Неоднорідність колекторських властивостей пласта

Вивчення геологічних умов виникнення та формування нафтогазоносних порід має важливе значення тому, що зміна в часі умов осадонагромадження, яка пов’язана зі швидкістю накопичення осадів наступними тектонічними рухами та діагенетичними процесами, призводить до зміни складу та структури гірських порід і появи так званої неоднорідності.

Неоднорідність властива будь-якій гірській породі від моменту її виникнення і зникає тільки із зникненням самої породи. У зв’язку з цим, у сучасній теорії та практиці видобутку нафти з родовищ оцінка та врахування неоднорідності продуктивних пластів є першочерговим завданням як під час проектування та розробки покладів нафти чи газу, так і під час видобутку вуглеводнів.

Очевидно, що об’єктивне визначення кількості розвідувальних та видобувних свердловин, оцінка ефективності заводнення пластів, прогнозування термінів початку обводнення продукції свердловин та темпів наростання цього процесу, оцінка втрат нафти в пласті неможливі без надійної уяви про внутрішню будову продуктивного пласта та його геологічну неоднорідність.

Отже, під неоднорідністю нафтогазоносного пласта необхідно розуміти зміну літолого-фізичних чи колекторських властивостей або тих і інших разом взятих.

За характером свого прояву розрізняють 3 основні види неоднорідності:

1 Неоднорідність, що пов’язана з розшаруванням єдиного продуктивного горизонту на ряд пропластків та прошарків, які мають широке розповсюдження на площі.

2 Неоднорідність, що пов’язана з частковим заміщенням проникних порід глинами або іншими непроникними породами і розвитком в границях горизонту проникних прошарків, що виклинюються, тобто спостерігається «перервність» пластів. Для характеристики неоднорідності цього виду вводяться такі поняття:

а) коефіцієнт розчленування К_р - це відношення числа проникних пластів, просумованих в усіх свердловинах до загальної кількості пробурених свердловин;

б) коефіцієнт літологічної зв’язаності проникних пластів К_зв – це відношення числа свердловин, які розкрили монолітний продуктивний пласт до загальної кількості пробурених свердловин.

На базі цих двох коефіцієнтів розглядаються і вивчаються можливість, ступінь та характер дії на продуктивний горизонт нагнітанням води. Разом з цим, вводять поняття коефіцієнта охоплення, під яким розуміють відношення об’єму покладу, охопленого процесом витіснення, до загального об’єму покладу.

3 Неоднорідність, яка виражається різкою зміною колекторських властивостей продуктивного горизонту по всій його товщині у зв’язку з фаціальною зміною. В цьому випадку неоднорідність характеризується присутністю в проникному горизонті непроникних порід.

Для характеристики цього виду неоднорідності використовують коефіцієнт піскуватості К_п, під яким розуміють відношення об’єму проникної частини продуктивного горизонту до всього його об’єму в межах продуктивної частини.

За розташуванням до продуктивного покладу розрізняють:

1 Крайові (периферійні) неоднорідності.

2 Центральні неоднорідності.

3 Площинні неоднорідності, розташовані локальними ділянками нерівномірно на всьому покладі.

Вивчення неоднорідності за розташуванням має важливе значення для вибору системи розробки покладу та заходів щодо впливу на продуктивні пласти.

Дослідження вчених показали, що найбільша неоднорідність властива проникності та товщині продуктивних пластів, а дещо менше змінюється їх пористість та нафтонасиченість.