геология нефти и газа методичка+ вопросы

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

корреляции, структурные карты, параметры моделируемой области, 2D карты и фрагменты 3-х мерных распределений ФЕС, статистические, литологические и фильтрационные геологические разрезы.

При построении адресной цифровой 3-х мерной геологической модели используют следующие исходные данные:

• результаты обработки сейсмических данных (структурные карты за-

легания стратиграфической кровли и подошвы продуктивных пластов, а также структурные карты залегания границ резервуара для углеводородов (кровля верхнего коллектора, подошва нижнего));

•результаты обработки данных инклинометрии скважин, пробуренных в пределах границ лицензионного участка (координаты и абсолютная глубина точки входа ствола скважины в пласт);

•схемы выделения коллекторов с результатами интерпретации данных ГИС по пробуренным в пределах границ области моделирования эксплуатационным и разведочным скважинам;

•результаты анализа текстурно-структурных особенностей пород продуктивных пластов и гранулометрические характеристики их вещественного состава (литотипы);

•петрофизические алгоритмы определения ФЕС;

•карты общих, эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин;

•отметки реперных поверхностей;

•данные о водонефтяном контакте, а также границы категорий запасов

нефти;

151

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.6. геологическая трехмерная модель с блоками 0- глинистость ; 1-

песчанистость; 2-углистость; 3-карбонатность

Структурные 2-х мерные карты залегания стратиграфической кровли и подошвы (а также кровли верхнего коллектора и подошвы нижнего)

продуктивного пласта строятся по данным комплексирования сейсморазведки и ГИС и используются для создания 3-х мерного структурного каркаса месторождения.

Файл результатов интерпретации ГИС включает в себя следующие данные:

- абсолютные отметки границ залегания пропластков-коллекторов,

значения в этих интервалах параметра насыщения и непрерывных параметров проницаемых пропластков (амплитуды собственной поляризации либо

152

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

относительного параметра нейтронного (или гамма-) каротажа, а также сопроютивления породы);

- параметры, определяемые только в пропластках-коллекторах – коэффициенты пористости, проницаемости, начальной газо-

нефтенасыщенности.

Отметки реперных поверхностей получают в результате детальной корреляции разрезов скважин (см. рис.8.1) и представляются в виде файла, в

котором указываются номера скважин, название продуктивного пласта и абсолютные отметки корреляционных границ, участвующих в построении 3-х

мерного структурного каркаса.

153

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.7 Отображение геологической неоднородности при 3 D

моделировании.

154

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис.8.1, 2, 3, 4

155

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 9 Отображение распределения параметра пористости в RMS (Reservoir Modeling System) Roxar, программном комплексе

Рис.10 Отображение распределения параметра проницаемости в RMS (Reservoir Modeling System) Roxar, программном комплексе

156

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

4. Комплексный показатель неоднородности.

Однако, определив по анализируемым объектам ряд коэффициентов,

характеризующих макро- и микронеоднородность пласта, иногда трудно сказать, какой объект более однородный, так как по ряду одних показателей однороднее может казаться один объект, а по ряду других – другой объект. Для устранения этого препятствия введен комплексный показатель неоднородности.

Аналитическое выражение комплексного показателя (коэффициента)

неоднородности имеет вид:

где Wm, Wkн – коэффициенты вариации, соответственно, пористости и нефтенсыщенности; M(hэф), M(hпр) – математическое ожидание,

соответственно, нефтенасыщенной толщины и толщины пропластков или средние значения нефтенасыщенной мощности hн и мощности пропластков

hпроп.

Размерность комплексного коэффициента неоднородности 1/м2 (т. е. м–2)

–величина, обратно пропорциональная коэффициенту проницаемости,

размерность которого м2. Фактически kнеод по смыслу тождествен величине,

обратно пропорциональной коэффициенту проницаемости, но для совпадения размерностей необязательно искать строгое логическое или математическое обоснование.

При подборе комплексного показателя неоднородности исходили из следующих условий: 1) в него должны входить параметры, имеющие генетическую связь с условиями образования коллекторов; 2) эти параметры можно определить на стадии проектирования системы разработки месторождений, а сам комплексный показатель должен быть тесно связан с основными показателями разработки.

При оценке неоднородности пласта, с учетом поставленных условий были использованы главным образом параметры, входящие в объемную формулу подсчета запасов: пористость, нефтенасыщенность, эффективная

157

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нефтенасыщенная толщина, толщина пропластков. тесно связаные с условиями образования пласта.

Изменчивость средних значений нефтенасыщенных толщин и толщин пропластков достигает 100 %, а сопоставление их средних значений с соответствующими величинами вариаций показывает отсутствие между ними корреляционной связи, поэтому для расчета комплексного показателя принимали средние значения нефтенасыщенных толщин. Коэффициент проницаемости пласта, который является важнейшим в гидродинамических расчетах, не учитывали, так как по залежи, как правило, его можно определять ограниченное число раз. По многим пластопересечениям этот параметр нельзя найти, так как геофизические методы определения проницаемости дают большие погрешности. Кроме того установлено, что коэффициенты проницаемости, нефтенасыщенности и пористости связаны с условиями образования пласта и, следовательно, при оценке геологической неоднородности можно брать любые из этих параметров.

