Неоднородность нефтегазоносных пород

 

Нефтегазоносные породы, как природные резервуары, имеют весьма сложное строение. Полезный объем и пути движения в них жидкостей и газов имеют весьма резкую изменчивость. Изменения литолого-фациальных свойств нефтегазоносного пласта определяют его неоднородность. Изучение характера неоднородности пород в пределах залежи нефти и газа имеет большое значение для подсчета запасов нефти и газа, проектирования разработки, анализа разработки и контроля за воздействием на пласт.

Под геологической неоднородностью изучаемого объекта следует понимать всякую изменчивость характера и степени литолого‑физических свойств слагающих его пород по площади и разрезу.

При характере неоднородности любого изучаемого объекта целесообразно рассматривать два вида: макро- и микронеоднородность.

Микронеоднородность - изменение вещественного состава прослоя, связанное с непостоянством фациального состава, структуры и текстуры пород, с появлением глинистости, цементации, приводящих к резким изменениям пористости и проницаемости.

Макронеоднородность - изменчивость формы строения пласта- коллектора: резкие изменения мощности, расчлененности на пропластки, прерывистости и линзовидности.

Показатели макронеоднородности пластов по цели использования можно разделить на две условные группы:

1) показатели, позволяющие проводить сравнительную оценку степени неоднородности и изменчивости параметров пластов;

2) показатели, используемые в гидродинамических расчетах при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений.

Условность такого разделения заключается в том, что ряд показателей первой группы для определенных условий применяются и при количественной оценке неоднородности пластов для учета их при проектировании.

К показателям первой группы, используемым для сравнительной оценки степени геологической неоднородности пластов, кроме уже известных коэффициентов относительной песчанистости, расчлененности и литологической связанности, относятся коэффициенты распространения, прерывистости, а также коэффициент Лоренца и коэффициент неоднородности, предложенный Поласеком и Хатчинсоном. Ниже приводится краткая характеристика названных показателей.

Коэффициент относительной песчанистости Кп представляет собой отношение эффективной мощности к общей мощности пласта, прослеживаемой в разрезе данной скважины, т. е.

Коэффициент расчлененности Кр определяется для залежи в целом и вычисляется путем деления суммы песчаных прослоев по всем скважинам к общему числу скважин, вскрывших коллектор

,

где - число прослоев коллектора в каждой скважине; N – общее число скважин, вскрывших коллектор.

Для залежей, продуктивные пласты которых представлены частым переслаиванием проницаемых и непроницаемых пород, в качестве параметра расчлененности можно использовать число прослоев коллекторов n в сочетании с эффективной мощностью. Это достигается путем совмещения карт двух указанных параметров, которое позволяет судить о степени монолитности продуктивного пласта в любой его точке. Кроме этого, по мнению автора, совмещенные карты укажут, изменяется ли эффективная мощность за счет выклинивания отдельных прослоев или горизонта в целом (при его монолитности).

Под коэффициентом литологической связанности или слияния Кс понимается отношение площадей (участков) слияния пропластков к общей площади залежи в пределах контура нефтеносности. Этот коэффициент вычисляется по формуле:

,

где - площадь, в пределах которой песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями; - общая площадь залежи; - среднее максимальное число песчаных пропластков, наблюдаемое в разрезе данного пласта (горизонта).

Следует отметить, что несмотря на серьезные критические замечания в адрес указанных показателей, их используют довольно широко для сравнительной оценки степени геологической неоднородности пластов.

Для характеристики геологической неоднородности пластов, представленных переслаиванием песчаных, часто выклинивающихся, прослоев небольшой мощности с непроницаемыми породами предложено определять коэффициент выклинивания Кл, который показывает долю мощности выклинивающихся прослоев‑коллекторов hвыкл от эффективной мощности hэф рассматриваемого пласта в разрезе скважины, т. е.

.

При отсутствии выклинивающихся прослоев этот коэффициент будет равен нулю и, наоборот, при выклинивании всех прослоев .

Для практических целей целесообразно применять коэффициент выдержанности Кв, представляющий собой долю непрерывной мощности пласта по площади. Он определяется, исходя из равенства:

.

Кроме макро- и микронеоднородности, существуют также неоднородности других видов. Так, выделяются:

1) зональная неоднородность – изменение свойств пластов от участка к участку, т. е. по площади

2) слоистая неоднородность – единый литологический комплекс, состоящий из слоев различной проницаемости, т. е. по площади

3) чередование проницаемых и непроницаемых пропластков, т. е. частный случай слоистой неоднородности.