Лабораторная работа. ЛР №3 Газизов Д.Д.. Отчет по лабораторным работам 3 определение показателей геологической неоднородности по дисциплине Геология нефти и газа
 Скачать 270.95 Kb.
|
|
Макронеоднородность - 4 иерархический уровень - 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 раз- резов 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: Коэффициентпесчанистости: kпесч hэф h (6) где hэф – эффективная мощность пласта (под эффективной мощностью пони- мается мощность проницаемых прослоев) в отдельной скважине; h∑ – общая мощность пласта в той же скважине. Коэффициент песчанистости, как правило, определяют отдельно по каждой скважине. Этот коэффициент показывает соотношение коллекторских и неколлекторских пород в разрезе продуктивного горизонта. В случае монолитного пласта Kпес = 1. Коэффициент расчлененности: – это отношение числа песчаных прослоев (hi), суммированных по всем скважинам (1…N), к общему количеству скважин N, т. е. по существу среднее количество песчаных прослоев: N Например, в том случае, когда продуктивный горизонт в разрезе всех скважин представлен одним пластом песчаника, Kр = 1. ni k i1 = (7) р N скв где ni– число прослоев коллекторов в i-й скважине; Nскв– число скважин; Совместное использование kр и kпес позволяет составить представление о макронеоднородности разреза: чем больше kр и меньше kпес, тем выше макронеоднородность. Коэффициент литологической связанности kсв, это отношение площади участков слияния пластов и их расслоений (пропластков) Fсв к общей площади залежи F, оценивает степень слияния коллекторов двух пластов (прослоев): k Fсв (8) св F зал где Fсв– суммарная площадь участков слияния; Fзал– общая площадь залежи. Чем больше Kсв, тем больше степень гидродинамической связанности коллекторов по вертикали. При равномерном расположении скважин по площади Kсв примерно соответствует отношению числа скважин, в которых установлена литологическая связь пластов nсв, к общему количеству скважин N, пробуренных на данной площади: Коэффициентлитологическойвыдержанностиkлвэто отношение площади распространения коллекторов пласта Fколк общей площади залежи Fзал(в пределах внешнего контура нефтеносности): k Fкол лв F (9) зал Чем больше kлв, тем больше степень гидродинамической связанности коллекторов по горизонтам. Этот коэффициент характеризует степень распространения того или иного продуктивного прослоя по площади месторождения. При вычислении kлв, необходимо построение карт распространения коллекторов. Коэффициент литологической выдержанности характеризует охват пласта воздействием по площади. Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи: выявлять форму сложного геологического тела, служащего вмести- лищем нефти или газа в пределах пласта; выявлять участки отсутствия коллекторов и участки повышенной их мощности, возникающей в результате слияния прослоев; обосновывать местоположение рядов добывающих и нагнетательных скважин при проектировании разработки; выявлять участки затрудненного и активного подъема ВНК; выявлять места перетока нефти и газа из одного пласта в другой при разработке залежей; 1) прогнозировать степень охвата залежи разработкой. Метанеоднородность. В качестве элементов структуры на данном уровне выступают крупные части залежи, различающиеся по каким-либо наиболее общим свойствам, таким, как характер насыщения, литологии и т. п. В метаструктуре нефтегазовой залежи как системы на данном уровне слу- жат различные зоны, которые могут быть выделены в пределах залежи по ха- рактеру насыщения, а также – в случае большой мощности продуктивных от- ложений – зональные интервалы, выделяемые из геологических (например, по характеру макронеоднородности) или технических соображений. При объединении нескольких залежей в один эксплуатационный число элементов метаструктуры увеличивается: в качестве элементов эксплуатационного объекта как единой системы будут выступать части всех залежей, объединенных в единый объект. Пока единственным способом описания и отображения метанеодно- родности является использование профильных разрезов и карт, на которых показаны границы элементов метауровня. Методы количественной характе- ристики метанеоднородности, как и мезонеоднородности, еще предстоит раз- работать. Изучение метанеоднородности позволяет решать следующие задачи: определить целесообразность объединения нескольких пластов (го- ризонтов, залежей) в один эксплуатационный объект; выбирать системы размещения добывающих и нагнетательных скважин как на отдельные залежи, так и на эксплуатационном объекте; обосновывать мероприятия по повышению эффективности разработ- ки эксплуатационного объекта; оценивать энергетическую характеристику