Геологическая неоднородность продуктивных пластов, методы её изучения. Количественная оценка макронеоднородности. Учет в нефтепромысловой практике.

Геологическая неоднородность – непостоянство, изменчивость литологического состава, коллекторских свойств и фациальной изменчивости пород коллекторов. Микронеоднородность – неоднородность связанная с изменением коллекторских свойств, коэффициента отсортированности и фациального состава пород коллекоров. Макронеоднородность – неоднородность связанная с расслаиванием продуктивного пласта на ряд проницаемых пропластков, связанная с резким фациальным замещением продуктивных пластов, поэтому макронеоднородность представляет виды

1. Раслаивание на редкие проницаемые пропластки продуктивных пластов

2. Замещение песчаников продуктивного пласта глинистыми породами на каких-то участках изучаемой площади

3.Замещение прод. пласта в кровельной части залежи (а), в подошвенной (б), на всем протяжении (в)

1.
Площадные геологические неоднородности

а. неоднородности, связанные с замещением в переклинальных или краевых частях структуры

б.неоднородности, связанные с развитием зон замещения пласта в сводовой части структуры

в. Закономерное размещение прод.пласта плотными породами между сводовой частью и крыльями структуры

г. Локальные неоднородности, зависят от условий осадкообразования

Устанавливается неоднородность по корреляции(детальной) при помощи стр. зональных карт.

Макронеоднородность устанавливается с помощью детальной корреляции, построеным геолог. Разрезов, структ.карт, зональных карт, карт мощностей как общих так и эффективных на основе анализа делаются выводы о геол неоднородности пластов. Коэф расчлененности = сумма всех проницаемых пропластковв разрезах всех пробуренных скважин / общее количество скважин. Коэф. песчанистости = сумма мощности всех проницаемых пропластков / общей мощности пласта. Коэф выдержанности = сумма площадей всех участков распространения пласта / общая площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности. Коэф связанности = сумма площадей гидродинамических окон / общая площадь залежи в пределах ВНК. Коэф полной геологической неоднородности V² =((V_n + 1) + (V²₃ + 1) – 1) V_n- послойная неоднородность(по данным дебитометрии, распределения проницаемости по ГИС, керна) V_з – зональная неодноролность- изменение коэффициента продуктивности по площади залежи м/у соседними пробуренными разведочными (эксплуатационными) скважинами. Строят карты суммарных, эффективных и эффективных нефтенасыщенных мощностей пласта. Зональные карты строят для детального изучения пластов, определить участки расслаивания его на отдельные зоны, выявить участки слияния пористых прослоев в один монолитный пласт, границы выклинивания глинистых прослоев. Оказывают большую помощь при анализе мероприятий по воздействию на пласт и осуществлению системы разработки, а также при последующем размещении эксплуатационных и нагнетательных скважин.