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:

(15)

где Wm, Wkн – коэффициенты вариации, соответственно, пористости и нефтенсыщенности; M(hэф), M(hпр) – математическое ожидание, соответственно, нефтенасыщенной толщины и толщины пропластковили средние значения нефтенасыщенной мощности h_н и мощности пропластков h_проп.

Размерность комплексного коэффициента неоднородности 1/м² (т. е. м^–2) – величина, обратно пропорциональная коэффициенту проницаемости, размерность которого м². Фактически k_неод 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 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 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 k_неод 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 k_неод

Если провести анализ К_неод при условии, что все параметры постоянные, а нефтенасыщенная толщина пропластков М(h_пр) убывает от значения М(h_эф) (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 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 h_эф может неоднозначно характеризовать геологическую неоднородность и ее рост не всегда определяет снижение этой неоднородности, т.е. h_эф становится формальной величиной. На этом уровне рекомендуется использовать k_неод имеющий вид:

(16)

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(h_эф) 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 k_неод Значения k_неод и можно установить в целом по залежи или по отдельным ее частям. Аналогично находят k_неод и по отдельным скважинам при расчлененности пласта на 10-15 пропластков. При малой расчлененности пласта М(h_эф) и М(h_пр) определяют по конкретной скважине, a W_m и W, - по относительно однородной в геологическом отношении зоне, к которой приурочена данная скважина.

return false">ссылка скрыта

1 - номер расчетного участка; 2 - зоны отсутствия коллекторов; 3 - первоначальные внутренний и внешний контуры нефтеносности; 4 - k_неод ‹ 1; 5- k_неод = 1÷5; 6- k_неод = 5÷10; 7- k_неод>10

Рисунок 11 – Схематическая карта изменения k_неод по пласту Д1 Серафимовского месторождения

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 k_неод по 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.

Кроме этого программный комплекс RMS обладает набором инструментов для трехмерного стохастического фациального моделирования и моделирования петрофизических параметров, которые отображают геологическую неоднородность продуктивного пласта.

Рисунок 12 – Стохастический параметр пористости

Рисунок 13 – Визуальное сравнение параметров неоднородности , полученные разными методами- интерполяции и стохастическими методом (вероятностные распределения).