отдельной залежи и экс- плуатационного объекта; оценивать энергетическую характеристику отдельной залежи и экс- плуатационного объекта; геологически обосновывать целесообразность одновременно раз- дельной эксплуатации залежей на многопластовом месторождении; организовывать эффективный контроль за выработкой отдельных элементов как отдельных залежей, так и многопластовых эксплуатационных объектов. Комплексный показатель неоднородности. Однако, определив по анализируемым объектам ряд коэффициентов, характеризующих макро- и микронеоднородность пласта, иногда трудно сказать, какой объект более од- нородный, так как по ряду одних показателей однороднее может казаться один объект, а по ряду других – другой объект. Для устранения этого препят- ствия введен комплексный показатель неоднородности. Аналитическое выражение комплексного показателя (коэффициента) неоднородности имеет вид: н K WmWк (10) неод M(hэф )M(hпр) где Wm,Wkн–коэффициенты вариации, соответственно, пористости и нефтенсыщенности; M(hэф),M(hпр)– математическое ожидание, соответ- ственно, нефтенасыщенной толщины и толщины пропластков. Размерность комплексного коэффициента неоднородности 1/м2 (т. е. м– 2) – величина, обратно пропорциональная коэффициенту проницаемости, размерность которого м2. Фактически kнеодпо смыслу тождествен величине, обратно пропорциональной коэффициенту проницаемости, но для совпаде- ния размерностей необязательно искать строгое логическое или математиче- ское обоснование. При подборе комплексного показателя неоднородности исходили из следующих условий: 1) в него должны входить параметры, имеющие генети- ческую 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 показа- телями разработки. При оценке неоднородности пласта, с учетом поставленных условий были использованы главным образом параметры, входящие в объемную формулу подсчета запасов: пористость, нефтенасыщенность, эффективная нефтенасыщенная толщина, толщина пропластков. тесно связаные с услови- ями образования пласта. Параметры, входящие в комплексный показатель неоднородности, рас- считывают 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 не- однородности характеризуется параметрами 2 иерархического уровня, а зна- менатель - 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 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 kнеодиграет толщина пропластков. Средняя толщина пропластков заменяет такой показа- тель геологической неоднородности, как расчлененность пласта. Как было показано, коэффициент расчлененности пласта, характеризуя его геологиче- скую 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 Кнеодпри 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 пока- затель неоднородности возрастает по гиперболическому закону, причем наиболее резко он увеличивается при уменьшении средней толщины про- пластка от 5 до 1 м, что как раз соответствует интервалу, в котором наиболее сильно сказывается расчлененность пласта. Таким образом, учет расчленен- ности становится не формальным и больше отражает реальную неоднород- ность пласта. При уменьшении толщины пропластков (изменение геологиче- ской 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 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 hэфможет неоднозначно характеризовать геологическую неоднородность и ее рост не всегда определяет снижение этой неоднородности, т.е. hэфстановится формальной величиной. На этом уровне рекомендуется использовать kнеодимеющий вид: н k' WmWk неодн М(hпр) (11) 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 kнеоди ' k неодн можно установить в целом по залежи или по отдельным ее частям. Аналогично находят kнеоди k ' неодн по отдельным скважинам при расчлененности пласта на 10-15 пропластков. При малой расчлененности пласта М(hэф) и М(hпр) определяют по конкретной скважине, a Wmи Wkн, - по относительно однородной в геологическом отношении зоне, к которой приурочена данная скважина.
неодн Карты геологической неоднородности, построенные с использованием для разнородных объектов, позволяют количественно оценить степень геологической неоднородности по различным участкам залежей и ее влияние на дебиты нефти, продуктивность пластов, конечную и текущую нефтеотдачу. При сопоставлении ранжированных рядов дебитов нефти и соответствующих значений kнеодпо скважинам в зонах со значительной геологической неоднородностью наблюдаются высокие значения ранговой корреляции R, а в относительно однородных - низкие. Таким образом, по картам геологической неоднородности можно выделить зоны, увеличение добычи нефти по которым возможно за счет изменения технологических режимов или за счет снижения влияния геологической неоднородности. |
