Микронеоднородность- 2 иерархический уровень

Микронеоднородность- уровень геологических тел, сложенных единым литологическим типом пород, в данном случае уровень песчаных пропластков.. При изучении структуры нефтегазоносного пласта на данном уровне в качестве элементов рассматривают образцы породы, по которым определяются ее коллекторские свойства.

Характеристикой отдельного образца будет определенное по нему единственное значение каждого из тех геолого-физических свойств (литологии, пористости, проницаемости, остаточной водонасыщенности и т. п.), изучение которых необходимо для решения стоящей перед геологом задачи.

Весьма информативным параметром геологической неоднородности на 1 и 2 иерархическом уровнях является глинистость породы-коллектора. Наличие глинистых минералов значительно влияет на формирование перового пространства песчано-алевритовых пород, а следовательно, на фильтрацию нефти через коллектор. При равномерном распределении глинистого цемента возрастает количество тупиковых пор, а сообщающиеся поры приобретают сложные очертания. Активность глинистых минералов обусловливается высокой величиной приведенной емкости поглощения, которая возрастает с увеличением дисперсности глинистых минералов. Величина приведенной емкости поглощения возрастает от каолинитовых к монтмориллонитовым глинам. От величины приведенной емкости поглощения зависят сорбционные и каталитические свойства минералов, которые в конечном счете определяют фильтрационные возможности коллектора.

Каталитические свойства минералов обусловливают сорбцию органических ионов активными участками поверхности минерала. Между сорбированными органическими ионами и глинистым минералом возникает связь, прочность которой изменяется в широких пределах в зависимости от размера органических ионов. Чем крупнее органические ионы, тем сильнее они адсорбируются поверхностью глинистого минерала, так как эти ионы, кроме кулоновских сил, удерживаются еще дополнительно силами Ван-дер-Ваальса, которые увеличиваются с. увеличением размера органического иона.

Многие глинистые минералы изменяют свои свойства при заводнении коллекторов. Многочисленные опыты, проведенные на искусственных образцах пород с различной глинистостью, показали, что при снижении минерализации насыщающей воды ниже определенного критического значения происходит необратимое изменение их проницаемости. Особенно сильно сказывается заводнение опресненными водами на коллекторы, содержащие примесь монтмориллонита. Если в крупнозернистый кварцевый песок добавить только 2 % монтмориллонита, то его проницаемость снизится в 10 раз, что подтверждает промысловый опыт.

Необходимо иметь ввиду, что вредное влияние воды, закачиваемой в пласт коллектор, в поровом пространстве которого находятся глинистые минералы, способные к внутрикристаллическому набуханию (монтмориллонит и в различной степени деградированные гидрослюды), на фильтрационные возможности пород тем меньше, чем более высокомолекулярные углеводороды содержатся в нефти. Эти высокомолекулярные углеводороды нефти, прочно закрепившись на обменных позициях, создают сво­еобразное защитное покрытие на глинистых минералах, препятст­вующее их разбуханию под действием воды, нагнетаемой в пласт.

Ввиду высокой активности глинистых минералов терригенных пластов, оказывающих превалирующее влияние на многие свойства коллекторов, глинистость пластов-коллекторов входит в состав моделей, оценивающих как петрографические зависимости, например, электропроводность горных пород, пористость, проницаемость, водонасыщенность, так и в модели, оценивающие добывные характеристики пласта, например, абсолютно свободный дебит и продуктивность.

Коллекторские свойства: пористость, нефтенасыщенность и проницаемость – имеют тесные связи с глинистостью, которые могут быть достаточно надежно аппроксимированы линейными зависимостями. Толщина песчаных прослоев связана с относительной глинистостью менее тесно.

Таким образом, имеются тесные связи между активным компонентом коллектора - глинистым цементом, определяемым на 1 иерархическом уровне, и коллекторскими свойствами пласта, определяемыми на 2 иерархическом уровне.

Из всего объема изучаемых пород может быть изготовлено огромное количество образцов, определить положение их всех в статистическом геологическом пространстве невозможно. Следовательно, и в данном случае геометрические методы представления структуры неприменимы. Ее описание оказывается возможным, как и на предыдущем уровне, только вероятностно-статистическими методами, основным из которых является метод распределений.

Для оценки микронеоднородности, т. е. изменчивости коллекторских свойств, применяют дисперсию, среднеквадратичное отклонение и коэффициент вариации. Эти величины вычисляют следующим образом:.

По данным измерений получают какую-то совокупность значений x ₁, x ₂,…, x_n коллекторских свойств (например, эффективной пористости).

Находят среднее арифметическое всех значений:

(1)

Широко применяется также средневзвешенная величина, вычисляемая следующим путем или математическое ожидание М (х_i):

(2)

где z – частота отдельной случайной величины.

; (3),

Где n -количество параметров i-той величины, х_i – значение параметра i-того класса, P_i – вероятность встречи параметра i-того класса, z – частота встречи отдельного параметра i-того класса

Кроме того, при изучении некоторых явлений (изменении темпа роста добычи, объема разведочного бурения и т. д.) используются средняя геометрическая или средняя гармоническая величины.

Среднеквадратичное отклонение D, или стандарт, характеризует рассеянность значений анализируемого параметра относительно его средней величины и вычисляется по формуле

(4),

Средний квадрат отклонений вариант от средней арифметической называется дисперсией, т. е. дисперсия равна D². Свойства среднеквадратического отклонения и дисперсии таковы, что чем больше их средние значения, тем выше степень изменчивости параметра.

Однако по величине среднеквадратического отклонения трудно оценить степень изменчивости того или иного параметра по различным месторождениям, так как оно измеряется в тех же единицах, в которых измеряются параметры. Этот недостаток легко устраняется при пользовании коэффициентом вариации (W), который равен отношению среднеквадратического отклонения к средней арифметической и обычно выражается в процентах

, (5)

т. е. является относительной мерой изменчивости параметра, чем больше W, тем больше неоднородность рассматриваемого параметра

Изучение микронеоднородности, и в частности статистических распределений свойств нефтегазоносных пластов, позволяет решать ряд практических задач разведки и разработки нефтяных и газовых залежей:

1)оценивать погрешность определения средних значений геолого‑физических свойств и, следовательно, степень разведанности залежи по уровню изученности свойств пород в процессе разведки месторождения.

2) оценивать процент выноса керна при его выбуривании;

3) определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород;

4) выделять тела‑элементы вышележащего структурного уровня путем проведения условных границ по кондиционным и другим граничным значениям свойств пород;

5) получать формулы для вычисления погрешностей определения свойств элементарных тел на вышележащих структурных уровнях и погрешностей подсчета запасов [Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений М., Недра, 1971.];

6) прогнозировать при проектировании разработки характер и темп включения в работу различных частей залежи

7). прогнозировать при проектировании разработки темп обводнения скважин и добываемой продукции из залежи в целом и возможный коэффициент заводнения пластов.

8). оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не вовлеченные в разработку, и обосновывать мероприятия по улучшению использования недр.

Дата добавления: 2015-08-31