6. Понятие о кондиционных значениях фес. Определение кондиционных значений по удельному коэффициенту продуктивности скважин.

Используется формула . q – удельный дебит одной скважины, Q_н – суммарная добычи, h – толщина пласта, ΔР – депрессия на пласт (перепад давления). В скважине определяют q, затем по методам ГИС определяют ФЕС пласта: К_оп, К_пр, строят зависимость между q и К_пр.

q_minрент→К_{пр.конд.} К_{пр.конд}→К_{оп.конд}

7. Понятие о неоднородности. Необходимость изучения неоднородности. Классификация неоднородности л. Ф. Дементьева.

Неоднородность пластов – это изменчивость форм залегания, коллекторских свойств в пределах одного горизонта или всего эксплуатационного объекта. Геологическая неоднородность оказывает существенное влияние на характер перемещения флюидов при разработке, на первоначальное распределение запасов по площади залежи, поэтому ее изучение необходимо для обоснования рациональной системы разработки и подсчета запасов. Существует несколько подходов в оценке неоднородности пластов:

Классификация неоднородности по Дементьеву (при этом подходе залежь рассматривается в системно-структурном виде):

А) Ультра-микро-неоднородность – характеризует неоднородности коллектора по размерам минеральных зерен породы, как правило размеры частиц нефтесодержащих пород изменяются в пределах 0,01-1 мм, изучение данного типа неоднородности особенно необходимо при исследовании процессов вытеснения нефти на поровом уровне.

Б) Микро-неоднородность – показатель изменчивости геолого-физических свойств коллектора (литологический тип, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и др.).

В) Мезо-неоднородность – неоднородность в распространении на площади залежи коллекторов с разной продуктивностью, позволяет выделить работающие и неработающие пропластки и контролировать передвижение ВНК.

Г) Макро-неоднородность – показывает неравномерность распределения по площади залежи коллекторов и неколлекторов, позволяет выделить зоны выклинивания, замещения коллектора, определить форму и тип залежи.

Д) Мета-неоднородность – характеризует степень изменчивости крупных частей залежи по характеру насыщения, позволяет решать вопросы о системе размещения скважин, о целесообразности выделения эксплуатационных объектов.

Классификация неоднородности И. П. Чоловского.

Классификация неоднородности Чоловского. Он выделяет 2 вида неоднородности:

А) Макро-неоднородность – пространственное распределение коллекторов и неколлекторов в объеме залежи, разделяет на 2 вида:

- По толщине пласта (вертикальная неоднородность) – проявляется в случае присутствия в разрезе нескольких продуктивных пластов, причем в разных участках залежи их количество может быть разным.

- По простиранию пласта (площадная неоднородность) – проявляется в изменчивости нефтенасыщенных толщин вплоть до нуля и наличий зон выклинивания.

Графическое представление – по толщине (на геологическом профиле или схеме корреляции), по простиранию (по картам распространения коллекторов и карты толщин (изопахит)). Качественные показатели макро-неоднородности: Коэффициент расчлененности (К_р) – показывает число проницаемых прослоев, вскрытых в каждой отдельной скважине К_р=h_эф/h_общ. Коэффициент распространения коллектора – показывает степень прерывистости в распространении пласта К_р.к.=S_к/S_общ

Б) Микро-неоднородность – показатель изменчивости ФЕС коллекторы в пределах залежи. Выделяют неоднородность: по пористости, по проницаемости, по нефтенасыщенности. По проницаемости выделяют: зональную неоднородность, которая описывает изменчивость проницаемость по площади, и слоистую неоднородность – описывает изменение проницаемости по разрезу. Графически можно представить в виде карт пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, а также карт распространения коллекторов с разной степенью продуктивности.

Изучение неоднородности позволяет:

При проектировании разработки и подсчете запасов	В период разработки залежи
1. Моделировать форму залегания коллекторов	1. Квалифицированно планировать и проводить мероприятия геолого-промыслового контроля.
2. Конкретизировать места слияния пластов как возможные зоны перетока флюидов	2. Детально оценивать охват залежи процессом дренирования (бурения)
3. Определить целесообразность выделения эксплуатационных объектов	3. Обоснованно реализовывать технологические мероприятия по увеличению эффективности разработки
4. Обосновывать эффективное расположение добывающих скважин на залежи	4. Выбирать опытные участки для проведения новых способов воздействия на пласты.