Файл: Изучение геологической макронеоднородности продуктивных пластов.docx

ПЕРВОЕ ВЫСШЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ РОССИИ



МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Реферат

По дисциплине  «»

Тема: «Изучение геологической макронеоднородности продуктивных пластов»

Выполнил: студент гр.

(подпись) (Ф.И.О.)

Дата:

Оценка:

Проверил:

(должность) (подпись) (Ф.И.О.)

Санкт-Петербург

2020

Оглавление

Введение

Многие месторождения углеводородов относятся к осадочным горным породам, а значит, являются хорошими коллекторами. Нефть и газ в нефтяных и газовых залежах располагаются в промежутках между зернами, в трещинах и кавернах пород, слагающих пласт. Нефть в промышленных объемах обычно находят только в тех коллекторах, которые совместно с окружающими их породами образуют ловушки различных форм, удобные для накопления нефти (антиклинальные складки, моноклинами, ограниченные сбросами, ловушки литологического типа, образовавшиеся вследствие фациальных изменений пород, окружающих коллектор нефти).

Нефтегазоносные породы, как природные резервуары, имеют весьма сложное строение. Полезный объем и пути движения в них жидкостей и газов имеют весьма резкую изменчивость по форме и свойствам. 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: макронеоднородность и микронеоднородность.

---

Целью работы является: изучение геологической макронеоднородности продуктивного пласта.

Выделим задачи:

• 
  Определение макронеоднородности;
  
• 
  Виды неоднородности;
  
• 
  Методы изучения;
  

Глава I

Общие сведения

Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи. Геологическая неоднородность оказывает огромное влияние на выбор систем разработки и на эффективность извлечения нефти из недр - на степень вовлечения объема залежи в процессе дренирования. Различают два основных вида геологической неоднородности - макронеоднородность и микронеоднородность. Разберемся в каждом из этих понятий подробнее.

Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостно-фильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводородов.

Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости. Для изучения микронеоднородности используют данные определения этих параметров по образцам пород и геофизическим данным.

Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют два основных способа - вероятностно-статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные интерпретации геофизических исследований скважин.

Вероятностно-статические методы обычно применяются при эмпирических гидродинамических расчетах. Из них наиболее распространен метод анализа характеристик распределения того или иного фильтрационно-емкостного свойства пород, слагающих продуктивные пласты.

Для количественной оценки микронеоднородности широко используются также числовые характеристики распределений случайных величин, такие как среднее квадратическое отклонение, коэффициент вариации, среднее абсолютное отклонение, вероятное отклонение, энтропия. 

Графически микронеоднородность отображают на детальных профилях и картах, характеризующих и макронеоднородность.

Макронеоднородность

Если каждый прослой коллектора рассматривать как единое нерасчленимое целое, т.е. выделять в разрезах скважин только коллекторы и неколлекторы и прослеживать распространение тех и других по площади залежи, то можно изучить макроструктуру нефтегазоносного пласта (горизонта) и его макронеоднородность. Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород–коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует взаимное распределение в ней коллекторов и неколлекторов. Макрооднородным считают единичный пласт (горизонт) монолитного строения, залегающий в пределах залежи повсеместно и имеющий относительно постоянную мощность. Такие залежи встречаются редко. Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам. Надежную оценку макронеоднородности можно получить только при наличии детальной корреляции продуктивной части разрезов скважин. Особую важность детальная корреляция и изучение макронеоднородности приобретают при расчлененности продуктивных горизонтов непроницаемыми прослоями. Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади).

---

Рис. 1 – Отражение макронеоднородности на фрагменте геологического профиля горизонта

По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов (обычно в разном количестве на различных участках залежей) – вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе некоторых пластов, уменьшения нефтенасыщенной толщины в водонефтяной (газовой) части залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др.

По простиранию макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов – коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания). Графически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью профилей (рис. 1) и схем детальной корреляции. В плане (по площади) она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта (рис. 2), на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участки, на которых происходит слияние пластов (для горизонта) или пропластков (для пласта) с ниже– или вышележащими пластами или пропластками.



Рис. 2 – Фрагмент карты распространения коллекторов одного из пласта
1 – ряды скважин; 2 – границы распространения коллекторов; 3 – границ зон слияния; 4 – распространения коллекторов; 5 – неколлектор; 6 – слияние пласта с вышележащим пластом; 7 – слияние пласта с нижележащим пластом.

