Информационные модели - основа баз данных АСУТП разработки сено-манских залежей УЪенгойско-Ямбургского газопромыслового региона, страница 5

Примвчание. п- число образцов.


1987). Надо отметить, что С.И.Шюшггощм исследовано около 6000 образ­цов, однако все результаты в принципе совпадают, что позволяет исполь­зовать коэффициент анизотропии в практических задачах по оценке верти­кальной проницаемости.

5. Коэффициент остаточной газонасыщенности Ког имеет принципиаль­ное значение в решении задач оценки и распределения объемов внедрившей­ся в залежь воды в зависимости от класса качества коллектора, а также при определении коэффициента вытеснения, который, в свою очередь, свя­зан с оценкой коэффициента конечной газоотдачи. Коэффициент Ког систе­матически определялся на месторождении Медвежье в течение девяти лет по результатам временных замеров методом нейтронного гамма-каротажа (НТК) в пластах, находящихся ниже поверхности текущего ГЕК, т.е. в об­водненной части залежи.Его средняя величина составляет 0,20 доли ед.Ев значение следует рассматривать в качестве верхнего предела оценки Ког, поскольку в процессе падения величины давления возможны перетоки газа в залежь из обводненной части (Ю.Г.Тер-Саакян, 1987, А.С.Михайлин, 1988).

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.

Вполне понятно, что для каждой конкретной залежи необходам какой-то комплекс показателей и параметров, наиболее полно и однозначно от­ражающий неоднородность изучаемого объекта. Он подбирается с учетом степени геологической неоднородности £ Aj.

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 пропластков, причем большая часть объема продуктивной толщи газогидродинашгчески представляет одиное целое. В этом случае при оценке геологической неод­нородности представляются целесообразными изучение и количественная оценка следующего комплекса показателей и параметров: лесчашстости, 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.

8


I. Параметр со   , учитыващий динамическую неоднородность дластов до проницаемости и эффективной пористости, которые влияют на коэффици­ент вытеснения и скорость продвижения воды. Предложен М.Л.Сургучевым (1968)

 

2.   Комплексный параметр Л   , учитывающий динамическую неоднород­
ность пластов по проницаемости^ открытой пористости Кп и нефтегазонасыщенности Кг, предложен тоже М.Л.Сургучевым (1968).

Для газоносных дластов он записывается следующим образом:

Jt= *nfJk .                                                   (4)

"п

3.   Показатель динамической емкости порового пространства коллекто­
ров Р' введен Ф.С.Акбашевым и Л.Ф.Дементьевым (1980). Использование
этого параметра позволяет получать более эффективные решения многих
практически важных задач, связанных с учетом геологической неоднороднос
ти объектов, по сравнению с применением'других параметров, или пористос
ти, 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

4. Нами предложен показатель неоднородности Р^, учитывающий качест во коллектора, которое определяется, в первую очередь, основными пара­метрами подсчета запасов и разработки: К—,, Кп, Кр или Кп#Эф- и произве дениями этих величин на Н_^. Показатель аналогичен предыдущему и выгля­дит как