В настоящее время в нефтегазопромысловой геологии особое значение приобретает вопрос о неоднородности продуктивных пластов. Так, результаты геологических исследований в этой области чрезвычайно важны для правильной оценки коэффициента нефтеотдачи, а также предполагаемой эффективности применения методов воздействия на нефтяную залежь. Рядом исследователей [1, 3, 6, 8, 11] проделана большая работа по учету геологической неоднородности при проектировании разработки нефтяных месторождений. Однако в теории и практике подсчета запасов углеводородного сырья этот вопрос остается менее изученным и ограничивается лишь определением коэффициентов, характеризующих неоднородность, и типизацией по ним нефтяных залежей [4, 7].

Следует также обратить внимание на неоднозначную интерпретацию понятий “геологическая неоднородность” и “достоверность запасов нефти и газа” [1, 4, 5, 7, 9, 12, 13]. По нашему мнению, наиболее полное по содержанию понятие геологической неоднородности, под которой понимается изменчивость литолого-петрографических и коллекторских свойств пластов, нефтеводонасыщенности и основных свойств пластов, нефтеводонасыщенности и основных свойств флюидов, а также пород-разделов и покрышек как по площади, так и по разрезу скважин, приводится в работе [1].

Основными количественными статистическими и информационными характеристиками неоднородности являются среднеквадратическое отклонение (стандарт) s, коэффициент вариации w, энтропия системы Н(х) и ее относительная величина I(х).

Под достоверностью параметров залежи и ее запасов понимается степень несоответствия их наиболее вероятным или истинным значениям, которая может быть определена из следующей формулы:

где d_x-достоверность параметров и запасов залежи, %; Х_в, Х_i - вероятнейшие и вариантные значения тех же параметров. Вариантные значения параметров залежи и ее запасов определялись с помощью вариантных карт поверхностей кровли и подошвы пласта, нефтенасыщенной мощности, поверхности водонефтяного контакта (ВНК), нефтенасыщенности и открытой пористости [2, 10], в которых положение ВНК во всех вариантах принималось неизменным.

Нами на основе представлений об изменении положения ВНК в процессе разведки залежи эта методика усовершенствована. В связи с этим вариантные значения ВНК рассчитывались по формуле

Hвнк = (H₁ + H₂)/2, (2)

где H₁ - абсолютная отметка подошвы или кровли (случай залежи с подстилающей водой) пласта в скважине, давшей чистую нефть (нефть с водой), м; H₂ - абсолютная отметка кровли пласта в скважине, давшей чистую воду, м.

Графическое изображение расчета вариантных отметок ВНК представлено на рис. 1 . С увеличением числа разведочных скважин вариантное положение ВНК стремится к вероятнейшему.

Представление о положении, конфигурации и извилистости контура нефтеносности от начальной стадии разведки до полного разбуривания залежи эксплуатационной сеткой скважин усложняется в зависимости от неоднородности вмещающих коллекторов и изменчивости литолого-физических свойств пород. Иными словами, в начальной стадии разведки залежи и подсчета запасов при недостаточном объеме исходных данных контур нефтеносности (КН) сглажен по периметру залежи и в большинстве случаев представляется в виде круга или эллипса. При дальнейшем наращивании числа разведочных и эксплуатационных скважин КН усложняется и в большей степени отклоняется от правильной геометрической формы. Эти положения послужили отправным пунктом исследования.

Для каждого условного варианта определяются запасы нефти объемным методом и длина контура нефтеносности. Затем рассчитывается возможная или теоретическая площадь залежи, приведенная к кругу, по формуле:

S_l = l_к²/4p, (3)

где S_l - приведенная площадь залежи, км²; l_к - длина контура нефтеносности, км. Зная фактическую площадь залежи для каждого варианта, определяют коэффициент, учитывающий извилистость КН, по формуле:

k_l = S₀/S_l, (4)

где k_l - коэфициент извилистости контура нефтеносности; S₀ - фактическая площадь залежи, км².

В однородной залежи, когда ее приведенная площадь стремится к фактической (случай круговой залежи), k_l = 1 и, наоборот, когда S_l>>S₀ (залежь с сильноизвилистым КН), k_l->0.

Для изучения зависимости между d_x и k_l в качестве объекта нами взят пласт IX (нижний мел) Величаевского, Правобережного, Нефтекумского и Озек-Суатского месторождений. Литологически пласт представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами и глинами. Количественная характеристика его неоднородности представлена в табл. 1 . Для анализа связи между указанными параметрами были построены и проанализированы 234 карты. По всем залежам проведен статистический анализ с расчетом коэффициентов уравнения, корреляции R, детерминации R² и критерия Стьюдента t_R. Оказалось, что между dx и k_l существует тесная линейная зависимость с R от -0,83 (Нефтекумское месторождение) до -0,96 (Величаевское). Знак минус указывает на то, что с увеличением k_l достоверность запасов уменьшается, а их ошибка возрастает.

