геология нефти и газа методичка+ вопросы

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для описания отношений между количествами различных элементов широко используются методы математической статистики, а также некоторые другие приемы количественной характеристики структуры, особенно на тех иерархических уровнях, на которых методы математической статистики оказываются неприменимыми.

при резкой невыдержанности пластов-

коллекторов

1 - скважина,

2 - пласт-коллектор

при 100 %-ном распространении пластов-

коллекторов и высокой степени их слияния

1 - скважина,

2 - пласт-коллектор

Рис.1. Варианты строения разреза с одинаковым коэффициентом расчлененности

121

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для возможности более детального изучения макро- и

микронеоднородности подразделяется на различные структурные иерархические уровни, в соответствии с этим уровням выделяют пять типов неоднородности: ультрамикронеоднородность, микронеоднородность,

мезонеоднородность, макронеоднородность и метанеоднородность

1.1.Ультрамикронеоднородность - 1 иерархический уровень

Ультрамикронеоднородность - уровень элементарного объема породы с оценкой минерального состава скелета и количества цементирующего вещества.

Глинистый

Неоднородность этого типа есть изучаемое по отдельному образцу свойство породы, структура которой геометрически, очевидно, показана быть не может, так как невозможно определить и зафиксировать положение в пространстве каждого элемента этого уровня, т. е. каждого минерального зерна.

Поэтому имеется возможность только количественного описания структуры.

Характеристикой ультрамикроструктуры породы является, прежде всего,

ее гранулометрический (механический) состав. Для большинства нефтесодержащих пород размеры частиц колеблются в пределах 0,01-1 мм.

Наряду с обычными зернистыми минералами в породе также содержатся глинистые и коллоидно-дисперсные частицы с размерами меньше 0,001 мм.

Гранулометрический состав пород изображают в виде таблиц или кривых суммарного состава, распределения зерен породы по размерам или гистограммы. Очевидно, что кривая суммарного состава представляет собой

122

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

график функции распределения или интегральную кривую распределения зерен по размерам.

Степень неоднородности породы по размерам слагающих ее зерен характеризуется коэффициентом неоднородности, равным отношению d60/d10,

где d60 и d10 – диаметры частиц, при которых сумма масс фракций с диаметрами, начиная от нуля и кончая данным диаметром, составляет соответственно 60 и 10 % от массы фракций. Коэффициент неоднородности зерен пород, слагающих нефтяные месторождения, обычно колеблется в пределах 1,1-20.

Важной характеристикой структуры образца пористой породы является распределений в нем зерен по размерам, от которого зависит размер пор.

Результаты изучения ультрамикронеоднородности используются при подборе фильтров для нефтяных скважин: размеры отверстий фильтра,

устанавливаемого для предотвращения поступления песка в скважину, должны соответствовать диаметрам частиц.

Информация об ультрамикронеоднородности учитывается при исследовании процессов вытеснения нефти водой или других вытесняющим агентом: от ультрамикронеоднородности зависит количество нефти,

остающейся в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок,

покрывающих поверхность зерен.

1.2.Микронеоднородность- 2 иерархический уровень

Микронеоднородностьуровень геологических тел, сложенных единым литологическим типом пород, в данном случае уровень песчаных пропластков..

При изучении структуры нефтегазоносного пласта на данном уровне в качестве элементов рассматривают образцы породы, по которым определяются ее коллекторские свойства.

123

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Характеристикой отдельного образца будет определенное по нему единственное значение каждого из тех геолого-физических свойств (литологии,

пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности и т. п.), изучение которых необходимо для решения стоящей перед геологом задачи.

Весьма информативным параметром геологической неоднородности на 1

и 2 иерархическом уровнях является глинистость породы-коллектора. Наличие глинистых минералов значительно влияет на формирование перового пространства песчано-алевритовых пород, а следовательно, на фильтрацию нефти через коллектор. При равномерном распределении глинистого цемента возрастает количество тупиковых пор, а сообщающиеся поры приобретают сложные очертания. Активность глинистых минералов обусловливается высокой величиной приведенной емкости поглощения, которая возрастает с увеличением дисперсности глинистых минералов. Величина приведенной емкости поглощения возрастает от каолинитовых к монтмориллонитовым глинам. От величины приведенной емкости поглощения зависят сорбционные и каталитические свойства минералов, которые в конечном счете определяют фильтрационные возможности коллектора.

Каталитические свойства минералов обусловливают сорбцию органических ионов активными участками поверхности минерала. Между сорбированными органическими ионами и глинистым минералом возникает связь, прочность которой изменяется в широких пределах в зависимости от размера органических ионов. Чем крупнее органические ионы, тем сильнее они адсорбируются поверхностью глинистого минерала, так как эти ионы, кроме кулоновских сил, удерживаются еще дополнительно силами Ван-дер-Ваальса,

которые увеличиваются с. увеличением размера органического иона.

