|
Нафтові поклади в неоднорідних пластах
У процесі відкладання теригенних осадових товщ діє вели ка кількість факторів, які приводять до утворення неоднорідності пластів колекторів як по площі, так і по вертикальному розрізу. Це істотно впли ває на те, що нафто- або газонасиченість таких колекторів відрізняється ві ділянки до ділянки за площею або за товщиною пласта-колектору. Крім то го, пласт-колектор на одній ділянці площі може бути монолітним, на інші може поділятися на декілька прошарків, а потім знову з'єднуватися тощо. Неоднорідність продуктивних пластів вивчають за допомогою фаціаль них карт, геологічних профілів і особливо кореляційних схем, які будуют за даними відібраного керна і геофізичних досліджень у свердловинах. Літо логічну неоднорідність теригенних колекторів оцінюють за коефіцієнтої розшарування єдиного продуктивного пласта, коефіцієнтом літологічног зв'язку пісковиків і коефіцієнтом піщанистості колекторів.
Методи геофізичних досліджень у свердловинах не завжди дають змогу однозначно оцінити колекторні властивості пластів. Особливо це стосується піщано-глинистих товщ теригенних розрізів. У результаті загальна оцінка колекторних властивостей пласта є заниженою. Отже, під час розбурювання продуктивного пласта в початковий період, а іноді в процесі вже розвідувального буріння геолог має дуже приблизні уявлення про колекторні властивості пласта, що може бути причиною суттєвих недоліків прийнятої системи розташування видобувних свердловин для розробки цього пласта, а саме визначення відстані між свердловинами. Згідно із світовою практикою оцінки колекторних властивостей продуктивних пластів теригенного походження, у міру згущення сітки розташування видобувних свердловин (а також розвідувальних, які бурять у процесі дорозвідки родовищ нафти і газу) уявлення про колекторні властивості того чи іншого пласта та їх розподіл у просторі змінюються. Дуже часто ділянки пласта, які вважали слабопроникними, під час додаткового буріння свердловин характеризувалися достатньо добрими колекторними властивостями і нафтогазонасиченістю. І навпаки, ділянки продуктивного пласта, які передбачались як добре проникні за даними побудови карт пористості і проникності методом лінійної інтерполяції, виявлялись слабопроникними, а іноді в їх межах колектор був заміщений майже на 100 % глинистим матеріалом і характеризувався як практично непроникний зі слабкою нафтогазонасиченістю. Це пов'язано з тим, що, як правило, закономірності зміни колекторних властивостей по площі не підлягають закономірності, на якій грунтується метод лінійної інтерполяції побудови карт. Досвід показує, що будувати карти пористості і проникності пластів доцільно лише за малих відстаней між свердловинами (50—100 м), в яких була отримана інформація про ці параметри. За великих відстаней між свердловинами на картах у точках свердловин доцільно наводити значення пористості та проникності. Можна дійти висновку, що геологічною особливістю розробки нафтогазових покладів у неоднорідних пластах є те, що відстані між видобувними свердловинами слід встановлювати переважно невеликими. Дуже доцільно звертати на це увагу ще під час розвідувального буріння свердловин для одержання детальної інформації про зміну пористості і проникності пласта-колектору на площі, оскільки надмірне згущення сітки видобувних свердловин уже в період розробки може зумовити значне підвищення собівартості 1 т нафти при видобутку і неефективність розробки нафтогазового покладу. Тому неоднорідні пласти розбурюють спершу за сіткою звичайного розташування видобувних свердловин по площі із середніми відстанями між свердловинами. У міру видобутку нафти або газу на таких пластах сітку розташування видобувних свердловин можна згущувати. Отже, загальним принципом розробки нафтогазових покладів у неоднорідних пластах на її кінцевому етапі є застосування густої сітки розташування видобувних свердловин, щоб не були пропущені ділянки, де колектор має значну нафтогазонасиченість. Поклади нафти
Загрузка...
|
||||||||
|