Кровля и подошва: 1 – пласта, 2 – прослоя, 3 – коллектор, 4 – неколлектор; а – в – индексы пластов-коллекторов.

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

Рис. 29. Фрагмент карты рас­пространения коллекторов од­ного из пластов горизонта:

1 — ряды скважин: Н — нагнетательных, Д — добыва­ющих; 2 — границы распро­странения коллекторов; 3 — границы зон слияния; участ­ки: 4 — распространения коллекторов, 6 — слияния пласта с вышележащим плас­том, 7 — слияния пласта с нижележащим пластом.

(V.19)

Где — эффективная толщина пласта в скважине; N — число скважин;

коэффициент литологической связанности, оценивающий степень слияния коллекторов двух пластов (прослоев),

(V.20)

где F_CB — суммарная площадь участков слияния; F_K — пло­щадь распространения коллекторов в пределах залежи;

коэффициент распространения коллекторов на площади залежи, характеризующий степень прерывистости их залега­ния,

(V.21)

- суммарная площадь зон распространения коллекто­ров пласта (прослоя);

коэффициент сложности границ распространения коллек­торов пласта

(V.22)

где — суммарная длина границ участков с распростране­нием коллекторов; П — периметр залежи (длина внешнего контура нефтеносности);

три коэффициента, характеризующие зоны распростра­нения коллекторов с точки зрения условий вытеснения из них нефти:

(V.23)

Где , , — соответственно коэффициенты сплошного распространения коллекторов, полулинз и линз; F — сум­марная площадь зон распространения коллекторов; Fспл — площадь зон сплошного распространения, т.е. зон, получаю­щих воздействие вытесняющего агента не менее чем с двух сторон; Fпл — площадь полулинз, т.е. зон, получающих одно­стороннее воздействие; Fл — площадь линз, не испытываю­щих воздействия;

. (V.24)

На рис. 20 стрелками показаны направления воздействия вытесняющего агента на зоны коллекторов с разными усло­виями залегания.

Комплекс названных коэффициентов дает достаточно представительную картину макронеоднородности.

Для характеристики макронеоднородности пласта по площади применяются статистические числовые характерис­тики. Так, используются дисперсия σ² статистической сово­купности с качественным признаком, с помощью которой оценивается пространственная выдержанность пластов:

(V.25)

где ; — число скважин, вскрывающих коллек­тор; N — общее число пробуренных скважин.

В табл. 2 приведены вычисленные В.А. Бадьяновым значе­ния для пластов горизонта Д1 по двум площадям Ромашкинского месторождения.

Для характеристики макронеоднородности горизонта Д1 в целом в пределах площади вычисляется

где .

Для приведенных в табл. 2 площадей соответственно равны 0,17 и 0,19. Следовательно, макронеоднородность го­ризонта Д1 на Миннибаевской площади несколько больше, чем на Альметьевской.

Во ВНИИнефти предложен ряд коэффициентов макроне­однородности по площади и по объему, производных от или ω и К_св.

Изучение макронеоднородности позволяет решать следу­ющие задачи при подсчете запасов и проектировании разра­ботки:

моделировать форму сложного геологического тела (по­род-коллекторов), служащего вместилищем нефти или га­за;

выявлять участки повышенной толщины коллекторов,

Таблица 2

Пласт		ω		Пласт		ω
Альметьевская площадь				Миннибаевская площадь
А Б В Г Д	129 133 97 146 106	0.82 0.84 0.61 0.92 0.67	0.14 0.12 0.23 0.06 0.21	А Б В Г Д ДД	195 289 295 390 305	0.48 0.72 0.73 0.97 0.76	0.24 0.20 0.19 0.02 0.18
Примечание: для Альметьевской площади N=157, для Миннибаевской N=401.

возникающей в результате слияния прослоев (пластов), и со­ответственно возможные места перетока нефти и газа между пластами при разработке залежи;

определять целесообразность объединения пластов в еди­ный эксплуатационный объект;

обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скважин;

прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разра­боткой;

подбирать аналогичные по показателям макронеоднород­ности залежи с целью переноса опыта разработки ранее освоенных объектов.

