Оценка неоднородности пластовых систем

Под неоднородностью продуктивных пластов понимают изменчивость формы залегания и физических свойств коллекторов в пределах продуктивного пласта, оказывающую существенное влияние на распределение запасов в объеме залежи и условия их выработки.

Микронеоднородность - это показатель изменчивости коллекторских свойств среды, насыщенной УВ – проницаемости, пористости, нефтегазонасыщенности, вещественного состава и др.

Выделяют следующие виды микронеоднородности:

· литологическую,

· гранулометрическую,

· упаковочную,

· цементационную,

· минеральную,

· по проницаемости,

· по пористости.

Наибольший интерес представляет микронеодность по проницаемости: зональная и послойная.

Макронеоднородность – пространственное распределение коллекторов и неколлекторов в объеме залежи.

Два основных проявления макронеоднородности:

· расчлененность продуктивного горизонта на разобщенные пласты и прослои,

· прерывистость отдельных пластов и прослоев по площади.

Расчлененность горизонта сказывается на охвате воздействием пород-коллекторов по разрезу и является определяющим фактором при выделении эксплуатационных объектов, оценивается коэффициентом расчлененности:

, где Σn-число прослоев во всех скважинах; N-число скважин;

К_р показывает среднее число проницаемых прослоев, слагающих горизонт.

Характер неоднородности отражает коэффициент песчанистости К_п, равный отношению суммарной эффективной толщины всех проницаемых пластов и пропластков во всех скважинах к общей суммарной толщине горизонта Н_общ:

К_п= .

К_п можно представить в виде отношения объема эффективной части продуктивного пласта V_эф к общему объему горизонта V_общ. К_п показывает, какую долю занимают коллекторы в общем объеме продуктивного горизонта.

Прерывистость пластов сказывается на охвате воздействием по площади; учитывается при выборе метода воздействия на пласт, при выборе положения рядов добывающих скважин. Для количественной оценки степени прерывистости пласта по площади (замещения его коллекторов непроницаемыми породами) используют коэффициент распространения пород-коллекторов:

К_s=S_к/S_общ, где S_к - площадь развития коллекторов, S_общ – общая площадь развития пласта в пределах внешнего контура нефтеносности. К_s определяют по картам распространения коллекторов.

Под коэффициентом литологической связанности или слияния К_с понимается отношение площадей (участков) слияния пропластков к общей площади залежи в пределах контура нефтеносности.

, где - площадь, в пределах которой песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями; - общая площадь залежи; - среднее максимальное число песчаных пропластков, наблюдаемое в разрезе данного пласта (горизонта).

В качестве меры макронеоднородноти, учитывающей и расчлененность и песчанистость, применяют комплексный показатель – коэффициент макронеоднородности:

К_м= , где n-кол-во проницаемых прослоев; h_i – мощность вскрытых скважинами проницаемых прослоев; характеризует расчлененность объекта на единицу мощности пород-коллекторов.

Для изучения и оценки сложности строения прерывистых, фациально-изменчивых пластов применяют коэффициент сложности:

K_сл=Р_к.н./Р_з, где Р_к.н. - периметр (длина) границ замещения коллекторов на неколлекторы; Р_з – периметр залежи.

4. Разведка нефтяных оторочек (шпоры + интернет).

При разведке газового месторождения обязательно дается заключение о наличии нефтяных оторочек и одновременно с разведкой газовой залежи проводится разведка оторочки.

Если при разведке газовой или газоконденсатной залежи установлено наличие нефтяной оторочки и несколькими скважинами подтверждено ее промышленное значение, то проектируется ее детальная разведка с учетом морфологического строения и мощности.

Нефтяная оторочка — нефтяная часть газонефтяной или газоконденсатно-нефтяной залежи, размеры и геологические запасы которой намного меньше газовой (газоконденсатной) части двухфазной залежи. В зависимости от размеров нефтяные оторочки разделяют на промышленные и непромышленные. По условиям залегания относительно газовой части залежи выделяют подстилающие и окаймляющие нефтяные оторочки. Залежи с нефтяной оторочкой разрабатываются как газовые (газоконденсатные) залежи, если оторочка имеет непромышленное значение; как газо- (газоконденсатно)-нефтяные — в случае её оценки в качестве промышленной.

Оторочки бывают:

· массивные,

· кольцевые,

· клиновидные.

Разведка массивных оторочек ведется одновременно с газовой залежью. В скважинах, вскрывших пласт с нефтью и газом проводится раздельное опробование. Расстояние между разведочными скважинами зависит от соотношения запасов нефти и газа в двухфазной залежи, от сложности строения и величины запасов. В среднем они должны превышать в 1,5 раза принятые в данном районе расстояния между нефтяными разведочными скважинами. Участки ОПЭ выбираются в присводовой и крыльевой частях залежи.

Кольцевые нефтяные оторочки рекомендуется разведывать короткошаговыми профилями из 3-5 скважин, ориентированными в крест простирания изогипс. Профиль скважин разбуривается по восстанию и падению пласта от разведочной (поисковой) скважины, вскрывшей оторочку и давшей промышленный приток нефти. Разведку кольцевых оторочек рекомендуется проводить как профильными скважинами с расстояниями между ними 500-600 м, так и единичными скважинами по периметру оторочки, с размещением последних на разных гипсометрических отметках и расстояниями 1-4 км друг от друга.

Клиновидная оторочка может образоваться:

1) при движении воды;

2) при переформировании структуры (тектоника);

3) при изменчивости литологии.

При разведке строят карты приведенных давлений. Первые разведочные скважины размещают в районе той скважины, где получена нефть, на линиях, перпендикулярных линиям равных приведенных давлений (гидроизопьез). Клиновидная оторочка может быть как массивной, так и кольцевой. Второй профиль скважин закладывается на структуре а районе наименьших давлений или гидроизопьез, а расстояния между скважинами принимается близким к расстоянию между эксплуатационными скважинами. Перпендикулярно второму разбуривается третий профиль скважин. Между профилями закладываются одиночные разведочные скважины.

*Кол-во скважин: исходя из площади и выбранной плотности сетки.