Неоднородность пластов по прерывистости

В прерывистых пластах газожидкостная смесь фильтруется не по всему объему пласта, в результате в значительной части пласта может не происходить процесс вытеснения нефти водой при той или иной схеме размещения эксплуатационных и нагнетатель­ных скважин. Это, в конечном счете, может существенно повлиять на его нефтеотдачу.

Существуют два способа изучения неоднородности пластов по прерывистости:

1) основанный на построении геологических карт зональных интервалов;

2) основанный на интерпретации данных геофизических иссле­дований разрезов скважин и применении методов математической статистики и теории вероятностей.

При первом способе, когда исходных данных достаточно для построения карт зональных интервалов, можно применить методику ВНИИ.

В соответствии с этой методикой после детальной корреля­ции разрез продуктивного горизонта расчленяют с максимально возможной подробностью на отдельные проницаемые прослои, для каждого из которых строят карту его распространения с указа­нием на них зон слияния с выше и нижезалегающими прослоями, а также совместного слияния. Названные карты строят в пределах одной и той же постоянной площади, ограниченной в большинстве случаев внутренним или внешним контуром нефтеносности или линией, проведенной вдоль периферийных скважин, расположен­ных в непосредственной близости от основных скважин, пробурен­ных на изучаемой структуре.

Все площади распространения прослоев разделяют на три группы: линзы, полулинзы и участки непрерывного пласта. Линзы — изолированные площади распространения прослоя, окру­женные со всех сторон непроницаемыми породами. Полулинзы — участки прослоя, открытые для воздействия, например, заводне­нием, только с одной стороны. Участки непрерывного пласта — как площадь сплошного распространения пласта, так и части площади, имеющие не менее двух выходов к контуру поддержания пластового давления, расположенных на его отрезках, характери­зующихся взаимопротивоположным направлением потоков пла­стовой жидкости [1].

После разделения прослоев на группы определяют размеры (протяженность, объемы) каждой в направлении предполагаемого движения фильтрационного потока в пласте.

При составлении комплексного проекта разработки и комплекс­ной схемы разработки месторождения применяют метод определе­ния объемов линз, полулинз и участков непрерывной части пласта. При составлении комплексного проекта (плана) опытной или опытно-промышленной эксплуатации месторождения и комплекс­ной схемы его разработки применяют косвенный метод оценки

прерывистости пластов.

Метод вычисления объемов площадей основан на использо­вании условной статистической зависимости между объемом не­прерывного пласта V_н и коэффициентом песчанистости К_п — отношением эффективной мощности эксплуатационного объекта h_эф (песчанистого пласта) к его стратиграфической мощности h_ст

(IV.14)

Значение К_П для всего пласта вцелом определяют по графику зависимости

Объемы линз и полулинз определяют как разность между еди­ницей и долей объема V_H

При втором способе изучения неоднородности пласта по его прерывистости используют результаты интерпретации данных геофизических исследований скважин и элементы теории вероят­ностей. Предполагается, что случайное поле нефтяного пласта набрано из квадратов коллекторов и неколлекторов. Таким образом, в данном случае используется единство подхода к изуче­нию неоднородности пласта по проницаемости и прерывистости (случайный, вероятностный подход). Этот метод, предложенный в институте ЗапСибНИИНП, заключается в определении коэффициента связи К_С как показателя прерывистости пластов, характе­ризующего степень выдержанности пласта при определенном расстоянии между скважинами.

Поскольку литологические замещения коллекторов непрони­цаемыми породами могут происходить в любой части продуктив­ного горизонта или пласта, особое значение приобретает оценка выдержанности прослоев по всему разрезу исследуемых объектов. Можно считать, что при замещении коллектора непроницаемой породой в любом зональном интервале пласта образуются непро­дуктивные участки (зоны) пласта.

Предварительно определяют наиболее вероятную модель из­менения общей мощности пласта (модель наслоения). Можно предположить две основные модели:

1) наслоение параллельно реперу, когда все изменения мощ­ностей песчаных и глинистых пропластков происходят вслед­ствие фациальных замещений;

2) изменение мощности в двух соседних скважинах предпола­гается пропорциональным.

В первой модели (рис. IV.4, а) наслоение происходит парал­лельно реперу (в данном случае кровле пласта). Непродуктивная часть разреза ВС в скв. 1 — фациальный аналог нижней части разреза ДВ в скв. 2.

Во второй модели (рис. IV.4, б) мощность пласта изменяется за счет пропорционального уменьшения (увеличения) мощностей всех зональных интервалов. Подошва синхронична и синхроничны точки разреза, расположенные на равных глубинах от репера, выраженных в долях или процентах от общей мощности пласта.

Модель напластования (рис. IV.5) выбирают с учетом коэффи­циента взаимосвязи К_В (предпочтение отдается той модели, у ко­торой выше средний К_В)

(IV.15)

где В — вероятность появления коллектора (к) и неколлектора (н) по скв. 1 и 2.

Сомножители в числителе — условные вероятности появления коллектора (неколлектора) в последующей скважине (скв. 2) при условии вскрытия в предыдущей (скв. 1) неколлектора (коллек­тора). В знаменателе даны безусловные вероятности вскрытия коллектора и неколлектора в скважинах.

В институте ЗапСибНИИНП для расчетов на ЭВМ последо­вательность оценки прерывистости пластов запрограммирована, что позволяет избежать трудоемких построений и вычислений этого параметра с помощью карт зональных интервалов.