В процессе разработки залежей знание макронеоднород­ности способствует:

• квалифицированному планированию и проведению промыслово-геологического контроля разработки;

• оценке фактического охвата залежи процессом дрениро­вания;

• обоснованию и реализации технологических мероприятий по регулированию разработки для повышения их эффектив­ности;

• выбору идентичных, опытных и эталонных участков для проведения и оценки результатов опытно-промышленного испытания новых процессов разработки;

• обоснованному группированию залежи при обобщении опыта их разработки.

Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в грани­цах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводоро­дов. Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости. Для изучения микронеоднородности исполь­зуют данные определения этих параметров по образцам по­род и геофизическим данным.

Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два основных способа — вероятностно-статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные ин­терпретации геофизических исследований скважин.

Вероятностно-статические методы обычно применяются при эмпирических гидродинамических расчетах. Из них наи­более распространен метод анализа характеристик распреде­ления того или иного фильтрационно-емкостного свойства пород, слагающих продуктивные пласты.

Изучение законов распределения свойств нефтегазонос­ных пластов показало общность форм гистограмм и полиго­нов распределения одних и тех лее свойств для различных геологических условий. Это свидетельствует о том, что ста­тистические распределения значений признаков по интерва­лам существуют объективно и что эти распределения пред­ставляют характеристику структуры пород на микроуров­не. Все разнообразие форм распределений свойств нефте­газоносных пластов сводится к пяти основным типам (рис. 30).

В результате теоретического анализа установлено, что по­ристость терригенных и карбонатных коллекторов подчиня­ется закону нормального распределения. Значения начальной нефтенасыщенности распределяются по еще не установлен­ному закону, отличающемуся от закона нормального распре­деления. В распределении проницаемости отмечается резкая и далее крайняя левая асимметрия.

В связи с особой важностью изучения изменчивости про­ницаемости предприняты попытки свести эмпирическое рас­пределение ее значений к какому-либо функционально-нормальному. В настоящее время при решении практических задач для описания распределения проницаемости чаще всего используют логарифмически нормальный закон.

Для количественной оценки микронеоднородности широ­ко используются также числовые характеристики распреде­лений случайных величин, такие как

Рис. 30. Основные типы кривых распределения значений геологических признаков.

х — значения переменной величины; р — частость; распределение: 1 — симметричное, 2 — левоасимметричное, 3 — правоасимметричное, 4 — крайнеасимметричное, 5 — гиперболоподобное

среднее квадратическое отклонение

(V.26)

коэффициент вариации

(V.27)

среднее абсолютное отклонение

(V.28)

вероятное отклонение

(V.29)

энтропия

(V.30)

где x_t — i-e значение признака; х — среднее арифметическое значение признака; Q₁ — первый или нижний квартиль, т.е. значение признака, меньше которого в данной совокупности 1/4 всех значений; Q₃ — верхний квартиль, т.е. значение признака, меньше которого 3/4 всех значений; п — общее число значений признака; P_i — вероятность (или частность, доля) значения x_i.

Необходимо четко представлять, что энтропия и осталь­ные числовые характеристики отражают разные стороны неоднородности. Покажем это на следующем условном при­мере.

Допустим, что имеются три совокупности образцов кар­бонатных пород. В 1-ю совокупность входят образцы с открытой пористостью , имеющей только два различных значения, во 2-ю — образцы с пористостью, принимаю­щей четыре разных значения, и в 3-ю — шесть разных зна­чений.

Примем, что в каждой совокупности количество образцов с одинаковыми значениями пористости равно, т.е. равны от­носительные частоты таких образцов. Пусть также во всех трех совокупностях будут одни и те же интервалы изменения

Рис. 31. Соотношение значений пористости образцов трех совокупностей:

/, II, III — совокупности соответственно с двумя, четырьмя и шестью значе­ниями пористости: а и б — варианты соотношения пористости во 2-й и 3-й совокупностях

пористости (т.е. размах R) и среднее значение ; R = 8; = 6. Характеристики всех трех совокупностей с воз­можными вариантами (а и б) приведены на рис. 31 ив табл. 3.

От 1-й совокупности к 3-й σ и ω убывают, а Н( ) возрастает.

