Литолого-фациальная неоднородность

Под литолого-фациальной неоднородностью понимают изменчивость литолого-фациального состава продуктивного горизонта, изменчивость минералогического и гранулометрического состава пород, слагающих продуктивные пласты нефтяных залежей. Этот тип неоднородности можно охарактеризовать чередованием пород как по разрезу продуктивного горизонта, так и по площади залежи;

изменением толщины этих пород;

их выклиниванием;

замещением одних пород другими;

линзовидностью и т.д.

Таким образом, литологофациальная неоднородность является следствием процессов седиментации пород, входящих в состав продуктивного горизонта. Представление о литолого-фациальной неоднородности можно получить при изучении и анализе различных геологических карт и профилей. Карты эффективной толщины пород, карты толщины продуктивного горизонта, карты развития и распространения (зональные карты) отдельных пластов дают наглядное представление о зональной литологофациальной неоднородности. По этим картам можно судить как о вариации толщин отдельных пластов, входящих в состав продуктивного горизонта, так и о вариации эффективной толщины и общей толщины продуктивного горизонта в целом. Геологические профили позволяют получить наглядное представление о слоистой (послойной) литолого-фациальной неоднородности.

На рис. 1.2 приведен геологический профиль Арланского месторождения, по которому можно судить о сложности геологического разреза и ярко выраженной литолого-фациальной неоднородности реальных продуктивных отложений. Нередко для изучения и наглядного представления о пространственной литолого-фациальной неоднородности отдельных участков залежи строят так называемые блок-диаграммы, представляющие сочетание геологических профилей и карт распределения толщины пластов. В настоящее время для изучения этого типа неоднородности привлекают методы теории вероятностей и математической статистики. Однако чрезмерное увлечение методами теории вероятностей при забвении надежных и проверенных методов нефтепромысловой геологии может привести к ошибочным методам. Необходимо разумное комплексное сочетание этих двух методов при решении задач проектирования, контроля, анализа и регулирования разработки нефтяных залежей. Все реальные продуктивные пласты нефтяных месторождений являются неоднородными в литолого-фациальном отношении. Но степень этой неоднородности и ее характер могут быть различными. Поэтому для сравнительной количественной оценки литолого-фациальной неоднородности используют специальные коэффициенты. Наиболее широкое применение нашли три коэффициента: коэффициент песчанистости (для терригенных пород), коэффициент расчлененности и коэффициент связанности. В принципе предложены и другие коэффициенты для характеристики степени неоднородности пластов. Более подробному рассмотрению указанных характеристик будет посвящен следующий подраздел книги.

Рис.1.2.Арланское нефтяное месторождение. Геологический профиль по линии скв. 506-46 Арланской площади: 1 – известняки; 2 – песчаники -коллекторы; 3 – алевролитовые породы; 4 – углисто-глинистые породы; глинистые породы: 5 – репер 2, 3; 6 – репер 4, 5; 7 – репер 6; 8 – репер 61; 9 – репер 7; 10 – репер 8; 11 – репер 81; 12 – репер «елховский»; 13 – ВНК; 14 – нефтенасыщенные песчаники