Запитання до лекції

1. Що таке неоднорідний колектор?

2. Як неоднорідність порід впливає на інформативність методів ГДС?

3. Назвіть технічні причини викривлення результатів методу БКЗ.

4. Як впливає шарувата глинистість на покази електричних методів?

5. Наведіть приклад розрахунку параметра насичення (Р_н) порід при наявності шаруватої глинистості.

6. Як впливає глинистість та неоднорідність колекторів на покази методу ПС.

Лекція № 6 визначення неоднорідності порід-колекторів методами гдс

Труднощі, які виникають при пошуку та розвідці нафтогазових родовищ у внутрішній та зовнішній зонах Передкарпатського прогину, пов’язані із складною геологічною будовою Карпатської нафтогазоносної провінції, а також із неоднорідним літологічним складом порід-колекторів. Для розв’язку цих проблем необхідно знати ймовірний мінеральний склад твердої фази породи, умови формування гірських порід, їх колекторські властивості.

У більшості випадків колекторами нафти і газу є піщано-алевритисті породи, розділені між собою глинистими прошарками. Сформувались такі літотипи в умовах мілководного шельфу епіконтенентального басейну. Основними факторами, які визначали характер осадонакопичення були коливні рухи, а також зв’язані з ними трансгресії та регресії мілкого моря. Пульсаційний характер погружень визначив ритмічність осадонакопичення, періодичність накопичення піщано-алевритистого та глинистого матеріалу, визначив степінь неоднорідності пластів, що виповнюють геологічні розрізи.

Неоднорідність порід-колекторів можна поділити на два види:

1. Макронеоднорідність

2. Мікронеоднорідність

Під макронеоднорідністю пластів розуміють мінливість характеристик пласта, які визначають форму тіла, умови залягання порід та зміну їх літолого-фізичних властивостей.

Мікронеоднорідність характеризує зміну фізичних та петрофізичних властивостей порід-колекторів у залежності від їх мінералогічного складу та мікроструктури і насичення (пористості, проникності нафтогазонасичення і ін.).

По напрямку зміни та розповсюдження неоднорідностей виділяють:

• горизонтальну (зональну) неоднорідність;

• вертикальну (прошаркову) неоднорідність

У геології горизонтальну неоднорідність визначають як геолого-геофізичними методами, так і лабораторними петрофізичними та петрографічними дослідженнями.

За результатами ГДС визначають мінливість літологічного складу порід по розрізу, оцінюють відмінності їх фізичних та петрофізичних параметрів. Така оцінка здійснюється в більшості випадків по вертикалі. Горизонтальний розподіл різних фізичних параметрів, визначається комплексом методів, які узагальнюють результати геологічних, петрофізичних, петрографічних та геофізичних досліджень. Слід відмітити, що неоднорідність як самої геологічної будови по вертикалі, так і неоднорідність мінералогічного складу порід-колекторів суттєво впливає на їх гідродинамічні властивості, призводить до зниження інформативності методів ГДС.

Для кількісної оцінки геологічної мікронеоднорідності використовують наступні параметри:

• коефіцієнт відносної піщанистості (К_піщ) – відношення ефективної товщини пластів-колекторів до загальної товщини пластів, що прослідковуються у геологічному розрізі;

• коефіцієнт розчленування (К_р) – відношення суми числа прошарків порід-колекторів по всіх свердловинах до всього числа свердловин, які розкрили породу-колектор. Визначається для покладу;

• коефіцієнт виклинювання (К_вик.) – виражає долю товщини прошарків порід-колекторів, які виклинюються у ефективній товщині пласта геолого-розвідувальної свердловини;

• коефіцієнт витриманості (К_вит) – виражає долю безперервної товщини пласта-колектора по площі (К_вит=1-К_вик.).

Для кількісної оцінки вертикальної неоднорідності геологічного розрізу використовують статистичні параметри та характеристики (середнє значення пошукового параметра, коефіцієнт варіації, який характеризує ступінь мінливості пошукового параметра.

Кількісна оцінка однорідності порід, що виповнюють геологічний розріз, може бути охарактеризована такими параметрами:

• коефіцієнтом варіацій значень I_jj, I_nj, T_n, _п, U_пс;

• середніми значеннями і коефіцієнтами варіацій К_п визначеного за результатами ГДС;

• величиною відносної (_гл) та об’ємної (К_гл) глинистості, їх коефіцієнтом варіації.

Вище перераховані параметри та характеристики визначають розподіл пошукового параметра, але не враховують характер розчленування геологічного об’єкту. Е.А. Нейман запропонував показники, які ліквідують цей недолік при їх врахуванні. До таких показників належить:

1. Коефіцієнт середнього вертикального розчленування геологічного об’єкта, який характеризує середню частоту чергування по глибині прошарків та окремих пластів з різними фізичними, літологічними, петрофізичними властивостями:

, (6.1)

n_{екстр .}– число екстремумів на геофізичній діаграмі зміни параметра; Н – інтервал підрахунку числа екстремумів.

2. Коефіцієнт середньої вертикальної мінливості характеризує зміну сум

, (6.2)

модулів відносних змін пошукового параметру, які припадають на одиницю товщин. Розмірність коефіцієнта І(м^-1).

3. Середня товщина геологічних об’єктів, які розрізняються за фізичними властивостями Н_сер=1/Р.

Перевага цих параметрів, над вищеприведеними (К_р, К_{піщ віднос.}), полягає у обгрунтованій об’єктивній оцінці неоднорідності породи-колектора.