128
в залежь из обводненной части (Ю.Г. Тер-Саакян, 1987 г., А.С. Михайлин, 1988 г.).
Модель реального неоднородного геологического объекта (пласта, пачки или залежи) можно задать с помощью набора большого числа коэффициентов, которые в совокупности мало что значат, так как каждый из них характеризует объект со своей стороны. По большому набору показателей нельзя даже сопоставить два пласта (пачки) и достоверно определить, какой из них более неоднороден.
Понятно, что для каждой конкретной залежи необходим какой-то комплекс показателей и параметров, наиболее полно и однозначно отражающий неоднородность изучаемого объекта. Он подбирается с учетом степени геологической неоднородности [26].
На основании классификации продуктивных пластов по степени их геологической неоднородности продуктивные пачки (пласты) сеноманских залежей Медвежьего и Уренгойского месторождений были отнесены ко второму типу неоднородности. Он отличается повсеместным распространением продуктивных пачек по площади и частым расчленением их на ряд пропласт-ков, причем большая часть объема продуктивной толщи газо-гидродинамически представляет единое целое. В этом случае при оценке геологической неоднородности представляются целесообразными изучение и количественная оценка следующего комплекса показателей и параметров: песчанистости, расчлененности и связанности; прерывистости; комплексных параметров, учитывающих коллекторские свойства и степень неоднородности пласта; степени изменчивости удельных (линейных) запасов, проницаемости, эффективной пористости и эффективной газонасыщенной толщины.
Рассмотрим ряд показателей, отражающих неоднородность пласта.
1. Параметр ш, учитывающий динамическую
неоднородность
пластов по проницаемости и
эффективной пористости, которые
влияют на коэффициент вытеснения и
скорость продвижения
воды. Предложен М.Л. Сургучевым (1968 г.)
w - —£*■»-- .---------------- (23)
•К-п .эф
2. Комплексный параметр Л, учитывающий динамическую
не
однородность пластов по
проницаемости, открытой пористости
Кп и нефтегазонасыщенности
Кг, предложен тоже М.Л. Сургу
чевым (1968 г.).
Для газоносных пластов он записывается следующим образом:
а - -кпр'кг_
# (24)
3. Показатель динамической емкости порового пространства
129
коллекторов Рк введен Ф.С. Акбашевым и Л.Ф. Дементьевым (1980 г.). Использование этого параметра позволяет получать более эффективные решения многих практически важных задач, связанных с учетом геологической неоднородности объектов, по сравнению с применением других параметров, или пористости, или проницаемости в отдельности.
Показатель был использован указанными авторами при оценке граничных значений свойств коллекторов и подсчете запасов нефти объемным методом. Он представляет собой произведение открытой пористости на логарифм проницаемости
Р' - К -1к К (25)
//
4. Показатель неоднородности Рк, учитывающий качество
коллектора, которое определяется, в
первую очередь, основ
ными параметрами подсчета запасов и
разработки: Кпр, К„, Кг
или Клэф - и произведениями этих величин на Н*». Показа
тель аналогичен предыдущему и выглядит как
Рк - Kn^-lg Кпр. (26)
5. Удельная эффективная газонасыщенная емкость и прово
димость класса коллектора. В связи с
предложенной оценкой
качества коллектора по продуктивности разработана универ
сальная классификация
пород-коллекторов. На этой основе
выделяются классы коллектора - каждому пропластку в разрезе
скважины присваивается определенный класс. В
пределах по
следнего (по разрезу скважины суммируются пропластки одного
класса коллектора) выполняется расчет
эффективной газона
сыщенной толщины суммы пропластков, ее
процентного содер
жания по отношению к толщинам других классов, произведений
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.