45 Макронеоднородность продуктивных пластов. Методы ее изучения.

Макронеоднородность – отражает морфологию залегания пород коллекторов в объеме залежи, пространственное распределение. выделяют два вида макронеоднородности: а) по вертикали – расчлененность продуктивного горизонта на отдельные разобщенные пласты и прослои; б) по простиранию – отражает прерывисто отдельные пласты – коллекторы. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля т.е. наличие зон отсутствие коллекторов.

При изучении макронеоднородности используется материалы ГИС, детальные корреляции. Макронеоднородность отображается графическими построениями и количественными методами. Количественными методами определяется через ряд коэффициентов

- коэффициент расчлененности К_р среднее число коллекторов в разрезе скважины

n_i - число прослоев коллекторов. N – число скважин

К_р = Σ(n_i)/N.

К_песч показывает долю объема коллектора в объеме залежи К_песч = H_эф/H_общ

К_песч = Σ(H_эфi)/ Σ(H_общi) Σ(H_эфi) – всех проницаемых прослоев во всех скважинах

Σ(H_общi) – общая толщина горизонта

К_песч = Σ(h_эфi/h_общi)/N

Макронеоднородность по площади коэффициента связанности: К_св. = F_св/F_колл. F_св – площадь участков слияния; F_колл – площадь коллекторов. Для изучения геологической неоднородности с точки зрения вытеснения нефти из пласта существует 3 коэффициента

К_спл = F_спл/F_к ; К_пл = F_пл/F_к; К_л = F_л/F_к;

F_спл - получающие воздействие вытисняющего агента не менее чем с 2х сторон, F_пл – площадь полулинз, одностороннее воздействие; F_л – площадь линз, не испытывающие воздействие. Степень вовлечения объема скважины показывает коэффициент охвата процесса вытеснения – это отношение части эффективного объема залежи к общему эффективному объему залежи. К_охв = V_охв/V_общ.

46 Микронеоднородность продуктивных пластов. Методы ее изучения.

Микронеоднородность – это показатель изменчивости свойств среды в пределах залежи УВ. Микронеоднородность по проницаемости выделяется зональная – изменение проницаемости по площади. Оказывает влияние на дебит скважины. Отображается графическими методами. Послойная – связана с наличием в разрезе прослоев разной проницаемости, характер обводнения пластов ухудшает процесс вытеснения нефти. Количественная оценка дается путем обработки керновых данных методом математического сжатия.

47. Геологические построения, отражающие макронеоднородность продуктивного горизонта

Графически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью профилей (рис.1) и схем детальной корреляции. По площади она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта (рис.2), на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участки слияния соседних пластов.

рис.1

48. Количественная оценка макронеоднородности пластов – коллекторов

Существуют следующие количественные показатели, характеризующие макронеоднородность пласта по разрезу:

• коэффициент расчлененности, показывающий среднее число пластов (прослоев) коллекторов в пределах залежи,

где n – число прослоев коллекторов в i –й скважине, N – число скважин.

Если весь эксплуатационный объект представлен одним проницаемым прослоем, то K_р=1

• коэффициент песчанистости, показывающий долю объема коллектора (или толщины пласта) в общем объеме (толщине) залежи,

где h_эф – эффективная толщина пласта в скважине, N – число скважин.

Если K_р<2,5 , K_песч >0,75 – пласт условно однородный

K_р>2,5, K_песч<0,75 – пласт неоднородный

По площади:

• коэффициент литологической связанности, оценивающий степень слияния коллекторов двух пластов (прослоев), K_св=F_св/F_к

где F_св – суммарная площадь участков слияния, F_к – площадь распространения коллекторов в пределах залежи.

Чем больше K_св тем больше участков слияния. При равномерном распределение скважин: K_св=n_скв/N_скв, где n_скв – число скважин, где устанавливается лит.связь, N_скв – общее число скважин.

• коэффициент распространения коллекторов на площади залежи, характеризующий степень прерывистости их залегания, K_расп=F_к/F

где F_к – суммарная площадь зон распространения коллекторов пласта (прослоев);

• коэффициент сложности границ распространения коллекторов пласта, K_сл=L_кол/П

где L_кол – суммарная длина границ участков с распространением коллекторов, П – периметр залежи (длина внешнего контура нефтеносности)