Тема.4. Неоднородность пластов-коллекторов. Корреляция разрезов скважин. Принципы детальной корреляции. Методика проведения корреляции

Кривая называется - геотерма

Пластовая температура

Роль начального пластового давления

Влияние водонапорных систем на формирование режима залежи

Водонапорная система – гидродинамически сообщающаяся группа пластов и трещинных зон, с заключенными в них напорными водами, характеризующиеся общностью условий формирования и непрерывного движения. Различают системы инфильтрационные и эллизионные. Залежи, приуроченные к разным системам характеризуются разными режимами и давлениями.

1.Определяет природный энергетический потенциал залежи

2.Влияет на фазовое состояние УВ в залежах, а значит условия добычи

3.Влияет на величины пористости и проницаемости коллекторов

4.Определяет технические условия разработки – конструкция скважин, технология бурения

5.Позволяет прогнозировать степень выработки запасов и темпов падения Рпл

6.Определяет время ввода системы ППД

Продуктивные пласты находясь в недрах обладают какой –либо природной темепературой, которая, как известно, увеличивается с глубиной, начиная с так называемого нейтрального слоя. Пластовая температура оказывает значительное влияние на свойства флюидов и, следовательно, на условия их добычи.

Изучение температурного режима начинается с поисково-разведочного этапа, когда в первых пробуренных скважинах замеряют пластовую температуру методом термометрии.

По данным температурных замеров строят геолого-геотермический разрез скважины:

По геотерме определяют две основные характеристики разреза: геотермический градиент –G и геотермическую ступень – g

1. Геотермический градиент – показывает изменение температуры разреза с увеличением глубины на 100 метров

G = (t₂ –t₁ )*100 / (Н₂ –Н₁)

2. Геотермическая ступень – расстояние по вертикали на котором температура изменяется на 1⁰С

g = (H₂ – H₁) / (t₂ – t₁)

Значение геотермических градиентов для разных участков земной коры различны. Для ВУ НГП – 1-1,2⁰С/100 м .

Неоднородность продуктивных пластов – это изменчивость форм залегания и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов в пределах одного горизонта или всего эксплуатационного объекта. Геологическая неоднородность пластов оказывает существенное влияние на характер перемещения флюидов в процессе разработки, на распределение запасов по площади и объему залежи, поэтому ее изучение крайне необходимо для обоснования технологических решений при выборе системы разработки объекта (залежи, месторождения).

Существует несколько подходов к оценке неоднородности, один из которых принадлежит Л.Ф. Дементьеву, где он выделяет до 5 видов неоднородности продуктивных пластов:

Классификация неоднородности по Дементьеву Л.Ф.

(залежь, как геологическая система; системно-структурный подход)

1. Ультрамикронеоднородность – характеризует степень неоднородности породы-коллектора по размерам, слагающих ее зерен. Обычно размеры частиц нефтесодержащих пород имеют размеры от 1 мм до 0,01 мм. Изучение этого типа неоднородности необходимо при исследовании процесса вытеснения нефти водой; при определении величины запасов.

2. Микронеоднородность- показатель изменчивости геолого-физических свойств коллекторов, т.е., литологии, пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности и др. Изучение необходимо для определения кондиционности параметров, для проведения условных границ в залежи между низко- и высокопродуктивным коллектором; для прогноза темпов обводнения и выработки пластов и др.

3. Мезонеоднородность – распространение по площади залежи коллекторов с разной степенью продуктивности. Изучение этого типа неднородности позволяет: выявить работающие и неработающие мощности в разрезе скважины; отслеживать направления фильтрационных потоков; контролировать продвижение ВНК и др.

4. Макронеоднородность - показывает распространение по площади залежи двух типов пород – коллекторов и неколлекторов. Ее изучение дает основные понятия о типе залежи, ее генетической форме; об участках отсутствия коллекторов (зоны замещения, выклинивания).

