Характеристики трех совокупностей образцов для условного примера

Совокупность	Число возможных значений	Относительная частота возможных значений	Возможные значения	σ	ω	Н( )
Номер	Вариант
	- а б а б		1/2 1/4 1/4 1/6 1/6	2, 3, 4, 8, 9 2, 4, 5, 7, 8, 10	4,00 3,16 3,05 3,11 2,64		0,69 1,10 1,10 1,79 1,79

Рассмотренный пример раскрывает важное различие стати­стических характеристик геологической неоднородности. Эн­тропия Н отражает неоднородность совокупности образцов по числу разных значений пористости, т.е. является прямой мерой неоднородности. Среднее квадратическое отклонение о и коэффициент вариации ю отражают интенсивность не­однородности, т.е. являются ее опосредованной мерой.

В табл. 3 приведены характеристики интенсивности мик­ронеоднородности терригенных отложений горизонта Д1 на некоторых площадях и месторождениях Татарии и Башки­рии.

Из данных таблицы следует, что для терригенных коллек­торов наиболее интенсивно изменяется проницаемость, наи­менее интенсивно — нефтенасыщенность. Вместе с тем не­однородность пород по проницаемости больше, чем по по­ристости.

Графически микронеоднородность отображают на деталь­ных профилях и картах, характеризующих и макронеодно­родность. В качестве примера приведен профиль на рис. 32,

Рис. 32. Отображение макро- и микронеоднородностей на геологическом разрезе (на примере фрагмента горизонта XIII месторождения Узень).

Кровля и подошва: 1 — пласта; 2 — прослоя; 3 — условные границы между частями пласта с различной проницаемостью; проницаемость, мкм²: 4 — < 0,01; 5 - 0,01-0,05, 6 - 0,05-0,1; 7 - 0,1-0,4; 8 - > 0,04; 9 - непроница­емые породы; а — з — индексы пластов

где показано распределение проницаемости в пределах XIII горизонта месторождения Узень 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.

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. 33 приведен фрагмент карты для одного из пластов

Рис. 33. Фрагмент карты распространения коллекторов разной продуктив­ности пласта Тл_2а Павловского месторождения:

1 — граница зоны распространения коллекторов; 2 — внешний контур нефтеносности; коллекторы: 3 — непродуктивные; 4 — низкопродуктивные; 5 — среднепродуктивные; 6 — высокопродуктивные; 7 — скважины

Павловского месторождения Пермской области, 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.

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

Такие карты широко применяются при моделировании процессов фильтрации на ЭВМ для расчета технологических показателей и создания постоянно действующих динамичес­ких моделей.

Изучение микронеоднородности позволяет:

ü определять кондиционные пределы параметров продук­тивных пород;

ü 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;

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