Дослідження неоднорідності пластів при розобці родовищ нафти

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

 

КП.ВНГ-06.00.000 ПЗ

 

1 ДОСЛІДЖЕННЯ НЕОДНОРІДНОСТІ  ПЛАСТІВ ПРИ РОЗРОБЦІ РОДОВИЩ  НАФТИ

1. Характеристика неоднорідності пластів

 

Продуктивним горизонтам властива одна особливість – мінливість їх властивостей по всьому зайнятому  об’єму. Було б неправильно називати цю мінливість анізотропією, оскільки остання характеризується зміною фізичних властивостей в різних напрямках. У  продуктивних пластах поряд зі зміною фізичних властивостей спостерігається  зміна літолого-фаціального і мінералогічного складу, зміна агрегатного стану порід і ін. Тому для характеристики мінливості продуктивного горизонту в об’ємі нафтового покладу потрібно більш узагальнений термін. Таким терміном є неоднорідність.

До теперішнього часу немає  єдиної точки зору з питань термінології, класифікації та оцінки неоднорідності будови нафтових покладів. Неоднорідність нафтових покладів іменується в працях багатьох авторів як геологічна, так як вона обумовлена ​​в основному геологічними процесами, в результаті яких змінюються літологія, петрографія, а також фізичні властивості порід і насичуючих їх флюїдів. Слід зазначити, що при вивченні неоднорідності будови нафтових покладів мало звертається увага на неоднорідність складу і властивостей пластових рідин, в той час, як в роботах багатьох авторів відзначається істотне розходження нафти, наприклад, за змістом високомолекулярних компонентів, щільності, в'язкості та ін. [1].

Отже, неоднорідність пластів – це непостійність чисельних значень параметрів пласта ( потужності, пористості, проникності та інші), чи в більш широкому значенні цього поняття – мінливість літолого-фаціальної характеристики пласта по площі і по розрізу[2].

В даний час не представляється  можливим обґрунтовано підібрати універсальний  критерій або міру для оцінки неоднорідності. Однак слід зазначити, що навряд чи така міра існує або може бути обрана, оскільки визначення неоднорідності включає  в себе цілий комплекс понять і  властивостей з різних галузей знань. Мінливість продуктивних відкладів є наслідком дії різнорідних чинників, які так чи інакше впливають на процеси осадоутворення. Різноманітність факторів як раз не дозволяє вибрати якусь універсальну міру неоднорідності. Відсутність універсальної міри неоднорідності ускладнює можливість задовільного обліку неоднорідності взагалі в гідродинамічних і технологічних розрахунках. Тому виникає необхідність систематизації чи класифікації неоднорідності.

Систематизація неоднорідності, виділення яких-небудь її видів за певними ознаками дозволяє більш детально вивчити практично важливі питання неоднорідності.

При вивченні геологічної  неоднорідності пластів виділяють  деякі її різновиди , серед яких найбільше  розповсюджені: зональна неоднорідність (неоднорідність по площі), шарова неоднорідність ( неоднорідність по потужності пласта), переривчастість продуктивного пласта.

Всі неоднорідні пласти можна умовно поділити на дві категорії:

а) неоднорідні по параметрам ( потужності, проникності та ін.), але  не переривчасті пласти;

б) неоднорідні по параметрам і переривчасті пласти, лінзоподібні пласти.

З досвіду геологічного вивчення нафтових родовищ слідує, що в неоднорідному  неперервному пласті параметри можуть розподілятись закономірно : лінійно  чи по любому іншому закону. З іншої  сторони, досвід обробки даних по проникності, пористості та інших параметрах пласта показують, що розподіл цих параметрів може носити випадковий, ймовірнісний характер. В загальному випадку того чи іншого параметра пласта можна  представити як складовий із закономірної і випадкової складових.

Таким чином, можна виділити наступні види і характер розподілу  неоднорідності пластів по параметрам :

1. закономірний розподіл параметрів в неоднорідному неперервному пласті;
2. випадковий, ймовірний розподіл параметрів в неоднорідному неперервному пласті;
3. зональна неоднорідність по площі чи по об’єму пласта, коли в межах  нього можна виділити окремі зони із значно відмінними параметрами оточуючих їх областей пласта;шарова неоднорідність чи неоднорідність по потужності неперервного пласта. В цьому випадку в розрізі пласта можна виділити прошарки різної проникності, пористості, потужності, нафтонасиченості та ін. , відділені один від одного малопроникними глинистими прошарками, а також контактуючі один з одним;
4. в загальному вигляді на вказані вище неоднорідності  пласта накладається їх неоднорідність по переривчастості, лінзоподібності. Окремі продуктивні прошарки-колектори в межах об’єму пласта виклинюються, заміщуються породами не колекторами. Переривчастість пласта може бути обумовлена тим чи іншим диз’юнктивним порушенням [2].

