6. Вопрос

ВИДЫ НЕОДНОРОДНОСТИ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНЫХ ПОРОД. УЧЕТ И ОТОБРАЖЕНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ

Все реальные продуктивные пласты обладают свойственной им особенностью, а именно изменчивостью состава и свойств по всему объему. Эту изменчивость нельзя называть анизотропией, так как последняя характеризуется изменением физических свойств в различных направлениях. В продуктивных пластах наряду с изменением физических свойств наблюдается изменение литолого-фациального и минералогического состава, изменение агрегативного состояния слагающих пород и вмещающих жидкостей и т.д. С этой целью для характеристики изменчивости продуктивного горизонта в объеме нефтяной залежи ввели понятие «неоднородности».

Неоднородностью продуктивных пластов называется изменчивость литолого-фациального и минералогического состава, агрегативного состояния и физических свойств пород, слагающих продуктивные пласты.

На сегодняшнем этапе изученности неоднородности не возможно обоснованно подобрать универсальный критерий или меу для оценки неоднородности. В первом приближении для сравнительной оценки неоднородности ввели понятие степени и характера неоднородности.

Под степенью неоднородности продуктивных пластов понимают диапазон изменения литолого-фациального, минералогического состава или коллекторских (физических) свойств. Степень неоднородности является количественной оценкой неоднородности.

к1 = 0,10 – 0,25 мкм2 к2 = 0,10 – 0,85 мкм2

Под характером неоднородности продуктивных пластов понимают плотность распределения геолого-физических свойств в диапазоне их изменения. Характер неоднородности является в первую очередь качественной, а во вторую очередь, и количественной оценкой неоднородности.

К1 = 0,10 – 0,85 мкм2 к2 = 0,10 – 0,85 мкм2

Классификация неоднородности

I. Литолого-фациальная неоднородность продуктивного пласта:

1. Минералогическая неоднородность

2. Гранулометрическая (агрегативная) неоднородность

3. Неоднородность по толщине горизонта в целом

4. Неоднородность по толщине пластов, входящих в горизонт

Для сравнительной количественной оценки этого типа неоднородности используют специальные коэффициенты:

а) коэффициент песчанистости – это отношение объема песчаников к общему объему пород, слагающих горизонт:

Кп = Vп / V = hп / H

б) коэффициент расчлененности – это отношение числа пробуренных скважин к суммарному числу песчаных пропластков, вскрытых скважинами:

Кр = N / ∑n

в) коэффициент литологической связанности – это отношение части площади залежи, где пласт представлен монолитным нерасчлененным песчаником к общей площади залежи:

Клс = Fm / F = Nm / N, где

Nm – число скважин, вскрывших монолитный пласт

N – общее число скважин

II. Неоднородность по физическим (коллекторским) свойствам пласта:

1. Неоднородность по проницаемости

2. Неоднородность по пористости

3. Неоднородность по распределению начальной водо - и нефтенасыщенности

4. Порометрическая неоднородность или микронеоднородность

5. Неоднородность по проводимости пласта, коэффициенту продуктивности, гидропроводности и т.д.

III. Неоднородность, применяемая в гидродинамических расчетах:

1. Слоистая неоднородность – это изменение осредненных по слоям значений параметра в зависимости от толщины пласта.

2. Зональная неоднородность – это изменение по площади залежи осредненных по толщине значений параметра пласта.

3. Пространственная (объемная) неоднородность – это изменение параметра пласта во всем объеме продуктивного пласта.

Слоистая и зональная неоднородность, как правило, связаны с процессом седиментации и носят слабую, но закономерность. Пространственная неоднородность носит случайный характер и поэтому может быть оценена на основе применения теории вероятности.