Прямая зависимость продуктивности отложений от степени их геологической неоднородности отмечалась в работах В.И. Азаматова [1], Л.Ф. Дементьева [2], Г.М. Золоева (1995) и др. На примере различных месторождений ими был установлен факт уменьшения продуктивности по мере увеличения степени неоднородности пород-коллекторов. В этих работах описаны различные типы неоднородности пород (табл. 1) в соответствии со структурной организацией объектов (иерархические уровни неоднородности), классы неоднородности, формы проявления неоднородности; предложены различные аналитические формы количественной оценки геологической неоднородности. Все они имеют одну особенность: количественные показатели неоднородности рассматриваются с позиций иерархического представления геологических объектов как системы, при этом каждая формула служит для оценки определенного типа неоднородности (соответствует определенному иерархическому уровню).

Так, для определения геологической микронеоднородности широко используют гранулометрический коэффициент Траска, при изучении геологической неоднородности на третьем и четвертом иерархических уровнях применяется коэффициент, предложенный М.А. Токаревым, и т.п. Для повышения достоверности получаемой информации необходимо располагать такой аналитической формулой, которая позволяет производить интегрированную оценку геологической неоднородности одновременно на всех иерархических уровнях структурной организации нефтегазоносных объектов. Предлагаемая формула отличается от упомянутых тем, что дает возможность комплексно оценить геологическую неоднородность, охватывая одновременно все иерархические уровни (выделенные Л.Ф. Дементьевым и М.А. Токаревым [5]):

Кп_min, Кп_mах - соответственно минимальное и максимальное значения пористости исследуемого пласта в разрезе скважины. Пористость определяется по ГИС с использованием керновых данных. Значение Кп_min берется не ниже кондиционного предела для коллектора;

Nкол - число пропластков коллектора.

Отношение Нкол/Нобщ отражает степень мезонеоднородности, а значение nкол непосредственно связано с макронеоднородностью. В целом же КНр дает нам численное значение метанеоднородности. Физический смысл этой формулы таков: если Кп_min = Кп_mах, Нкол = Нобщ и Nкол = 1, то НКи = 1, т.е. продуктивный пласт в разрезе данной скважины является идеально однородным на всех иерархических уровнях. Таким образом, чем ближе к единице значение КНи, тем однороднее исследуемый пласт.

Кроме количественного существует и качественный способ оценки зависимости продуктивности исследуемых отложений от степени геологической неоднородности. Для средне-верхнеюрских отложений Северо-Юрьевского месторождения (Западная Сибирь) было установлено, что продуктивные пласты Ю₁ и Ю₂, имеющие в разрезах различных (часто соседних) скважин равную или близкую эффективную мощность, но разную фациальную принадлежность, отличаются продуктивностью более чем в 10 раз (Ахияров А.В., 1997). При этом коэффициенты КНи значительно отличались. Впоследствии эта закономерность нашла подтверждение и на других месторождениях. Идентификация фаций по имиджу на кривой ГИС (ПС и ГК) проводилась по методике, предложенной американским исследователем Р.Г. Нанцем и в дальнейшем дополненной и усовершенствованной такими известными отечественными и зарубежными учеными, как В.С. Муромцев, Н.И. Чернышев, Т.Г. Петров, Ч.Э.Б. Конибир, С.И. Пирсон, Г.С. Вишер и др. Результаты комплексной оценки (количественной и качественной) геологической неоднородности свидетельствуют о существовании прямой зависимости продуктивности исследуемых отложений от их фациальной принадлежности и от значения КНи (классификация фаций приводится по В.С. Муромцеву [4] и Ч.Э.Б. Конибиру [3] с дополнениями (табл. 2).

1. Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа - М Недра, 1976
2. Дементьев Л.Ф., Акбашев Ф.С., Файнштейн В.М. Изучение свойств неоднородных терригенных нефтегазоносных пластов - М.. Недра, 1980.
3. Конибир Ч.Э.Б. Палеогеоморфология нефтегазоносных песчаных тел. - М.: Недра, 1979.
4. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. - Л.: Недра, 1984
5. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой - М.: Недра, 1990.

In view of a direct relationship between productivity of deposits and their geological heterogeneity many investigators recognize various types of heterogeneity in accordance with objects strmcfarc (hierarchic le\els of heterogeneity). They suggest different analytical forms of quantitative evaluation of geological heterogeneity, however, each formula serves to evaluate only a definite type of heterogeneity. Unlike them, the author suggests a fonmla that allows to evaluate a geological heterogeneity completely embracing simultaneously all hierarchic levels. Besides, the author presents a qualitative method for evaluating a relationship between productivity of deposits and their geological heterogeneity considering their different facies belonging.