РД 153-39.0-110-01 Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

4.4. Показатели неоднородности пластов

Для количественного решения вопросов выработки запасов нефти из неоднородных объектов и, в частности, для определения нефтеотдачи, а также для расчетов технологических показателей при проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений большое значение имеют статистические характеристики неоднородности продуктивного объекта - средних значений параметров, коэффициентов вариации, коэффициента песчанистости , коэффициента расчлененности и степени прерывистости (таблицы Д4, Д5).

Можно также определять среднюю нефтенасыщенную толщину эффективных пропластков, из которых состоит продуктивный горизонт

,

где - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пропластка; - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта; - коэффициент расчлененности пласта.

Определение этих показателей производится при проектировании разработки. При анализе разработки на основе дополнительных исходных данных, полученных в результате лабораторных, геофизических и промысловых исследований новых, вышедших из бурения скважин, производится уточнение этих параметров.

При выполнении геолого-промыслового анализа разработки нефтяной залежи рекомендуется осуществить типизацию неоднородных коллекторов. Поскольку одним из важнейших факторов, влияющих на эффективность разработки нефтяной залежи, является прерывистость продуктивного пласта, осуществляется типизация, основанная на том, какая доля гидродинамически связанных коллекторов (ГСК) и какая доля прерывистых коллекторов (ПК) и сильно прерывистых коллекторов (СПК) содержится в объеме пласта. Выделяются четыре типа строения продуктивных пластов:

Тип 1. В объеме продуктивной толщи, в основном, присутствуют прослои, относящиеся к гидродинамически связанным коллекторам (их доля более 0,85).

Тип 2. Доля гидродинамически связанных коллекторов в объеме продуктивного пласта изменяется от 0,5 до 0,85.

Тип 3. Доля гидродинамически связанных коллекторов в объеме пласта изменяется от 0,5 до нуля. Преобладают пропластки, относящиеся к прерывистым и сильно прерывистым коллекторам.

Тип 4. Гидродинамически связанные коллектора в объеме пласта отсутствуют. Преобладают сильно прерывистые коллектора, на долю которых приходится от 50% до 100% объема пород.

Признаком принадлежности пласта или отдельного его участка к тому или иному типу строения является коэффициент песчанистости:

1 тип - ;

2 тип - ;

3 тип - ;

4 тип - .

Построив карту равной песчанистости продуктивного пласта (равных коэффициентов песчанистости), можно будет выделить на территории нефтяной залежи зоны распространения коллекторов различного типа. Для удобства построение карты равной песчанистости следует производить по значениям коэффициента песчанистости, являющихся граничными между коллекторами различного типа, т.е. 0,7; 0,5; 0,3. На картах равной песчанистости следует также выделять зоны, где пласт является монолитным, т.е. =1,0.

Карты равной песчанистости с выделенными на них зонами коллекторов различного типа весьма полезны при геолого-промысловом анализе разработки, выяснении причин тех или иных особенностей работы скважин на различных участках пласта и, особенно, при построении карты остаточных нефтенасыщенных толщин, так как на поздней стадии разработки остаточные запасы нефти приурочены обычно к зонам коллекторов 3-го и 4-го типов, а зоны обводненного пласта - к коллекторам 1-го и 2-го типов.