При однопластовом строении залежи, когда пласт пород– коллекторов относительно однороден по составу, но толщина его изменчива, коллекторы залегают на площади неповсеместно, прерывисто, пласт является зонально макронеоднородным . Его строение иллюстрируется картой распространения коллекторов по площади. На карте показываются границы сплошного распространения коллекторов, также полулинз, линз, тупиковых зон, которые при стационарном заводнении и расположении скважин по основной равномерной сетке частично или полностью не включаются в процесс дренирования.

Зональная неоднородность при этом характеризуется двумя коэффициентами:

---

Коэффициент распространения коллекторов по площади (литологической выдержанности), характеризует степень прерывистости их залегания и охват пласта воздействием по площади:

,

Где S_i – площадь i-го участка, занятого коллектором; S – общая площадь залежи.

Его определяют после проведения детальной корреляции разрезов скважин и выделения зональных интервалов (пластов) путем отношения площади присутствия коллекторов данного интервала к общей площади пласта в пределах контура нефтеносности. Чем больше К_распр, тем больше степень гидродинамической связанности коллекторов по горизонтам. При вычислении К_распр необходимо построение карт распространения коллекторов. Критерием к отнесению объема (площади) служит расположение их относительно контура питания. Считается, что непрерывная часть пласта в процессе разработки будет полностью охвачена воздействием, полулинзы частично (зависит от плотности сетки добывающих скважин и их положения относительно нагнетательных), а линзы вообще не охвачены воздействием со стороны линии нагнетания. Для количественной оценки степени сложности строения прерывистых, фациально изменчивых пластов, используют коэффициент сложности:

Коэффициент сложности площадного залегания коллекторов – отношение суммарной длины границ участков пласта, представленных коллекторами, к длине периметра залежи:

,

где: L_пк – периметр (длина) границ, замещение коллекторов на не коллекторы или их выклинивание; L_з – периметр залежи (внешнего контура нефтеносности), включая участки коллекторов и неколлекторов.

Чем больше извилистость границ распространения коллекторов (больше L_ПК), тем больше образуется мелких тупиковых зон, охват вытеснением которых затруднен, и тем выше К_слож. Установлено, что по неоднородным, прерывистым пластам по мере уплотнения сетки скважин коэффициент сложности К_слож постепенно снижается. Это указывает на то, что даже при самой плотной (из применяемых на практике) сетке скважин все детали изменчивости пластов еще остаются неизвестными. Поэтому по мере разбуривания эксплуатационного объекта (ЭО) сеткой добывающих скважин требуется постоянное уточнение К_распр

---

и К_сложн.

При двухпластовом строении объект включает два в разной степени зонально неоднородных пласта, в некоторых местах возможно слияние их в единый пласт. В этом случае К_расп и К_сложн оценивают по каждому пласту раздельно и затем находят суммарные величины для объекта в целом. Наряду с этим для объекта в целом определяют три коэффициента: песчанистости, расчлененности и слияния пластов.

Коэффициент песчанистости представляет собой отношение эффективной мощности к общей мощности пласта, прослеживаемой в разрезе данной скважины. Он показывает, какую долю занимают коллекторы в общем объеме продуктивного горизонта:

,

где: h_эф и h_общ - средние значения эффективной и общей толщины пород.

При этом под общей мощностью продуктивного горизонта следует понимать мощность между его кровлей и подошвой вне зависимости от того, какими литологическими разностями будут представлены граничные слои.

Коэффициент расчлененности определяется для залежи в целом и характеризует среднее число песчаных прослоев, слагающих горизонт – отношение числа песчаных прослоев, суммированных по всем скважинам, к общему количеству скважин, вскрывших коллектор:

,

где: l₁, l₂, …, l_n - число прослоев коллекторов в каждой скважине; n - общее количество скважин, вскрывших коллектор.

В том случае, когда эксплуатационный объект представлен одним пластом песчаника, К_расчл = 1. При двухпластовом строении К_расчл обычно < 2, т. к. в большинстве скважин присутствуют оба пласта, в некоторых скважинах имеется только один, а в некоторых есть оба, но они слиты в единый пласт. К_песч в таком объекте < 1, т. к. между пластами–коллекторами имеется слой непроницаемых пород, входящий в общую толщину горизонта, но занимающий меньшую ее долю, чем пласты–коллекторы.

Коэффициент литологической связанности (слияния пластов) определяет зоны слияния двух смежных пластов–коллекторов. Под К_сл понимается отношение площадей слияния пропластков к общей площади залежи в пределах контура нефтеносности:

---