14.1 Геометризація покладів нафти і газу. Показники мікро- та макронеоднорідності продуктивних пластів-колекторів.

Під геометрією надр прийнято розуміти науку про просторово-геометричні закономірності розміщення форм порід і корисних копалин, умов їх залягання, фізико-хімічних та інших властивостей і процесів, які відбуваються в надрах в процесі розробки.

В результаті геометризації покладів нафти і газу одержують просторову (об`ємну) геолого-технологічну модель родовищ з часовими зрізами (динамікою) їх стану в процесі розробки.

Така модель повинна постійно вдосконалюватись, починаючи від пошуково-розвідувальної стадії і до завершення експлуатації. Вона має постачати необхідну інформацію щодо руху запасів (початкові видобувні, поточні, залишкові), дозволяти оцінювати ефективність розробки і обгрунтовувати заходи з підвищення нафтовіддачі та видобутку газу і конденсату.

Для визначення геологічної мікронеоднорідності застосовують характеристики статистичного розподілу гранулометричного складу породи-колектора. В першу чергу це так звані коефіцієнти Траска (Л.Б. Рухін, 1947): середньоарифметичний і медіанний розмір зерен Md, коефіцієнт відсортованості S_o і коефіцієнт асиметрії S_k. Різні умови седиментації, а саме віддаленість від джерела зносу, довжина шляху транспортування частинок водними потоками, кратність перевідкладання, а також гідродинаміка водних мас формують зерна породи з різними переважаючими розмірами, співвідношенням діаметрів зерен та окатаністю. Вихідні дані по вмісту фракцій з різним діаметром зерен одержують ситовим аналізом [2-3].

Коефіцієнти Траска кореляційно зв`язані з пористістю, структурою порового простору (розміри і форма пор), проникністю. Тому вони використовуються як додаткові індивідуальні характеристики колекторів. Підкреслимо, що такі коефіцієнти добре працюють за умови, що в породі збереглись основні риси первинно-седиментаційного розподілу частинок. Інтенсивно перетворені катагенетичними процесами породи менш придатні для їх застосування.

Для одержання вказаних коефіцієнтів використовують програмні продукти «Статистика», «МатЛаб» і інші.

Коефіцієнти Траска дозволяють не тільки порівнювати гранулометричний склад порід, але й у ряді випадків робити висновки про умови їх утворення. Так, наприклад, збільшення середнього розміру зерен свідчить про зростання швидкості руху середовища переносу (вода, вітер), а зменшення вказує на тривале багаторазове перевідкладання.

Геологічні неоднорідності більш високого ієрархічного рівня, ніж прошарок або пласт. До них відносяться система гідродинамічно зв`язаних прошарків в одному експлуатаційному об`єкті, або гідродинамічно не зв`язані пласти, кожен з яких являє собою підсистему гідродинамічно зв`язаних прошарків. Такі об`єкти утворюють в свою чергу систему пластів, що складає поклад в цілому. Для них найширше використовують показники, запропоновані і апробовані рядом дослідників (Ю.П. Борисов та ін., 1976, В.В. Воїнов та ін., 1966, Е.Н. Сьомін, 1962, В.В. Стасенков та ін., 1972):

– коефіцієнт відносної піщанистості (в межах розрізу однієї свердловини) К_піщ

К_піщ = h_еф / h_{заг ,}

де h_еф – товщина піщаного прошарку, h_заг – загальна товщина інтервалу розрізу;

– коефіцієнт розчленованості (для покладу в цілому) К_р

,

де n – кількість піщаних прошарків в окремій свердловині; N – загальна кількість свердловин, які розкрили колектор;

– коефіцієнт виклинювання, який показує частку товщини прошарків колектора, що виклинюються К_л:

К_л = h_викл / h_еф

за відсутності прошарків, що виклинюються, К_л = 0, за виклинювання всіх прошарків К_л = 1;

– коефіцієнт витриманості К_в = 1 - К_л , характеризує частку неперервної товщини пласта по площі.

Під час визначення перелічених коефіцієнтів враховуєтся товщина піщаних прошарків-колекторів або їх частка у розрізах свердловин. Неоднорідність фільтраційно-ємнісних властивостей колекторів, яка є визначальним фактором при розробці покладів, в перелічених коефіцієнтах не враховується.