Б) по простиранию (по площади)

Проявляется в изменчивости нефтенасыщенных толщин, наличию зон выклинивания коллекторов или его замещения.

 

 

Графически макронеоднородность по простиранию можно представить в виде карт распространения коллектора.

Количественные показатели макронеоднородности:

1) коэффициент расчлененности

∑n – число прослоев, N – общее число скважин

Это коэффициент показывает число проницаемых прослоев в залежи

2) коэффициент песчанистости

hэф –эффективная нефтенасыщенная толщина,

Nобщ – общая толщина

Коэффициент показывает долю коллектора в общем объеме пласта

3) коэффициент распространения коллектора по площади

S_к – площадь коллектора, S_з – площадь пласта

 

Коэффициент оценивает степень прерывистости и залегания.

Изучение макронеоднородности проводится путем детальной корреляции разреза, выделения продуктивных пластов, подсчетных объектов, проницаемых пропластков, зон выклинивания и слияния коллекторов. На основании полученных результатов строятся карты суммарной толщины пласта, эффективной и эффективной-нефтенасыщенной толщины.

Карты общей толщины служат для изучения условий осадконакопления и формирования структур.

Карты эффективной толщины указывают суммарную толщину всех проницаемых пропластков, включая нефтенасыщенные. Эта информация необходима для подсчета запасов и проектирования систем разработки.

Карты эффективной-нефтнасыщенной толщины строятся с учетом того, что в области полного нефтенасыщения пласта, ограниченной внутренним контуром нефтеносности, карты эффективной толщины являются также и картой эффективной нефтенасыщенной толщины. Карты эффективной нефтенасыщенной толщины служат основой для вычисления нефтенасыщенного объема залежи, площади нефтеносности и среднего значения эффективной нефтенасыщенной тощины.

Микронеоднородность – показатель изменчивости ФЕС коллекторов в пределах залежи. Выделяют микронеоднородность по пористости, проницаемости, нефтенасыщенности. Наибольший интерес представляет микронеоднородность по проницаемости. Она бывает зональная и слоистая. Зональная микронеоднородность описывает изменчивость проницаемости пласта по площади залежи, а слоистая – по разрезу.

Для оценки степени микронеоднородности применяют 2 способа: графический и вероятностно-статистический.

1) Графически микронеоднородность можно представить в виде карт пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, а также коллекторов с разной степенью продуктивности. Все эти данные определяются по керну или по данным ГИС. Серия таких карт, построенных для всех пластов месторождения, дает объемное представление о характере изменения свойств коллекторов в залежи. Данные карты служат для моделирования процессов фильтрации на компьютере при создании постоянно действующих геолого-гидродинамических моделей.

2) Вероятностно-статистические методы применяются в случае определения ФЕС по гидродинамическим методам. Наиболее часто используется метод анализа характеристик распределения параметра. Распределение параметров сводится к 5 основным типам:

· Нормальное или симметричное распределение (учитывается пористость терригенных и карбонатных пород)

· Лево и право симметричное распределение нефтенасыщенности

· Лево и право симметричное распределение проницаемости

· Крайне симметричное распределение

· Гиперболоидное распределение