Многие глинистые минералы изменяют свои свойства при заводнении коллекторов. Многочисленные опыты, проведенные на искусственных образцах пород с различной глинистостью, показали, что при снижении минерализации насыщающей воды ниже определенного критического значения происходит необратимое изменение их проницаемости. Особенно сильно

124

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

сказывается заводнение опресненными водами на коллекторы, содержащие примесь монтмориллонита. Если в крупнозернистый кварцевый песок добавить только 2 % монтмориллонита, то его проницаемость снизится в 10

раз, что подтверждает промысловый опыт.

Необходимо иметь ввиду, что вредное влияние воды, закачиваемой в пласт коллектор, в поровом пространстве которого находятся глинистые минералы, способные к внутрикристаллическому набуханию (монтмориллонит и в различной степени деградированные гидрослюды), на фильтрационные возможности пород тем меньше, чем более высокомолекулярные углеводороды содержатся в нефти. Эти высокомолекулярные углеводороды нефти, прочно закрепившись на обменных позициях, создают своеобразное защитное покрытие на глинистых минералах, препятствующее их разбуханию под действием воды, нагнетаемой в пласт.

Ввиду высокой активности глинистых минералов терригенных пластов,

оказывающих превалирующее влияние на многие свойства коллекторов,

глинистость пластов-коллекторов входит в состав моделей, оценивающих как петрографические зависимости, например, электропроводность горных пород,

пористость, проницаемость, водонасыщенность, так и в модели, оценивающие добывные характеристики пласта, например, абсолютно свободный дебит и продуктивность.

Коллекторские свойства: пористость, нефтенасыщенность и проницаемость – имеют тесные связи с глинистостью, которые могут быть достаточно надежно аппроксимированы линейными зависимостями. Толщина песчаных прослоев связана с относительной глинистостью менее тесно.

Таким образом, имеются тесные связи между активным компонентом коллектора - глинистым цементом, определяемым на 1 иерархическом уровне,

и коллекторскими свойствами пласта, определяемыми на 2 иерархическом уровне.

Из всего объема изучаемых пород может быть изготовлено огромное количество образцов, определить положение их всех в статистическом

125

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

геологическом пространстве невозможно. Следовательно, и в данном случае геометрические методы представления структуры неприменимы. Ее описание оказывается возможным, как и на предыдущем уровне, только вероятностно-

статистическими методами, основным из которых является метод распределений.

Для оценки микронеоднородности, т. е. изменчивости коллекторских свойств, применяют дисперсию, среднеквадратичное отклонение и коэффициент вариации. Эти величины вычисляют следующим образом: .

По данным измерений получают какую-то совокупность значений x1, x2,…, xn коллекторских свойств (например, эффективной пористости).

Находят среднее арифметическое всех значений:

.(1)

Широко применяется также средневзвешенная величина, вычисляемая следующим путем или математическое ожидание М (хi):

Где n-количество параметров i-той величины, хi – значение параметра i-

того класса, Pi –вероятность встречи параметра i-того класса, z – частота встречи отдельного параметра i-того класса

Кроме того, при изучении некоторых явлений (изменении темпа роста добычи, объема разведочного бурения и т. д.) используются средняя геометрическая или средняя гармоническая величины.

Среднеквадратичное отклонение D, или стандарт, характеризует рассеянность значений анализируемого параметра относительно его средней величины и вычисляется по формуле

126

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Средний квадрат отклонений вариант от средней арифметической называется дисперсией, т. е. дисперсия равна D2. Свойства среднеквадратического отклонения и дисперсии таковы, что чем больше их средние значения, тем выше степень изменчивости параметра.

Однако по величине среднеквадратического отклонения трудно оценить степень изменчивости того или иного параметра по различным месторождениям, так как оно измеряется в тех же единицах, в которых измеряются параметры . Этот недостаток легко устраняется при пользовании коэффициентом вариации (W), который равен отношению среднеквадратического отклонения к средней арифметической и обычно выражается в процентах

т. е. является относительной мерой изменчивости параметра, чем больше

W, тем больше неоднородность рассматриваемого параметра

Изучение микронеоднородности, и в частности статистических распределений свойств нефтегазоносных пластов, позволяет решать ряд практических задач разведки и разработки нефтяных и газовых залежей:

1)оценивать погрешность определения средних значений геолого-физических свойств и, следовательно, степень разведанности залежи по уровню изученности свойств пород в процессе разведки месторождения.

