Тема.4. Неоднородность пластов-коллекторов. Корреляция разрезов скважин. Принципы детальной корреляции. Методика проведения корреляции

Кривая называется - геотерма

Пластовая температура

Роль начального пластового давления

Влияние водонапорных систем на формирование режима залежи

Водонапорная система – гидродинамически сообщающаяся группа пластов и трещинных зон, с заключенными в них напорными водами, характеризующиеся общностью условий формирования и непрерывного движения. Различают системы инфильтрационные и эллизионные. Залежи, приуроченные к разным системам характеризуются разными режимами и давлениями.

Инфильтрационные	Эллизионные
Рпл соответствует Ргдрст	Рпл >Ргдрст
Движение жидкости происходит под действием сил гравитации в сторону регионального наклона слоев	Вода выжимается вверх по восстанию пластов
Градиент давления соответствует норме – 0,008-0,013 МПа/м	Grad p> 0,013 МПа/м, характерно возникновение АВПД

1. Определяет природный энергетический потенциал залежи

2. Влияет на фазовое состояние УВ в залежах, а значит условия добычи

3. Влияет на величины пористости и проницаемости коллекторов

4. Определяет технические условия разработки – конструкция скважин, технология бурения

5. Позволяет прогнозировать степень выработки запасов и темпов падения Рпл

6. Определяет время ввода системы ППД

Продуктивные пласты находясь в недрах обладают какой –либо природной темепературой, которая, как известно, увеличивается с глубиной, начиная с так называемого нейтрального слоя. Пластовая температура оказывает значительное влияние на свойства флюидов и, следовательно, на условия их добычи.

Изучение температурного режима начинается с поисково-разведочного этапа, когда в первых пробуренных скважинах замеряют пластовую температуру методом термометрии.

По данным температурных замеров строят геолого-геотермический разрез скважины:

По геотерме определяют две основные характеристики разреза: геотермический градиент –G и геотермическую ступень – g

1. Геотермический градиент – показывает изменение температуры разреза с увеличением глубины на 100 метров

G = (t₂ –t₁ )*100 / (Н₂ –Н₁)

2. Геотермическая ступень – расстояние по вертикали на котором температура изменяется на 1⁰С

g = (H₂ – H₁) / (t₂ – t₁)

Значение геотермических градиентов для разных участков земной коры различны. Для ВУ НГП – 1-1,2⁰С/100 м.

Неоднородность продуктивных пластов – это изменчивость форм залегания и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов в пределах одного горизонта или всего эксплуатационного объекта. Геологическая неоднородность пластов оказывает существенное влияние на характер перемещения флюидов в процессе разработки, на распределение запасов по площади и объему залежи, поэтому ее изучение крайне необходимо для обоснования технологических решений при выборе системы разработки объекта (залежи, месторождения).

Существует несколько подходов к оценке неоднородности, один из которых принадлежит Л.Ф. Дементьеву, где он выделяет до 5 видов неоднородности продуктивных пластов:

Классификация неоднородности по Дементьеву Л.Ф.

(залежь, как геологическая система; системно-структурный подход)

1. Ультрамикронеоднородность – характеризует степень неоднородности породы-коллектора по размерам, слагающих ее зерен. Обычно размеры частиц нефтесодержащих пород имеют размеры от 1 мм до 0,01 мм. Изучение этого типа неоднородности необходимо при исследовании процесса вытеснения нефти водой; при определении величины запасов.

2. Микронеоднородность - показатель изменчивости геолого-физических свойств коллекторов, т.е., литологии, пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности и др. Изучение необходимо для определения кондиционности параметров, для проведения условных границ в залежи между низко- и высокопродуктивным коллектором; для прогноза темпов обводнения и выработки пластов и др.

3. Мезонеоднородность – распространение по площади залежи коллекторов с разной степенью продуктивности. Изучение этого типа неднородности позволяет: выявить работающие и неработающие мощности в разрезе скважины; отслеживать направления фильтрационных потоков; контролировать продвижение ВНК и др.

4. Макронеоднородность - показывает распространение по площади залежи двух типов пород – коллекторов и неколлекторов. Ее изучение дает основные понятия о типе залежи, ее генетической форме; об участках отсутствия коллекторов (зоны замещения, выклинивания).