Використання в гідродинамічних  розрахунках похідних параметрів, що утворюються за рахунок одночасного  обліку геолого-фізичних властивостей пласта, призводить до необхідності виділення додаткових видів неоднорідності: по провідності пласта; по гідропроводності пласта; по коефіцієнту продуктивності і т.д.

Літолого-фаціальна неоднорідність

Під літолого-фаціальною неоднорідністю розуміють мінливість літолого-фаціального складу продуктивного горизонту, мінералогічного і гранулометричного складу порід, що складають продуктивні пласти нафтових покладів. Цей тип неоднорідності можна охарактеризувати чергуванням порід як по розрізу продуктивного горизонту, так і по площі покладу; зміною товщини цих порід; їх виклинюванням; заміщенням одних порід іншими; лінзоподібністю і т.д. Таким чином, літолого-фаціальна неоднорідність є наслідком процесів седиментації порід, що входять до складу продуктивного горизонту. Уявлення про літолого-фаціальну неоднорідність можна одержати при вивченні і аналізі різних геологічних карт і профілів. Карти ефективної товщини порід, карти товщини продуктивного горизонту, карти розвитку і поширення (зональні карти) окремих пластів дають наочне уявлення про зональну літолого-фаціальну неоднорідність. По цих картах можна судити

як про варіації товщин окремих шарів, що входять до складу продуктивного горизонту, так і про варіації ефективної товщини і загальної товщини продуктивного горизонту в цілому. Геологічні профілі дозволяють отримати наочне уявлення про шаруватість літолого-фаціальну неоднорідність.

Нерідко для вивчення і  наочного уявлення про просторову літолого-фаціальну неоднорідність окремих ділянок покладу будують так звані блок-діаграми, що представляють поєднання геологічних профілів і карт розподілу товщини пластів. В даний час для вивчення цього типу неоднорідності застосовують методи теорії ймовірностей і математичної статистики. Надмірне захоплення методами теорії ймовірностей при забутті надійних і перевірених методів нафтопромислової геології може призвести до помилкових методів. Необхідно розумне комплексне поєднання цих двох методів при вирішенні завдань проектування, контролю, аналізу і регулювання розробки нафтових покладів. Всі реальні продуктивні пласти нафтових родовищ є неоднорідними в літолого-фаціальному відношенні. Але ступінь цієї неоднорідності і її характер можуть бути різними. Тому для порівняльної кількісної оцінки літолого-фаціальної неоднорідність використовують спеціальні коефіцієнти. Найбільш широке застосування знайшли три коефіцієнти: коефіцієнт піщаності (для теригенних порід), коефіцієнт розчленування і коефіцієнт зв'язаності [1].

 

Неоднорідність  пласта по проникності

Проникність є однією з  найважливіших гідродинамічних  характеристик пористого середовища. Від величини коефіцієнта проникності  залежить пропускна здатність пористого  середовища. Тому видобувні можливості свердловини і пласта або його продуктивність також залежать від величини

проникності. Внаслідок цього  проникність істотно впливає  практично на всі технологічні показники  розробки. Нафтовіддача, як один з найважливіших технологічних показників системи розробки, також визначається величиною проникності. До теперішнього часу шляхом теоретичних і лабораторних досліджень, а також на основі узагальнення великого практичного досвіду доведено, що чим більше середнє значення коефіцієнта проникності пласта, тим більша кінцева нафтовіддача. Треба відзначити, що питання неоднорідності пласта по проникності вивчені більш повно, ніж питання літолого-фаціальної неоднорідності. Таке становище можна пояснити двома причинами. По-перше, проникність є найважливішим гідродинамічним параметром, тому його вивченню дослідники приділяли більше уваги. По-друге, проникність - це фізична властивість пласта, що дозволяє використовувати для її вивчення добре відомі і надійні фізичні методи. Тим не менш, проникність порід як фізична властивість пористого середовища вивчено недостатньо повно. До цих пір є багато незрозумілих питань, пов'язаних із зміною проникності при фільтрації рідин під різними градієнтами тиску, зі зміною проникності в залежності від властивостей фільтруючих рідин і поверхневих властивостей порід та ін.. При цьому важливу роль в усуненні незрозумілих питань грає неоднорідність пористого середовища по проникності. Ефективність вивчення неоднорідності пластів по проникності буде вищою, якщо ці роботи проводити з урахуванням традиційних методів розрахунку, що застосовуються в підземній гідродинаміці. Так, при вивченні закономірностей переміщення водонафтового контакту і процесів витіснення нафти водою з пористого середовища використовується модель шарово-неоднорідного пласта, коли результати рішення для одного шару підсумовуються по всіх верствах. При вивченні питань переміщення контуру нафтоносності, обводнення свердловин, розподілу пластового тиску та інших вирішуються плоскі задачі, в яких реальний пласт замінюється площиною. У зв'язку з цим доцільніше вивчати зміну проникності по розрізу пласта, а також зміну проникності по площі покладу. Для дослідження взаємозв'язку між нафтовіддачею і проникністю доцільніше вивчати зміну проникності за обсягом нафтонасичуючих пластів.

 

Шарова неоднорідність пласта по проникності

За даними дослідження  зразків керна, відібраних при бурінні  багатьох свердловин різних родовищ, встановлено, що проникність порід по розрізу  продуктивного пласта змінюється. При  цьому, якщо спробувати скорелювати значення проникності по розрізу різних свердловин , то можна виявити, що відсутня якась закономірність в зміні проникності. Однак встановлено, що в змінах літолого-фаціального, мінералогічного і гранулометричного складу по розрізу пласта існують певні закономірності, які добре простежуються в межах всієї площі поклади. За аналогією багато авторів приходять до висновку про існування певних закономірностей у зміні проникності по розрізу пласта, якщо вивчати зміну певних значень проникності по верствам при поступовому переході від підошви до покрівлі. Тільки при такому підході можна говорити про шарову неоднорідність пласта по проникності в межах границь покладу або площі нафтоносності[1].

Під пошаровою неоднорідністю пласта по проникності слід розуміти зміну усереднених по пропласткам значень проникності в залежності від товщини пласта.

Рисунок 1.1 – Схема шарово-неоднорідного  пласта і розподіл тиску в ньому

Маємо багатошаровий  пласт. У межах кожного шару проникність  усюди однакова, а на межі сусідніх пропластків змінюється стрибком [3].

Таким чином, неоднорідність пласта по проникності може бути задана у вигляді деякої функції k (h), де h - координата товщини пласта. Характер зміни функції k (h) може бути отриманий  за даними дослідження кернів на проникність. При цьому необхідно мати достатню кількість зразків, піднятих із свердловини  під час розкриття пласта. Також необхідно, щоб керн відбирався з свердловин, розміщених більш або менш рівномірно по площі покладу. Непряме уявлення про шарову неоднорідність пласта по проникності можна отримати за результатами геофізичних досліджень проникності, а також за даними дослідження свердловин глибинними дебітомірами.

Зональна неоднорідність продуктивних пластів

Зональна неоднорідність продуктивного пласта по проникності  також є наслідком процесу  седиментації. Раніше вказувалося, що проникність порід по вертикальному  розрізу пласта в кожній свердловині  змінюється. При цьому будь-які  закономірності в змінах значень проникності по розрізу свердловини відсутні. Якщо тепер усереднити значення проникності по розрізу свердловин, то отримаємо для кожної свердловини якесь своє значення проникності, усереднене по товщині пласта. У результаті на площі покладу отримаємо кілька середніх по товщині пласта значень проникності, віднесених до місця розташування кожної свердловини. Зі збільшенням числа свердловин на площі поклади збільшуються і число значень проникності. Отримана таким чином мінливість усереднених значень по площі покладу буде характеризувати зональну неоднорідність. Виходячи з наведених міркувань, К.Я. Коробов уточнив визначення зональної неоднорідності продуктивних пластів нафтових родовищ.

Під зональною неоднорідністю пласта по проникності по К.Я. Коробову слід розуміти зміну по площі покладу усереднених по товщині шару значень коефіцієнтів проникності. На практиці вивчення зональної неоднорідності пласта по проникності та облік цього виду неоднорідності здійснюється за допомогою карт  проникності. Карта проникності є однією з можливих реалізацій функції ǩ (x, y). Похибка в розрахунках, що виникає за рахунок різниці між картою проникності і функцією ǩ (x, y), може бути оцінена за допомогою випадкових функцій . Карта проникності є хорошим посібником при вивченні характеру переміщення контуру нафтоносності, при виявленні закономірності обводнення свердловин і покладу та інших питань, що стосуються аналізу впливу зональної неоднорідності пласта на технологічні показники розробки і на кінцеву нафтовіддачу пластів.