднородность, микронеоднородность, мезонеоднородность, макронеоднородность и метанеоднородность.

Ультрамикронеоднородность. Неоднородность этого типа есть изучаемое по отдельному образцу свойство породы, структура которой геометрически, очевидно, показана быть не может, так как невозможно определить и зафиксировать положение в пространстве каждого элемента этого уровня, т. е. каждого минерального зерна. Поэтому имеется возможность только количественного описания структуры.

Характеристикой ультрамикроструктуры породы является, прежде всего, ее гранулометрический (механический) состав. Для большинства нефтесодержащих пород размеры частиц колеблются в пределах 0,01‑1 мм. Наряду с обычными зернистыми минералами в породе также содержатся глинистые и коллоидно‑дисперсные частицы с размерами меньше 0,001 мм.

Степень неоднородности породы по размерам слагающих ее зерен характеризуется коэффициентом неоднородности, равным отношению d₆₀/d₁₀, где d₆₀ и d₁₀ – диаметры частиц, при которых сумма масс фракций с диаметрами, начиная от нуля и кончая данным диаметром, составляет соответственно 60 и 10 % от массы фракций. Коэффициент неоднородности зерен пород, слагающих нефтяные месторождения, обычно колеблется в пределах 1,1-20.

Важной характеристикой структуры образца пористой породы является распределений в нем зерен по размерам, от которого зависит размер пор.

Результаты изучения ультрамикронеоднородности используются при подборе фильтров для нефтяных скважин: размеры отверстий фильтра, устанавливаемого для предотвращения поступления песка в скважину, должны соответствовать диаметрам частиц.

Информация об ультрамикронеоднородности учитывается при исследовании процессов вытеснения нефти водой или других вытесняющим агентом: от ультрамикронеоднородности зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен.

Микронеоднородность. При изучении структуры нефтегазоносного пласта на данном уровне в качестве элементов рассматривают образцы породы, по которым определяются ее коллекторские свойства.

Характеристикой отдельного образца будет определенное по нему единственное значение каждого из тех геолого-физических свойств (литологии, пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности и т. п.), изучение которых необходимо для решения стоящей перед геологом задачи.

Из всего объема изучаемых пород может быть изготовлено огромное количество образцов, определить положение их всех в статистическом геологическом пространстве невозможно. Следовательно, и в данном случае геометрические методы представления структуры неприменимы. Ее описание оказывается возможным, как и на предыдущем уровне, только вероятностно-статистическими методами, основным из которых является метод распределений.

Изучение микронеоднородности, и в частности статистических распределений свойств нефтегазоносных пластов, позволяет решать ряд практических задач разведки и разработки нефтяных и газовых залежей:

· оценивать погрешность определения средних значений геолого-физических свойств и, следовательно, степень разведанности залежи по уровню изученности свойств пород в процессе разведки месторождения;

· оценивать процент выноса керна при его выбуривании;

· определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород;

· выделять тела-элементы вышележащего структурного уровня путем проведения условных границ по кондиционным и другим граничным значениям свойств пород;

· получать формулы для вычисления погрешностей определения свойств элементарных тел на вышележащих структурных уровнях и погрешностей подсчета запасов;

· прогнозировать при проектировании разработки темп обводнения скважин и возможный коэффициент заводнения пластов.

Мезонеоднородность. Для выявления структуры пласта (горизонта) на данном уровне необходимо путем детальной корреляции разрезов скважин выделить и проследить распространение по площади отдельных прослоев коллекторов провести условные границы, разделяющие породы-коллекторы, например, на высокопродуктивные и низкопродуктивные. В результате такого расчленения объема залежи будет получена сложная мозаичная картина размещения в разрезе и по площади геологических тел, характеризующихся различной продуктивностью, а следовательно, и нефтенасыщенностью, различными коллекторскими свойствами и т. п.

