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

пород тп увеличивается с увеличением коэффициента однородности Кт, удовлетворяя в общем виде функции

т - a„KL - b„

(72)

конкретное выражение которой для рассмотренных скважин на рис. 14 имеет вид

m2,iK~lM. (72)

Располагая коэффициентами однородности пласта Km или Кт по каждой скважине, можно строить изолинии однородности и опреде-

Zhimilhfn t

Рис. 13. Кривые коэффициента однородности Km:

1 - Km = 0,843, девонский песчаник Туймазинского месторождения скв. 1397; г - Кт=0,788, песчаник угленосной свиты Арланского месторождения в СКВ. 503; 3 - кт ~ 0,748, рифо-генный известняк Грачевского месторождения СКВ. 616

О 0,5 %

Рис. 14. Кривая зависимости средней пористости тп от коэффициента однородности Km для образцов из различных скважин. Цифры при точках - номера скважин

лять средневзвешенную величину коэффициента однородности в целом по п.тасту, пользуясь следующим выражением:

- 2 iii

(73)

где Ь, и Fl - соответственно мощности площади пласта, приходящиеся на каждую скважину.

Для более полной характеристики литологпческой однородности пластов пользуются также коэффициентом стратификации, или коэффициентом напластования [202]. Эта величина дает возможность судить о том, насколько, например, пористость пласта изменяется от одной скважины к другой. Этот коэффициент определяют с помощью графика рис. 15, на котором по одной оси откладывают значения пористости прослоев для одной скважины, а по другой оси - значения порпстостей для другой скважины. Через полученные точки

проводят прямую линию и измеряют вертикальное расстояние d каждой точки от этой линии. Полученные данные заносят в табл. 7.

Таблица 7

Корреляция пористости между двумя скважинами

Коэффициент стратификации или напластования вычисляется по формуле

(74)

Коэффициент S изменяется от О до 1; при 5 = 1 наблюдается полная корреляция пористости между рассматриваемыми скважинами; при /5 = 0 непрерывность ее нарушается.

По представлениям С. Д. Пирсона [202] линии регрессии на рис. 15 могут характеризовать степень линзовид-ности пласта. При однородном пласте линия регрессии должна проходить через начало координат под углом 45°. Отклонение угла наклона фактической линии регрессии от 45°, как считает С. Д. Пирсон, может служить показателем линзовидности. Прн этом коэффициент линзовидности должен определяться из выражения

45°

Пористость пород в сн9. А--

/ус\ Рис. 15. Корреляция пористо- сти между двумя скважинами

При Я > О литологическне свойства коллектора по направлению от СКВ. А к СКВ. Б улучшаются, а при Л <;0 - ухудшаются.

Изучению перечисленных выше коэффициентов некоторые исследователи придают большое значение, особенно для оценки нефте-

отдачи коллекторов при различных способах разработки. Например, С. Д. Пирсон [202] считает, что при режиме растворенного газа, а также при газонапорном и водонапорном режимах колекторы с высоким коэффициентом стратификации и низким коэффициентом однородности должны иметь низкую нефтеотдачу вследствие разной степени истощения различных слоев и опережающего прорыва вытесняющих агентов. В неоднородных коллекторах с высокой линзовид-ностью и низким коэффициентом стратификации нефтеотдача прн изложенных условиях вытеснения получается выше. Согласно исследованиям Шмальца и Рамма [202], нефтеотдача пород уменьшается с уменьшением коэффициента однородности Лоренца.

ИЗМЕНЕНИЕ ПОРИСТОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ С ИЗМЕНЕНИЕМ ИХ МОЩНОСТИ

При изучении коллекторов вре.мя от времени делаются попытки выявить связь между их оснойны.мн свойствами и мощностью. Поиски этой связи основываются на предположении, что основным фактором, влияющим на коллекторские свойства песчаных пород, является степень их заглинизированности, а последняя, в свою очередь, зависит от скорости осадконакопления. Предполагается, что при синхронном отложении терригенных пород большой мощности за-глинизированность наименьшая, а следовательно, и коллекторские свойства наилучшие, в том числе наибольшая пористость. Согласно этому воззрению осадки малой мощности свидетельствуют о пониженных скоростях переноса, большой заглинизированности и плохих коллекторских свойствах. Руководствуясь этими представлениями, В. Л. Комаров [94] проанализировал геофизический материал по песчаным коллекторам угленосной толщи Арлано-Дюртю-линской зоны. В результате этого анализа им была обнаружена связь, согласно которой с увеличением мощности пласта увеличиваются его пористость и проницаемость. •

Несмотря на внешнюю согласованность изложенных представлений с результатами анализа геофизических данных, нельзя рассматривать указанную связь как непреложный закон. Скорее всего, она представляет собой редкое исключение, поскольку генетический характер терригенных пород значительно сложнее, чем следует из изложенных выше представлений.

В первой главе уже отмечалось, что состав и коллекторские свойства терригенных пород зависят прежде всего от минералогического состава материнской породы, от условий переноса и седиментации обломочного материала, его превращений и особенно от процесса диагенеза, не связанного с осадконакоплением. В соответствии с этим при синхронном накоплении осадка в равной мере могут образовываться мощные отложения глин, подобных майкопским глинам и наряду с этим хорошо отсортированных маломощных песчаников с хорошими коллекторскими свойствами, например, флишевые отложения песчаников палеоцена в Кубано-Черномор-ском районе, которые хорошо прослеживаются на значительном расстоянии.