Под литолого-фациальной неоднородностью понимают изменчивость литолого-фациального состава продуктивного горизонта, изменчивость минералогического и гранулометриче-
ского состава пород, слагающих продуктивные пласты нефтяных залежей. Этот тип неоднородности можно охарактеризовать чередованием пород как по разрезу продуктивного горизонта, так и по площади залежи; изменением толщины этих пород; их выклиниванием; замещением одних пород другими; линзовидностью и т.д. Таким образом, литолого-фациальная неоднородность является следствием процессов седиментации пород, входящих в состав продуктивного горизонта.
Представление о литолого-фациальной неоднородности можно получить при изучении и анализе различных геологических карт и профилей. Карты эффективной толщины пород, карты толщины продуктивного горизонта, карты развития и распространения (зональные карты) отдельных пластов дают наглядное представление о зональной литолого-фациальной неоднородности. По этим картам можно судить как о вариации толщин отдельных пластов, входящих в состав продуктивного горизонта, так и о вариации эффективной толщины и общей толщины продуктивного горизонта в целом.
Геологические профили позволяют получить наглядное представление о слоистой (послойной) литолого-фациальной неоднородности. На рис. 1.2 приведен геологический профиль Арланского месторождения, которому можно судить о сложности геологического разреза и ярко выраженной литолого-фациальной неоднородности реальных продуктивных отложений.
Нередко для изучения и наглядного представления о пространственной литолого-фациальной неоднородности отдельных участков залежи строят так называемые блок-диаграммы, представляющие сочетание геологических профилей и карт распределения толщины пластов.
В настоящее время для изучения этого типа неоднородности привлекают методы теории вероятностей и математической статистики. Однако чрезмерное увлечение методами теории вероятностей при забвении надежных и проверенных методов нефтепромысловой геологии может привести к ошибочным методам. Необходимо разумное комплексное сочетание этих двух методов при решении задач проектирования, контроля, анализа и регулирования разработки нефтяных залежей.
Все реальные продуктивные пласты нефтяных месторождений являются неоднородными в литолого-фациальном отношении. Но степень этой неоднородности и ее характер мо-
|
|
Рис. 1.2. Арланское нефтяное месторождение. Геологический профиль по линии скв. 506-46 Арланской площади
1 — известняки; 2 — песчаники-коллекторы; 3 — алевролитовые породы; 4 — углисто-глинистые породы; глинистые
породы: 5 — репер 2, 3; 6 — репер 4, 5; 7 — репер 6; 8 — репер 61; 9 — репер 7; 10 — репер 8; 11 — репер 81; 12 —
репер «елховский»; 13 — ВНК; 14 — нефтенасыщенные песчаники
гут быть различными. Поэтому для сравнительной количественной оценки литолого-фациальной неоднородности используют специальные коэффициенты. Наиболее широкое применение нашли три коэффициента: коэффициент песчанистости (для терригенных пород), коэффициент расчлененности и коэффициент связанности. В принципе предложены и другие коэффициенты для характеристики степени неоднородности пластов. Более подробному рассмотрению указанных характеристик будет посвящен следующий подраздел книги.
Охота посетить мероприятия со скидкой? Заходите на бигбизе И не платите лишнего! Экономьте с помощью нас!
Не позволяйте хакерам проникать в ваше сокровенное- в ваш компьютер антивирус скачать бесплатно Надежная защита для вашего ПК