Параметры, входящие в комплексный показатель неоднородности,

рассчитывают по формулам математической статистики.

В предложенном показателе неоднородности числитель характеризует изменчивость емкостной характеристики пласта-коллектора, а знаменатель -

изменчивость пласта, определяемую прерывистостью, расчлененностью и выклиниванием, а также с уменьшением толщины на участках - обширными водонефтяными зонами (ВНЗ).

Таким образом, числитель комплексного показателя геологической неоднородности характеризуется параметрами 2 иерархического уровня, а

знаменатель - параметрами 3 иерархического уровня. Оба уровня тесно взаимосвязаны. При макрооднородности пласта (пласт выдержан и не расчленен) комплексный показатель неоднородности изменяется за счет изменения числителя, что, в свою очередь, обусловлено особенностями образования пласта-коллектора. Увеличение макронеоднородности, связанное с расчленением пласта, замещением отдельных пропластков, уменьшением

158

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

толщины пласта с приближением к контуру нефтеносности, особенно в обширных водонефтяных зонах (ВНЗ), как правило, приводит к увеличению числителя в формуле

Важную роль в комплексном показателе неоднородности kнеод играет толщина пропластков. Средняя толщина пропластков заменяет такой показатель геологической неоднородности, как расчлененность пласта. Как было показано, коэффициент расчлененности пласта, характеризуя его геологическую неоднородность, часто становится формальным показателем.

Так, при большей расчлененности пласт может быть более однородным, если имеет большую нефтенасыщенную толщину. Этот пример становится более наглядным и понятным при сопоставлении схемы расчлененности и схемы изменения kнеод

Если провести анализ Кнеод при условии, что все параметры постоянные,

а нефтенасыщенная толщина пропластков М(hпр) убывает от значения М(hэф)

(пласт монолитен) до 1 м. В этом случае комплексный показатель неоднородности возрастает по гиперболическому закону, причем наиболее резко он увеличивается при уменьшении средней толщины пропластка от 5 до 1

м, что как раз соответствует интервалу, в котором наиболее сильно сказывается расчлененность пласта. Таким образом, учет расчлененности становится не формальным и больше отражает реальную неоднородность пласта. При уменьшении толщины пропластков (изменение геологической неоднородности на II иерархическом уровне), как правило, возрастает глинистость пласта

(изменение геологической неоднородности на I иерархическом уровне), а,

следовательно, ухудшаются коллекторские свойства пласта (изменение геологической неоднородности на 2 иерархическом уровне). Это приводит к увеличению комплексного показателя неоднородности, т.е. к увеличению геологической неоднородности на III иерархическом уровне. Комплексный показатель неоднородности тесно связан с размерами и строением водонефтяных зон. С увеличением ВНЗ, как правило, увеличивается коэффициент вариации нефтенасыщенности, т.е. растет геологическая

159

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

неоднородность на II иерархическом уровне и уменьшается эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, т.е. увеличивается геологическая неоднородность на 3 иерархическом уровне. На 4 иерархическом уровне неупорядоченность эксплуатационных объектов по геологической неоднородности значительно возрастает из-за большего усложнения системы.

На этом уровне hэф может неоднозначно характеризовать геологическую неоднородность и ее рост не всегда определяет снижение этой неоднородности,

т.е. hэф становится формальной величиной. На этом уровне рекомендуется использовать kнеод имеющий вид:

Как правило, комплексные показатели неоднородности следует определять в тех же геологических границах, что и сопоставляемые с ними показатели разработки. Этого правила необходимо придерживаться при оценке всех параметров геологической неоднородности, используемых в сравнении с показателями разработки.

Коэффициенты вариации пористости и нефтенасыщенности определяют по геофизическим данным для каждого нефтегазонасыщенного пропластка,

ограниченного непроницаемыми границами. Для этих же пропластков находят их математическое ожидание. При равномерном распределении скважин по исследуемому объекту М(hэф) определяют с учетом значений по каждой скважине. Для объектов, которые разбурены неравномерно, например, для блоков одного месторождения, центральные зоны которого разбурены плотной сеткой скважин, а ВНЗ - редкой, необходимо привлекать карту изопахит и в зоне малой плотности сетки скважин находить дополнительные значения.

Несоблюдение этого правила приводит обычно к завышению толщины пласта,

а следовательно, к занижению kнеод Значения kнеод и можно установить в целом по залежи или по отдельным ее частям. Аналогично находят kнеод и

по отдельным скважинам при расчлененности пласта на 10-15 пропластков.

160