Макронеоднородность

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. Причем существуют показатели, характеризующие не только макро-, но и микронеоднородность пластов.

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 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.

Для залежей, продуктивные пласты которых представлены частым переслаиванием проницаемых и непроницаемых пород, в качестве параметра расчлененности используется число прослоев коллекторов n в сочетании с эффективной мощностью. Это достигается путем совмещения карт двух указанных параметров, которое позволяет судить о степени монолитности продуктивного пласта в любой его точке.

Под коэффициентом литологической связанности или слияния К_с понимается отношение площадей (участков) слияния пропластков к общей площади залежи в пределах контура нефтеносности:

,

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

В последнее время все больше применяют коэффициент распространения К_S*, который характеризует зональную неоднородность продуктивности пластов. Его определяют после проведения детальной корреляции разрезов скважин и выделения зональных интервалов (пластов) путем отношения площади присутствия коллекторов данного зонального интервала к общей площади пласта в пределах контура нефтеносности.

Вообще этот коэффициент определяют для пород коллекторов в целом. Однако, для пластов, в строении которых участвуют породы‑коллекторы двух литологических разностей, следует вычислять коэффициенты распространения для пород каждого вида, в данном примере – для песчаников К_SП и алевролитов К_SA.

Для характеристики геологической неоднородности пластов, представленных переслаиванием песчаных, часто выклинивающихся, прослоев небольшой мощности предложено определять коэффициент выклинивания К_выкл, 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:

.

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;

6) прогнозировать степень охвата залежи разработкой.