Лекция 8

8.1. Показатели геологической неоднородности пластов

Неоднородность пластов можно охарактеризовать и оценить посредством ряда показателей, отображающих особенности геологического строения залежи. В настоящее время предложены различные показатели, характеризующие степень геологической неоднородности и изменчивости параметров продуктивных пластов². Причем существуют показатели, характеризующие не только макро‑, но и микронеоднородность пластов.

Показатели макронеоднородности пластов по цели использования можно разделить на две условные группы:

1. показатели, позволяющие проводить сравнительную оценку степени неоднородности и изменчивости параметров пластов;

2. показатели, используемые в гидродинамических расчетах при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений.

Условность такого разделения заключается в том, что ряд показателей первой группы для определенных условий применяются и при количественной оценке неоднородности пластов для учета их при проектировании.

К показателям первой группы, используемым для сравнительной оценки степени геологической неоднородности пластов, кроме уже известных коэффициентов относительной песчанистости, расчлененности и литологической связанности³, относятся коэффициенты распространения, прерывистости, а также коэффициент Лоренца⁴ и коэффициент неоднородности, предложенный Поласеком и Хатчинсоном⁵. Ниже приводится краткая характеристика названных показателей.

Коэффициент относительной песчанистости К_п представляет собой отношение эффективной мощности к общей мощности пласта, прослеживаемой в разрезе данной скважины, т. е.

Коэффициент расчлененности К_р определяется для залежи в целом и вычисляется путем деления суммы песчаных прослоев по всем скважинам к общему числу скважин, вскрывших коллектор

,

где - число прослоев коллектора в каждой скважине; N – общее число скважин, вскрывших коллектор.

Под коэффициентом литологической связанности или слияния К_с понимается отношение площадей (участков) слияния пропластков к общей площади залежи в пределах контура нефтеносности. По данным работы⁶, этот коэффициент предлагается вычислять по формуле:

,

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).

Для характеристики геологической неоднородности пластов, представленных переслаиванием песчаных, часто выклинивающихся, прослоев небольшой мощности с непроницаемыми породами предложено определять коэффициент выклинивания К_л, который показывает долю мощности выклинивающихся прослоев‑коллекторов h_выкл от эффективной мощности h_эф рассматриваемого пласта в разрезе скважины, т. е.

.

При отсутствии выклинивающихся прослоев этот коэффициент будет равен нулю и, наоборот, при выклинивании всех прослоев .

Для практических целей целесообразно применять коэффициент выдержанности К_в, представляющий собой долю непрерывной мощности пласта по площади. Он определяется, исходя из равенства:

.

Под геологической неоднородностью следует понимать изменение значений геолого-физических свойств пород на множестве всех элементарных геологических тел, выделенных по тем базисным признакам и на том иерархическом уровне, которые соответствуют цели исследования.