Количественно мезонеоднородность можно охарактеризовать суммарными величинами площадей Fi занятых всеми элементами одного типа, отнесенными ко всей площади F: ;

Изучение мезонеоднородности необходимо для решения следующих задач разработки:

1) выделения работающих и неработающих частей разреза в каждой добывающей и нагнетательной скважине, а также активно и пассивно отрабатываемых частей залежи;

2) оценки удельного веса объемов внутри залежи, характеризующихся разной продуктивностью;

3) выявления фактических и потенциальных путей внедрения в залежь воды (пластовой или закачиваемой);

4) контроля за продвижением ВНК и выявления тупиковых зон, с которыми связаны значительные потери нефти и газа в недрах;

5) оценки и повышения охвата пласта воздействием.

На основе решения первой задачи составляются карты распространения коллекторов разной продуктивности, которые используются при решении трех последующих задач.

Макронеоднородность. Если каждый прослой коллектора рассматривать как единое нерасчленимое целое, т. е. выделять в разрезах скважин только коллекторы и неколлекторы и прослеживать распространение тех и других по площади залежи, то можно изучить макроструктуру нефтегазоносного пласта (горизонта) и его макронеоднородность.

Макроструктура может быть отражена как графическими, так и количественными методами.

Макроструктура пласта или горизонта в плане отображается с помощью карт распространения коллекторов, профилей, схем сопоставления разрезов скважин, на которых происходит слияние пластов (для горизонта) или пропластков (для пласта) с ниже- и вышележащими пластами или пропластками.

Существует ряд количественных показателей, характеризующих макронеоднородность пласта по разрезу и по площади. Для характеристики разреза используются коэффициент расчлененности: ,

где l_i – число прослоев коллекторов в i-й скважине; n – число скважин;

коэффициент песчанистости: ,

где h_эф – эффективная мощность пласта в отдельной скважине; h_общ – общая мощность пласта в той же скважине; n число скважин.

Совместное использование k_р и k_пес позволяет составить представление о макронеоднородности разреза: чем больше k_р и меньше k_пес, тем выше макронеоднородность.

Характеристикой макронеоднородности служит коэффициент литологической связанности k_св, который оценивает степень слияния коллекторов двух пластов (прослоев): ,

где F_св – суммарная площадь участков слияния; F – общая площадь залежи.

Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи:

1) выявлять форму сложного геологического тела, служащего вместилищем нефти или газа в пределах пласта;

2) выявлять участки отсутствия коллекторов и участки повышенной их мощности, возникающей в результате слияния прослоев;

3) обосновывать местоположение рядов добывающих и нагнетательных скважин при проектировании разработки;

4) выявлять участки затрудненного и активного подъема ВНК;

5) выявлять места перетока нефти и газа из одного пласта в другой при разработке залежей;

1) прогнозировать степень охвата залежи разработкой.

Метанеоднородность. В качестве элементов структуры на данном уровне выступают крупные части залежи, различающиеся по каким-либо наиболее общим свойствам, таким, как характер насыщения, литологии и т. п. В метаструктуре нефтегазовой залежи как системы на данном уровне служат различные зоны, которые могут быть выделены в пределах залежи по характеру насыщения, а также – в случае большой мощности продуктивных отложений – зональные интервалы, выделяемые из геологических (например, по характеру макронеоднородности) или технических соображений. При объединении нескольких залежей в один эксплуатационный число элементов метаструктуры увеличивается: в качестве элементов эксплуатационного объекта как единой системы будут выступать части всех залежей, объединенных в единый объект.

Пока единственным способом описания и отображения метанеоднородности является использование профильных разрезов и карт, на которых показаны границы элементов метауровня.

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.

ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...

ЧТО И КАК ПИСАЛИ О МОДЕ В ЖУРНАЛАХ НАЧАЛА XX ВЕКА Первый номер журнала «Аполлон» за 1909 г. начинался, по сути, с программного заявления редакции журнала...

Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычис­лить, когда этот...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: