Главная Случайная страница



Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать неотразимый комплимент Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?


Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника







Кровля и подошва: 1 – пласта, 2 – прослоя, 3 – коллектор, 4 – неколлектор; а – в – индексы пластов-коллекторов





 

 

коэффициент песчанистости, показывающий долю объема коллектора (или толщины пласта) в общем объеме (толщине) залежи,

 

Рис. 29. Фрагмент карты рас­пространения коллекторов од­ного из пластов горизонта:

Ряды скважин: Н — нагнетательных, Д — добыва­ющих; 2 — границы распро­странения коллекторов; 3 — границы зон слияния; участ­ки: 4 — распространения коллекторов, 6 — слияния пласта с вышележащим плас­том, 7 — слияния пласта с нижележащим пластом.

 

 


 


(V.19)

Где — эффективная толщина пласта в скважине; N — число скважин;

коэффициент литологической связанности, оценивающий степень слияния коллекторов двух пластов (прослоев),

(V.20)

где FCB — суммарная площадь участков слияния; FKпло­щадь распространения коллекторов в пределах залежи;

коэффициент распространения коллекторов на площади залежи, характеризующий степень прерывистости их залега­ния,

(V.21)

- суммарная площадь зон распространения коллекто­ров пласта (прослоя);

коэффициент сложности границ распространения коллек­торов пласта

(V.22)

где суммарная длина границ участков с распростране­нием коллекторов; П — периметр залежи (длина внешнего контура нефтеносности);

три коэффициента, характеризующие зоны распростра­нения коллекторов с точки зрения условий вытеснения из них нефти:

(V.23)

Где , , соответственно коэффициенты сплошного распространения коллекторов, полулинз и линз; F — сум­марная площадь зон распространения коллекторов; Fспл — площадь зон сплошного распространения, т.е. зон, получаю­щих воздействие вытесняющего агента не менее чем с двух сторон; Fпл — площадь полулинз, т.е. зон, получающих одно­стороннее воздействие; Fл — площадь линз, не испытываю­щих воздействия;

. (V.24)

На рис. 20 стрелками показаны направления воздействия вытесняющего агента на зоны коллекторов с разными усло­виями залегания.

Комплекс названных коэффициентов дает достаточно представительную картину макронеоднородности.



Для характеристики макронеоднородности пласта по площади применяются статистические числовые характерис­тики. Так, используются дисперсия σ2 статистической сово­купности с качественным признаком, с помощью которой оценивается пространственная выдержанность пластов:

(V.25)

где ; число скважин, вскрывающих коллек­тор; N — общее число пробуренных скважин.

В табл. 2 приведены вычисленные В.А. Бадьяновым значе­ния для пластов горизонта Д1 по двум площадям Ромашкинского месторождения.

Для характеристики макронеоднородности горизонта Д1 в целом в пределах площади вычисляется

где .



Для приведенных в табл. 2 площадей соответственно равны 0,17 и 0,19. Следовательно, макронеоднородность го­ризонта Д1 на Миннибаевской площади несколько больше, чем на Альметьевской.

Во ВНИИнефти предложен ряд коэффициентов макроне­однородности по площади и по объему, производных от или ω и Ксв.

Изучение макронеоднородности позволяет решать следу­ющие задачи при подсчете запасов и проектировании разра­ботки:

моделировать форму сложного геологического тела (по­род-коллекторов), служащего вместилищем нефти или га­за;

выявлять участки повышенной толщины коллекторов,

Таблица 2

 

Пласт ω Пласт ω
Альметьевская площадь Миннибаевская площадь
А Б В Г Д 0.82 0.84 0.61 0.92 0.67 0.14 0.12 0.23 0.06 0.21 А Б В Г Д ДД 0.48 0.72 0.73 0.97 0.76 0.24 0.20 0.19 0.02 0.18
Примечание: для Альметьевской площади N=157, для Миннибаевской N=401.

 

возникающей в результате слияния прослоев (пластов), и со­ответственно возможные места перетока нефти и газа между пластами при разработке залежи;

определять целесообразность объединения пластов в еди­ный эксплуатационный объект;

обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скважин;

прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разра­боткой;

подбирать аналогичные по показателям макронеоднород­ности залежи с целью переноса опыта разработки ранее освоенных объектов.

В процессе разработки залежей знание макронеоднород­ности способствует:

  • квалифицированному планированию и проведению промыслово-геологического контроля разработки;
  • оценке фактического охвата залежи процессом дрениро­вания;
  • обоснованию и реализации технологических мероприятий по регулированию разработки для повышения их эффектив­ности;
  • выбору идентичных, опытных и эталонных участков для проведения и оценки результатов опытно-промышленного испытания новых процессов разработки;
  • обоснованному группированию залежи при обобщении опыта их разработки.

Микронеоднородностьпродуктивных 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.

Изучение законов распределения свойств нефтегазонос­ных пластов показало общность форм гистограмм и полиго­нов распределения одних и тех лее свойств для различных геологических условий. Это свидетельствует о том, что ста­тистические распределения значений признаков по интерва­лам существуют объективно и что эти распределения пред­ставляют характеристику структуры пород на микроуров­не. Все разнообразие форм распределений свойств нефте­газоносных пластов сводится к пяти основным типам (рис. 30).

В результате теоретического анализа установлено, что по­ристость терригенных и карбонатных коллекторов подчиня­ется закону нормального распределения. Значения начальной нефтенасыщенности распределяются по еще не установлен­ному закону, отличающемуся от закона нормального распре­деления. В распределении проницаемости отмечается резкая и далее крайняя левая асимметрия.

В связи с особой важностью изучения изменчивости про­ницаемости предприняты попытки свести эмпирическое рас­пределение ее значений к какому-либо функционально-нормальному. В настоящее время при решении практических задач для описания распределения проницаемости чаще всего используют логарифмически нормальный закон.

Для количественной оценки микронеоднородности широ­ко используются также числовые характеристики распреде­лений случайных величин, такие как

Рис. 30. Основные типы кривых распределения значений геологических признаков.








Date: 2015-04-23; view: 1127; Нарушение авторских прав



mydocx.ru - 2015-2021 year. (0.008 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию