8.6 Определение кондиционных пределов продуктивных пластов.

Кондиционные – это нижние значения пористости. проницаемости, эффективной толщины при которых получают промышленные притоки нефти и газа.

Основными параметрами, позволяющими оценить кондиционные свойства пласта является продуктивность и удельная продуктивность. Анализ данных для оценки кондиционных пределов начинается с исследования первых разведочных скважин по объекту разработки. Одновременно с установлением продуктивности пласта определяются его толщина, проницаемость, пористость и такие характеристики, как альфа СП, параметр, характеризующий глинистость пласта ( по гамма каротажу), отношение показаний микро-потенциал зонда и микро-градиент зонда ( чем больше это отношение, тем лучше пласт-коллектор)

Сначала проводится опробование в скважинах и определяется влияние того/иного коллектора на продуктивность скважины

К прод.уд.= Кпрод/Нэф

Устанавливается зависимость между коэффициентом продуктивности и коэффициентом проницаемости, а затем зависимость между логарифмом проницаемости и пористостью.

Для добывающих скважин устанавливается зависимость между коэфф. прод. и альфа СП, а затем между альфа СП и Кпр

Р=Нэф*Lсп Нконд=Нэф*Lсп

альфа ПС – отношение зн-ий Пс изучаемого пласта к зн-ям ПС опрного пласта

8.4 Геологическая неоднородность продуктивных пластов, методы ее изучения.

Под геологической неоднородностью следует понимать непостоянство, изменчивость литологического состава, коллекторских свойств и фациальной изменчивости пород-коллекторов

Вся геологическая неоднородность делтся на:

1.Микронеоднородность ( связана с изменчивостью коллекторских свойств, фациального состава, коэффициента отсортированности)

2.Макронеоднородность ( связана с расслаиванием прод. пласта, с резким фациальным замещением)

1. Раслаивание на редкие проницаемые пропластки продуктивных пластов

2. Замещение песчаников продуктивного пласта глинистыми породами на каких-то участках изучаемой площади

3.Замещение прод. пласта в кровельной части залежи (а), в подошвенной (б), на всем протяжении (в)

1. Площадные геологические неоднородности

неоднородности, связанные с замещением в переклинальных или краевых частях структуры

неоднородности, связанные с развитием зон замещения пласта в сводовой части структуры

Закономерное размещение прод.пласта плотными породами между сводовой частью и крыльями структуры

Локальные неоднородности, зависят от условий осадкообразования

Устанавливается неоднородность по корреляции (детальной) при помощи стр. зональных карт.

Существуют коэффициенты, характеризующие неоднородность пласта

1. коэффициент расчлененности

Кр=sum(ni)/N (сумма всех проницаемых пропластков, деленная на количество скважин)

2.коэффициент песчанистости

Кпч=sum(hэф)/sum(Hо) (сумма всех эффективных пропластков на общие толщины. показывает какая часть прод. пласта представлена песчаниками, какая глинами. Строится карта песчанистости.

3.Коэффициент выдержанности

Квыд= sum(fi)/S ( сумма площадей распространения пласта к общей площади залежи)

4. Коэфф. связанности

Ксвяз = sum( fi )/ F ( площадь гидродинамических окон к площади всей залежи в пределах внешнего контура нефтеносности)

5. Коэффициент полной геологической неоднородности

V²= ((1+Vз)²*(1+Vп)²*(1+Vг²)-1) – квадрат коэффициента вариации

Vn – послойная неоднородность, связанная с расслоением пласта по разрезу и рассчитывается поданным дебитометрии, керна, геофизики

Vз – зональная неоднородность, изменение коэффициента продуктивности по площади залежи или между соседними скважинами.

Vг – геометрическая неоднородность, изменением неод.пласта по площади залежи