2)оценивать процент выноса керна при его выбуривании;

3)определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород;

4)выделять тела-элементы вышележащего структурного уровня путем проведения условных границ по кондиционным и другим граничным значениям свойств пород;

5)получать формулы для вычисления погрешностей определения свойств элементарных тел на вышележащих структурных уровнях и погрешностей

127

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

подсчета запасов [Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений М., Недра, 1971.];

6) прогнозировать при проектировании разработки характер и темп включения в работу различных частей залежи

7). прогнозировать при проектировании разработки темп обводнения скважин и добываемой продукции из залежи в целом и возможный коэффициент заводнения пластов.

8). оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не вовлеченные в разработку, и обосновывать мероприятия по улучшению использования недр.

1.3.Мезонеоднородность- 3 иерархический уровень

Мезонеоднородностьуровень геологических тел, представляющих систему гидродинамически связанных пропластков Для выявления структуры пласта (горизонта) на данном уровне необходимо путем детальной корреляции разрезов скважин выделить и проследить распространение по площади отдельных прослоев коллекторов провести условные границы, разделяющие породы-коллекторы, например, на высокопродуктивные и низкопродуктивные.

В результате такого расчленения объема залежи будет получена сложная мозаичная картина размещения в разрезе и по площади геологических тел,

характеризующихся различной продуктивностью, а следовательно, и

нефтенасыщенностью, различными коллекторскими свойствами и т. п.

Очевидно, на данном уровне размеры элементарных тел и количество их таковы, что позволяют зафиксировать положение каждого из элементов в пространстве и отобразить это положение на картах, схемах, профилях и любых других геологических графических документах. При этом следует иметь в виду,

что составлять такие карты имеет смысл лишь тогда, когда пласт монолитный,

т. е. не расчленяется на отдельные прослои. В противном случае выделение

128

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

элементов на мезоуровне необходимо производить для каждого прослоя. Если это условие не выполняется и карта составляется сразу для нескольких прослоев, то она отражает усредненную картину, а не структуру и неоднородность системы на мезоуровне.

При выделении элементов можно использовать данные как о продуктивности, так и о других свойствах пород. Например, можно выделять тела, в пределах которых постоянны или мощность, или нефтенасыщенность,

или какое-то другое свойство. Значения свойств каждого из элементарных тел определяются как средние из значений, определенных по образцам (элементам низшего уровня) или по скважинам, расположенным в пределах каждого элемента, на основе результатов геофизических исследований.

Количественно мезонеоднородность можно охарактеризовать суммарными величинами площадей Si занятых всеми элементами одного типа,

отнесенными ко всей площади Sзал:

Изучение мезонеоднородности необходимо для решения следующих задач разработки:

1)выделения работающих и неработающих частей разреза в каждой добывающей и нагнетательной скважине, а также активно и пассивно отрабатываемых частей залежи;

2)оценки удельного веса объемов внутри залежи, характеризующихся разной продуктивностью;

3)выявления фактических и потенциальных путей внедрения в залежь воды (пластовой или закачиваемой);

4)контроля за продвижением ВНК и выявления тупиковых зон, с

которыми связаны значительные потери нефти и газа в недрах;

5)оценки и повышения охвата пласта воздействием.

На основе решения первой задачи составляются карты распространения коллекторов разной продуктивности, которые используются при решении трех последних задач.

129

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1.4.Макронеоднородность -4 иерархический уровень

Макронеоднородность - уровень геологических тел, представляющих систему гидродинамически несвязанных пластов, каждый из которых в общем случае представляет систему гидродинамически связанных пропластков.. Если каждый прослой коллектора рассматривать как единое нерасчленимое целое, т.

е. выделять в разрезах скважин только коллекторы и неколлекторы и прослеживать распространение тех и других по площади залежи, то можно изучить макроструктуру нефтегазоносного пласта (горизонта) и его макронеоднородность.

Макроструктура может быть отражена как графическими, так и

количественными методами.

Макроструктура пласта или горизонта в плане отображается с помощью карт распространения коллекторов, профилей, схем сопоставления разрезов скважин, на которых происходит слияние пластов (для горизонта) или пропластков (для пласта) с ниже- и вышележащими пластами или

пропластками.

Существует ряд количественных показателей, характеризующих

макронеоднородность пласта по разрезу и по площади.

Для характеристики разреза используются Коэффициент песчанистости:

где hэф – эффективная мощность пласта (под эффективной мощностью понимается мощность проницаемых прослоев).в отдельной скважине; h∑ –

общая мощность пласта в той же скважине; n число скважин. Коэффициент песчанистости, как правило, определяют отдельно по каждой скважине Этот

130