Пример построения разреза I — I по варианту 9 приведен на рис. П.1.
Разрез рекомендуется сроить в следующем порядке. На горизонтальной линии отмечают начало и конец разреза в принятом масштабе. У начала разреза строят (в заданном масштабе) вертикальную шкалу абсолютных отметок в пределах, встречающихся на карте. Далее строят топографический профиль. Учитывая, что горизонтальные масштабы карты и разреза по условию задачи совпадают, можно, повернув карту (рис. П.1, а) так, чтобы линия разреза на карте была параллельна горизонтальной линии на разрезе, построить топографический профиль путем переноса точек пересечения горизонталей с линией разреза с рис. П.1, а на рис. П.1, б (линии с длинными пунктирными штрихами). На полученный топографический профиль проектируют стратиграфические границы слоев, попадающих в разрез (линии с короткими пунктирными штрихами), и карандашом справа и слева от стратиграфических границ отмечают индексами возраст пород. Теперь рассматривают состав и возраст пород, попавших на разрез.
Рис. П.1. Пример построения геологического разреза по карте
при отсутствии скважин
Наиболее древними из них являются доломиты каменноугольного возраста (C) (табл. П.1). За ними следуют пермские аргиллиты (P) и глины триаса (T). Между триасом и мелом (K) наблюдается стратиграфический перерыв: отсутствуют юрские отложения. Проведение границ слоев начинают с линий, имеющих максимальное количество точек на топографическом профиле (граница между пермью и триасом, мелом и триасом). Размытую часть границы показывают пунктиром; границы остальных слоев проводят также, то есть параллельно построенной, через точки стратиграфических границ на топографическом профиле. В заключение штриховкой обозначают литологический состав пород, индексами и цветом – возраст; карандашные записи стирают. В разрезе видна антиклинальная складка с размытым ядром.
Приложение 5
Теоретические основы для выполнения расчетных заданий по проведению статистической обработки геолого-промысловых данных и количественной оценке неоднородности пластов
Понятие о геологической неоднородности продуктивных пластов. Под геологической неоднородностью понимают изменчивость формы залегания и физических свойств коллекторов в пределах продуктивного горизонта. Неоднородность оказывает существенное влияние на распределение запасов нефти и газа, на характер перемещения жидкостей при разработке, и тем самым определяет выбор технологических решений при проектировании разработки. В связи с этим в современной теории и практике разработки нефтяных месторождений оценка и учет неоднородности продуктивных пластов как при проектировании разработки, так и в процессе ее проведения являются первоочередными задачами.
По характеру проявления различают два вида неоднородности: макро- и микронеоднородность (рис. П.2).
Макронеоднородность – это пространственное распределение коллекторов и неколлекторов внутри продуктивного горизонта. Оно выражается в расчлененности пластов на ряд проницаемых прослоев, в изменении числа прослоев по площади и разрезу, в изменении мощности отдельных прослоев. Микронеоднородность – это изменчивость коллекторских свойств пласта, т. е. изменчивость пористости, проницаемости, а также нефтенасыщенности.
Способы количественной оценки неоднородности пластов. За последние годы предложено несколько способов количественной оценки неоднородности пластов, базирующихся на статистической обработке геолого-промысловых данных.
Для характеристики макронеоднородности пластов применяют следующие показатели:
1. Коэффициент относительной песчанности K пес – (по каждой скважине) – это отношение эффективной мощности h эфф к общей мощности продуктивного горизонта h общ:
Под эффективной мощностью понимается мощность проницаемых прослоев. Этот коэффициент показывает соотношение коллекторских и неколлекторских пород в разрезе продуктивного горизонта. В случае монолитного пласта K пес = 1.
2. Коэффициент расчлененности K р – это отношение числа песчаных прослоев (ai), суммированных по всем скважинам (1… n), к общему количеству скважин N, т. е. по существу среднее количество песчаных прослоев:
Например, в том случае, когда продуктивный горизонт в разрезе всех скважин представлен одним пластом песчаника, K р = 1.
3. Коэффициент литологической связанности K св – это отношение площади участков слияния пластов и их расслоений (пропластков) S св к общей площади залежи S:
Чем больше K св, тем больше степень гидродинамической связанности коллекторов по вертикали. При равномерном расположении скважин по площади K св примерно соответствует отношению числа скважин, в которых установлена литологическая связь пластов n св, к общему количеству скважин N, пробуренных на данной площади:
4. Коэффициент литологической выдержанности K лв – это отношение площади распространения коллекторов пласта S к к общей площади залежи S (в пределах внешнего контура нефтеносности):
Чем больше K лв, тем больше степень гидродинамической связанности коллекторов по горизонтали. Этот коэффициент характеризует степень распространения того или иного продуктивного прослоя по площади месторождения. При вычислении K лв необходимо построение карт распространения коллекторов.
Рассмотренные коэффициенты позволяют количественно оценить изменчивость формы продуктивного горизонта.
Для оценки микронеоднородности, т. е. изменчивости коллекторских свойств, применяют дисперсию, среднеквадратичное отклонение и коэффициент вариации. Эти величины вычисляют следующим образом:
1. По данным измерений получают какую-то совокупность значений x 1, x 2,…, xn коллекторских свойств (например, эффективной пористости).
2. Находят среднее арифметическое всех значений:
3. Находят среднее из полученных квадратов:
Величина s 2 называется дисперсией.
4. Извлекая квадратный корень из дисперсии, получают среднеквадратичное отклонение (стандартное отклонение):
Эта величина характеризует разброс отдельных числовых значений относительно их среднего значения.
5. Коэффициент вариации вычисляют по формуле:
и выражают в процентах. Применение коэффициента вариации удобно при сравнении совокупностей с разными средними значениями.
Однако, определив по анализируемым объектам ряд коэффициентов, характеризующих макро- и микронеоднородность пласта, иногда трудно сказать, какой объект более однородный, так как по ряду одних показателей однороднее может казаться один объект, а по ряду других – другой объект. Для устранения этого препятствия введен комплексный показатель неоднородности. Аналитическое выражение комплексного показателя (коэффициента) неоднородности имеет вид:
где W п, W н – коэффициенты вариации пористости и нефтенасыщенности;
h н и h проп – средние значения нефтенасыщенной мощности и мощности пропластков.
Размерность комплексного коэффициента неоднородности 1/м2 (т. е. м–2) – величина, обратно пропорциональная коэффициенту проницаемости, размерность которого м2.