5. Метанеоднородность – описывает неоднородность крупных частей залежи по: характеру насыщения (газовая часть +нефтяная); по мощности отдельных прослоев; по литологии (газ–находится в менее проницаемом коллекторе, а нефть – в более). Оценка данного типа неоднородности позволяет решать вопрос о целесообразности объединения пластов в один эксплуатационный объект; выбирать системы размещения скважин для отдельных пластов и всего месторождения; и др.

Чаще всего в геолого-промысловых исследованиях используют другую классификацию неоднородности (более детальную).

Классификация неоднородности Чоловского И.П.

Макронеоднородность – пространственное распределение коллекторов и неколлекторов в объеме залежи. Разделяют два основных типа макронеоднородности: по вертикали- по толщине пласта и по простиранию пластов (по площади).

По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе нескольких продуктивных горизонтов – в разном количестве на разных участках залежи (за счет слияния нескольких в один или наоборот, выклинивания отдельных пропластков).

По простиранию макронеоднородность проявляется в изменчивости нефтенасыщенных толщин вплоть до нуля, т.е., в наличии зон выклинивания коллектора или его замещения.

Графически макронеоднородность по толщине отображается в виде геологических профилей и схем корреляции; макронеоднородность по площади можно представить в виде карт распространения коллектора.

Количественные показатели макронеоднородности:

1. Коэффициент расчлененности:

К_р= ∑n / N, где

∑n – число прослоев, вскрытых скважинами; N –общее число скважин

Коэффициент показывает число проницаемых прослоев в залежи.

2. Коэффициент песчанистости, показывающий долю коллектора в общем объеме пласта: К_п = ∑h_эф / ∑Н_общ.

3. К оэффициент распространения коллектора по площади:

К_р.к.= S _к/S_з, где

S _к - площадь коллектора, S_з – площадь пласта.

Коэффициент оценивает степень прерывистости их залегания

Изучение макронеоднородности позволяет:

При проектировании разработки и при подсчете запасов	В процессе разработки
Моделировать форму залегания коллекторов	Квалифицированно планировать и проводить мероприятия геолого-промыслового контроля разработки
Конкретизировать места слияния пластов как возможные зоны перетока нефти между пластами	Детально оценивать охват залежи процессом дренирования (бурения)
Определять целесообразность выделения эксплуатационных объектов	Обоснованно реализовывать технологические мероприятия по увеличению эффективности разработки
Обосновывать эффективное расположение добывающих скважин	Выбирать опытные и эталонные участки для проведения и оценки результатов испытания новых способов воздействия на пласты

Микронеоднородность – показатель изменчивости ФЕС коллектора в пределах залежи. В связи с этим выделяют микронеоднородность по пористости, проницаемости, нефтенасыщенности. Наибольший интерес представляет микронеоднородность по проницаемости – зональная и слоистая. Зональная микронеоднородность – описывает изменчивость проницаемости пласта по площади залежи, а слоистая – по разрезу.

Для оценки степени микронеоднородности применяют два способа: вероятностно-статистический и графический.

Графически микронеоднородность можно представить в виде карт пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, а также коллекторов с разной степенью продуктивности (все параметры определены либо по ГИС, либо по керну).

Серия таких карт, построенных для всех пластов месторождения, дает объемное представление о характере изменения свойств коллекторов в залежи. Данные карты служат для моделирования процессов фильтрации на ЭВМ при создании постоянно действующих геолого-гидродинамических моделей.

Изучение макронеоднородности позволяет: определять кондиционные пределы ФЕС, прогнозировать характер работы коллекторов в различных частях залежи; темпы обводнения скважин и продукции залежи; выявлять участки не вовлеченные в разработку и др.

Вероятностно-статистические методы применяются в случае определения ФЕС коллекторов по ГД методам (т.е., эмпирическими расчетами). Наиболее часто используется метод «анализа характеристик распределения параметра». Изучение законов распределения основных ФЕС: пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, показало наличие схожих форм гистограмм (распределения), причем для разных геологических условий.

Распределение параметров сводится к 5 основным типам:

1. Нормальное или симметричное распределение (пористость терригенных и карбонатных пород)

2-3. Лево- и правоассиметричное распределение (2-нефтенасыщенность, 3- проницаемость- Логарифмически нормальный закон распределения)

4. Крайнеассиметричное распределение

5. Гиперболоподобное распределение

2. Корреляция разрезов скважин. Принципы детальной корреляции.

Методика проведения корреляции (см. методичку по контрольной работе, часть1)

Дата добавления: 2014-01-04