5. Метанеоднородность – описывает неоднородность крупных частей залежи по: характеру насыщения (газовая часть +нефтяная); по мощности отдельных прослоев; по литологии (газ–находится в менее проницаемом коллекторе, а нефть – в более). Оценка данного типа неоднородности позволяет решать вопрос о целесообразности объединения пластов в один эксплуатационный объект; выбирать системы размещения скважин для отдельных пластов и всего месторождения; и др.

Чаще всего в геолого-промысловых исследованиях используют другую классификацию неоднородности (более детальную).

Классификация неоднородности Чоловского И.П.

Макронеоднородность– пространственное распределение коллекторов и неколлекторов в объеме залежи. Разделяют два основных типа макронеоднородности: по вертикали- по толщине пласта и по простиранию пластов (по площади).

По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе нескольких продуктивных горизонтов – в разном количестве на разных участках залежи (за счет слияния нескольких в один или наоборот, выклинивания отдельных пропластков).

По простиранию макронеоднородность проявляется в изменчивости нефтенасыщенных толщин вплоть до нуля, т.е., в наличии зон выклинивания коллектора или его замещения.

Графически макронеоднородность по толщине отображается в виде геологических профилей и схем корреляции; макронеоднородность по площади можно представить в виде карт распространения коллектора.

Количественные показатели макронеоднородности:

1. Коэффициент расчлененности:

К_р= ∑n / N, где

∑n – число прослоев, вскрытых скважинами; N –общее число скважин

Коэффициент показывает число проницаемых прослоев в залежи.

2. Коэффициент песчанистости, показывающий долю коллектора в общем объеме пласта: К_п = ∑h_эф / ∑Н_общ.

3. Коэффициент распространения коллектора по площади:

К_р.к.= S _к/S_з, где

S _к - площадь коллектора, S_з – площадь пласта.

Коэффициент оценивает степень прерывистости их залегания

Изучение макронеоднородности позволяет:

Микронеоднородность– показатель изменчивости ФЕС коллектора в пределах залежи. В связи с этим выделяют микронеоднородность по пористости, проницаемости, нефтенасыщенности. Наибольший интерес представляет микронеоднородность по проницаемости – зональная и слоистая. Зональная микронеоднородность – описывает изменчивость проницаемости пласта по площади залежи, а слоистая – по разрезу.

Для оценки степени микронеоднородности применяют два способа: вероятностно-статистический и графический.

Графически микронеоднородность можно представить в виде карт пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, а также коллекторов с разной степенью продуктивности (все параметры определены либо по ГИС, либо по керну).

Серия таких карт, построенных для всех пластов месторождения, дает объемное представление о характере изменения свойств коллекторов в залежи. Данные карты служат для моделирования процессов фильтрации на ЭВМ при создании постоянно действующих геолого-гидродинамических моделей.

Изучение макронеоднородности позволяет: определять кондиционные пределы ФЕС, прогнозировать характер работы коллекторов в различных частях залежи; темпы обводнения скважин и продукции залежи; выявлять участки не вовлеченные в разработку и др.

Вероятностно-статистические методы применяются в случае определения ФЕС коллекторов по ГД методам (т.е., эмпирическими расчетами). Наиболее часто используется метод «анализа характеристик распределения параметра». Изучение законов распределения основных ФЕС: пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, показало наличие схожих форм гистограмм (распределения), причем для разных геологических условий.

Распределение параметров сводится к 5 основным типам:

1. Нормальное или симметричное распределение (пористость терригенных и карбонатных пород)

2-3. Лево- и правоассиметричное распределение (2-нефтенасыщенность, 3- проницаемость- Логарифмически нормальный закон распределения)

4. Крайнеассиметричное распределение

5. Гиперболоподобное распределение

2. Корреляция разрезов скважин. Принципы детальной корреляции.

Методика проведения корреляции (см. методичку по контрольной работе, часть1)