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:
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 FCB — суммарная площадь участков слияния; FK — 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 Ксв.
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.
Дата добавления: 2015-10-19; просмотров: 1998;