Таблица 3

Характеристики трех совокупностей образцов для условного примера

Совокупность		Число возможных значений	Относительная частота возможных значений	Возможные значения	σ	ω	Н( )
Номер	Вариант
1 2 3	- а б а б	2 4 4 6 6	1/2 1/4 1/4 1/6 1/6	10 2 2 2, 3, 4, 8, 9 2, 4, 5, 7, 8, 10	4,00 3,16 3,05 3,11 2,64	67 53 51 52 44	0,69 1,10 1,10 1,79 1,79

Рассмотренный пример раскрывает важное различие стати­стических характеристик геологической неоднородности. Эн­тропия Н отражает неоднородность совокупности образцов по числу разных значений пористости, т.е. является прямой мерой неоднородности. Среднее квадратическое отклонение о и коэффициент вариации ю отражают интенсивность не­однородности, т.е. являются ее опосредованной мерой.

В табл. 3 приведены характеристики интенсивности мик­ронеоднородности терригенных отложений горизонта Д1 на некоторых площадях и месторождениях Татарии и Башки­рии.

Из данных таблицы следует, что для терригенных коллек­торов наиболее интенсивно изменяется проницаемость, наи­менее интенсивно — нефтенасыщенность. Вместе с тем не­однородность пород по проницаемости больше, чем по по­ристости.

Г рафически микронеоднородность отображают на деталь­ных профилях и картах, характеризующих и макронеодно­родность. В качестве примера приведен профиль на рис. 32,

Рис. 32. Отображение макро- и микронеоднородностей на геологическом разрезе (на примере фрагмента горизонта XIII месторождения Узень).

Кровля и подошва: 1 — пласта; 2 — прослоя; 3 — условные границы между частями пласта с различной проницаемостью; проницаемость, мкм²: 4 — < 0,01; 5 - 0,01-0,05, 6 - 0,05-0,1; 7 - 0,1-0,4; 8 - > 0,04; 9 - непроница­емые породы; а — з — индексы пластов

где показано распределение проницаемости в пределах XIII горизонта месторождения Узень по толщине и по линии профиля. В границах залегания пород-коллекторов выделены пять интервалов зон с разной проницаемостью. Видно боль­шое несоответствие зон с различной проницаемостью плас­тов в плане, что создает сложности для извлечения запасов из всех пластов горизонта при осуществляемой совместной их разработке одной серией скважин.

Поскольку геологический профиль не дает представления об изменении свойств пластов по площади, для каждого из них строят специальную карту.

На карту наносят граничные значения изучаемого свойства (проницаемость, пористость и др.) или изолинии значений изучаемого параметра, что позволяет показать их изменение по площади залежи.

На рис. 33 приведен фрагмент карты для одного из пластов

Рис. 33. Фрагмент карты распространения коллекторов разной продуктив­ности пласта Тл_2а Павловского месторождения:

1 — граница зоны распространения коллекторов; 2 — внешний контур нефтеносности; коллекторы: 3 — непродуктивные; 4 — низкопродуктивные; 5 — среднепродуктивные; 6 — высокопродуктивные; 7 — скважины

Павловского месторождения Пермской области, на кото­рой показано распространение коллекторов с разной про­дуктивностью. Из карты следует, что по периферии залежи пласт в основном сложен среднепродуктивными породами, в центре располагается зона высокопродуктивных коллекто­ров, а по большой части площади залежи без четко выра­женной закономерности фиксируются сравнительно неболь­шие участки с низкопродуктивными или непродуктивными коллекторами и зоны отсутствия коллекторов.

Серия таких карт, построенных для всех пластов продук­тивного горизонта, дает объемное представление о характере изменения свойств пластов в пределах залежи.

Такие карты широко применяются при моделировании процессов фильтрации на ЭВМ для расчета технологических показателей и создания постоянно действующих динамичес­ких моделей.

Изучение микронеоднородности позволяет:

• определять кондиционные пределы параметров продук­тивных пород;

• прогнозировать при проектировании разработки характер и темп включения в работу различных частей залежи и соот­ветственно процесс обводнения скважин и добываемой про­дукции из залежи в целом;

• оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не вовлеченные в разработку, и обосновать мероприятия по улучшению использования недр.