Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 [ 14 ] 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

д. - число случаев в /-м интервале. Если Дх мало, то для нормального распре-

деления можно написать

I

p(x)dxn \хр (xj) = "f е а F 2л

(1.64)

где п - общее число случаев.

Следовательно, точки х/, Ig оу распределяются случайным образом вокруг параболы с осью симметрии х - т, так как

Ig ai Ig

n Дх

а У 2л /

(1.65)

представляег собой уравнение параболы (М = 0,43).

При неоднородном распределении (состоящего, например, из двух нормальных) на полигоне частот, вычерченном в полулогарифмической сетке, будут различаться две параболы, соответствующие компонентам распределений. Это свойство и используется для разделения таких распределений. Параметры каждого из распределений далее уточняются также с использованием «вероятностной бумаги», как это было сказано выше. Статистические показатели определяются по каждому однородному распределению и по пласту в целом. Усредненные, параметры неоднородного распределения находят по формулам

а,- 2

Л/" (х) = 2 «1™/;

o{x) = yai(a2

(1.66)

(а2 + то?) -М2 (х).

Здесь а,- = --число случаев г-го однородного распределения;

Л - общее число случаев;

к - число однородных распределений. Если же неоднородность является следствием соединения двух или более генеральных совокупностей с логарифмически нормальным распределением каждой из них, то для их разбиения используется билогарифмическая бумага, на которой вычерчивается зависимость Ig а/ от Ig x, где х/ - середина /-го интервала. Прп неоднородном распределении точки группируются около многовершинной кривой. Используя свойство симметрии логарифмически нормального распределения по отношению к In т, разделяют последнее на его составляющие.

В случае неоднородного распределения М. М. Саттарова разложение эмпирической функции иа отдельные компоненты проводится исходя из следующего свойства функции распределения F (х). При х = х* (где х*-наиболее вероятное

значение случайной величины) значение функции равно постоянному числу независимо от числовых характеристик распределения:

Хо Хо

F (0,5) S 0,2.

Наиболее вероятные значения х* для любой из компонент распределения легко находятся, так как соответствуют наибольшему значению функции фактического распределения. Далее определяют вероятность любого интервала z > х* нисходящей ветви компоненты, свободной от влияния других компонент распределения. Вероятность значений х <С х* определяется экстраполированием на диаграмме квантилей.

При изучении неоднородного строения пород статистически исследуются не только проницаемость и пористость пород, но и мощность коллекторов, коэффициент их начальной нефтенасыщенности.

Для более полной характеристики и отображения неоднородного строения пород вводятся также дополнительные понятия коэффициентов песчанистости и расчлененности.

Коэффициентом песчанистости принято называть отношение мощности песчаников к общей мощности эксплуатационного объекта. Коэффициент расчлененности представляет собой отношение числа пластов песчаников, сзтамиро-ванных но всем скважинам, пробуренным на площади, к общему числу скважин.

Следует отметить, что если упомянутые статистические методы исследования свойств коллекторов позволяют отобразить неоднородное строение коллекторов, то представление, например, проницаемости пород в виде случайной величины при построении моделей фильтрационных нолей встречает ряд трудностей. Основная из них заключается в том, что при этом модель пласта получает существенную упорядоченность, в результате которой условия фильтрации нефти, газа и воды в модели и в натуре оказываются соответственно различными. Поэтому делаются попытки привлечь к построению статистических моделей фильтрационного поля теорию случайных функций i.

С этой целью М. И. Швидлер, например, рассматривает проницаемость пород случайной функцией координаты в том смысле, что при изменении сетки скважин мы каждый раз получали бы несколько иную функцию к = к (х, у) зависимости проницаемости от координат. Каждая из таких функций к (х, у), которая возникает при той или иной сетке скважин, принимается за реализацию случайной функции к = к (х, у). Множество таких реализаций к (х, у) представляют собой случайную функцию к = к (х, у).

Использование методов теории случайных функций позволяет дополнить упомянутые выше характеристики рассеивания свойств неоднородных пород новыми параметрами, которые свойственны случайным функциям.

§ 12. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ТРЕЩИНОВАТЫХ ПОРОД

Вследствие совершенствования методов исследования коллекторов нефтяных месторождений и накопления богатого промыслового материала в последние годы стало известно, что во многих залежах коллекторские свойства пластов характеризуются не только обычной

Швидлер М.И, Фильтрационные течения в нео:;нородных средах. М. Гостоптехиздат, 1963.

межзерновой пористостью, но в значительной степени также и наличием большого количества треш;ин.

Иногда емкость коллектора и промышленные запасы нефти в нем определяются преимущественно объемом трещин.

Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным породам, а в некоторых районах (Восточные Карпаты, Иркутский район и др.) и к терриген-ным отложениям. Пласты этих месторождений сложены плотными породами, очень часто не способными практически фильтровать сквозь себя жидкости (т. е. обладающими низкой межзерновой проницаемостью). Вместе с тем из них получают значительные притоки нефти к скважинам, что обеспечивается наличием разветвленной сети трещин, пронизывающих эти коллекторы.

Существуют различные мнения о том, что составляет емкость трещиноватого коллектора. По мнению некоторых исс.чедователей, емкость трещиноватого коллектора определяется только объемом трещин, а по мнению других (в настоящее время наиболее признанному [38]) - она обусловливается пустотами трех видов.

1. Межзерновым поровым пространством. Величина пористости блоков обычно невелика (2-10%).

2. Кавернами и микрокарстовыми пустотами. Пористость, слагаемая пустотами этого вида, характерна для карбонатных пород, где она составляет значительную часть (13-15%) полезной емкости трещинного коллектора.

3. Пространством самих трещин, составляющих трещинную пористость. Пустоты этого вида составляют десятые н сотые доли процента относительно объема трещиноватой породы. Пока известно мало залежей, где трещинная пористость оказалась бы соизмеримой с объемом добываемой из них нефти. Чаще всего трещины, по-видимому, играют в основном роль путей фильтрации нефти и газа, связывающих воедино межзерновое пространство блоков, пустоты каверн и микрокарстов.

Исходя из основных коллекторских свойств, обусловливающих емкость и пути фильтрации в трещиноватых коллекторах, последние можно подразделить на следующие основные виды.

1. Коллекторы кавернозного тина. Емкость пород слагается из полостей каверн и карстов, связанных между собой и скважинами системой микротрещин. Приурочены в основном к карбонатным породам. Фильтрация жидкостей и газов в них осуществляется но микротрещинам, соединяющим мелкие каверны.

2. Коллекторы трещиноватого тина. Емкость коллектора определяется в основном трещинами. Коллекторы такого тина приурочены к карбонатным породам, а также к плотным песчаникам, хрупким сланцам и другим плотным породам. Фильтрация нефти и газа происходит только но системам микротрещин с раскрытостью свыше 5-10 мкм. Такие виды коллекторов пока мало распространены.

3. Коллекторы смешанные, представляющие собой сочетания и переходы но площади и но разрезу трещиноватого или кавернозного