Графическое изображение этого типа зависимости по анализируемым пластам представлено на рис. 2 , а их явный вид с расчетом статистических коэффициентов приведен в табл. 2 . Надежность полученных связей нами проверялась расчетом t_R, который во всех случаях оказался больше теоретического значения (две наложенные связи) при вероятности 0,999. Это дает основание считать, что корреляционные зависимости, указанные в табл. 2 , значимы, а гипотезы об отсутствии статистических связей во всех случаях отвергаются.

Наибольшей достоверностью подсчета запасов по анализируемым залежам обладает пласт IX Нефтекумского месторождения. По остальным залежам он приблизительно одинаков. На наш взгляд, это дает возможность учета неоднородности контура нефтеносности при количественной оценке запасов и их достоверности по аналогичным залежам Прикумского нефтегазоносного района. Показано, что достоверность подсчитанных запасов нефти на разных стадиях разведки находится в обратной линейной зависимости от предлагаемого нами коэффициента извилистости, характеризующего качественно и количественно сложность конфигурации КН. Кроме того, по анализируемым зависимостям можно определять рациональный предел разведки с учетом основных экономических показателей эффективности геологоразведочных работ.

1. Азаматов В.И. Исследование вопросов оценки запасов нефти крупных месторождений в связи с проектированием их разработки. - Автореф. дис. на соиск. ученой степени д-ра геол-минерал. наук. М., 1975, (МИНХиГП).
2. Борисенко 3.Г., Сосон М.Н. Подсчет запасов нефти объемным методом. М., Недра,1973.
3. Борисов Ю.П., Рябинина 3.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М., Недра, 1976.
4. Власенко В.В. Совершенствование методики оценки геологической неоднородности пластов при разведке и разработке нефтяных месторождений (на примере нефтяных месторождений залежей Урало-Поволжья и Западной Сибири). - Автореф. дис. на соиск. Ученой степени канд. геол.-минерал, наук. М., 1974,(ВНИИ).
5. Дементьев Л.Ф. О понятии “Геологическая неоднородность продуктивных пластов” и методах ее изучения. - Труды Перм. фил. Гипровостокнефти. Пермь, 1965, вып. 1, с. 3-11.
6. Жданов М.А., Ованесов М.Г., Токарев М.А. Комплексный учет геологической неоднородности при анализе выработки нефтеотдачи.- Геология нефти и газа, 1974, № 3 , с. 19-23.
7. Изучение геологической неоднородности нефтяных залежей в связи с их разработкой /В.С. Мелик-Пашаев, И.М. Климушин, В.А. Бреев и др. - Труды ВНИИ. М., 1974, вып. LIX, с. 3-12.
8. Крепе Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. М., Недра, 1974.
9. Оптимизация разведки нефтяных месторождений / Е.Ф. Фролов, Н.Е. Быков, Р.А. Егоров, А.Я. Фурсов. М., Недра, 1976.
10. Сосон М.Н., Борисенко 3.Т., Жданов М.А. Основы промышленной разведки газовых залежей для эффективной подготовки запасов. М., Недра, 1970.
11. Статистическая оценка конечной нефтеотдачи по залежам Азербайджана / М.Т. Аббасов, Ч.А. Султанов, Б.М. Листенгартен и др. - Геология нефти и газа, 1974, № 2 , с. 21-24.
12. Стасенков В.В., Климушин И.М., Бреев В.А. Методы изучения геологической неоднородности нефтяных пластов. М., Недра, 1972.
13. Фролов Е.Ф., Егоров Р.А., Фурсов А.Я. О методах оценки степени достоверности параметров залежей нефти и газа. - Геология нефти и газа, 1972, № 3 , с. 31-36.

Таблица 1

Количественная характеристика неоднородности пласта IX

Примечание. -среднее значение.

Таблица 2

Статистические связи между достоверностью запасов и коэффициентом извилистости для пласта IX нефтяных месторождений Восточного Ставрополья

Рис. 1. Расчет вариантных отметок ВНК для гипотетической залежи

Рис. 2 Зависимость достоверности запасов нефти IX пласта от коэффициента извилистости контура нефтеносности

Месторождения: 1 - Величаевское, 2 - Озек-Суатское, 3 - Правобережное, 4 - Нефтекумское