11.3.1. Нафтові поклади в неоднорідних пластах

У процесі відкладання теригенних осадових товщ діє вели ка кількість факторів, які приводять до утворення неоднорідності пластів колекторів як по площі, так і по вертикальному розрізу. Це істотно впли ває на те, що нафто- або газонасиченість таких колекторів відрізняється ві ділянки до ділянки за площею або за товщиною пласта-колектору. Крім то го, пласт-колектор на одній ділянці площі може бути монолітним, на інші може поділятися на декілька прошарків, а потім знову з'єднуватися тощо. Неоднорідність продуктивних пластів вивчають за допомогою фаціаль них карт, геологічних профілів і особливо кореляційних схем, які будуют за даними відібраного керна і геофізичних досліджень у свердловинах. Літо логічну неоднорідність теригенних колекторів оцінюють за коефіцієнтої розшарування єдиного продуктивного пласта, коефіцієнтом літологічног зв'язку пісковиків і коефіцієнтом піщанистості колекторів.

Отже, під час розбурювання продуктивного пласта в початковий період, а іноді в процесі вже розвідувального буріння геолог має дуже приблизні уявлення про колекторні властивості пласта, що може бути причиною суттє­вих недоліків прийнятої системи розташування видобувних свердловин для розробки цього пласта, а саме визначення відстані між свердловинами.

Згідно із світовою практикою оцінки колекторних властивостей продук­тивних пластів теригенного походження, у міру згущення сітки розташу­вання видобувних свердловин (а також розвідувальних, які бурять у проце­сі дорозвідки родовищ нафти і газу) уявлення про колекторні властивості того чи іншого пласта та їх розподіл у просторі змінюються. Дуже часто ділянки пласта, які вважали слабопроникними, під час додаткового бурін­ня свердловин характеризувалися достатньо добрими колекторними влас­тивостями і нафтогазонасиченістю. І навпаки, ділянки продуктивного пла­ста, які передбачались як добре проникні за даними побудови карт порис­тості і проникності методом лінійної інтерполяції, виявлялись слабопроник­ними, а іноді в їх межах колектор був заміщений майже на 100 % глинис­тим матеріалом і характеризувався як практично непроникний зі слабкою нафтогазонасиченістю. Це пов'язано з тим, що, як правило, закономірності зміни колекторних властивостей по площі не підлягають закономірності, на якій грунтується метод лінійної інтерполяції побудови карт. Досвід по­казує, що будувати карти пористості і проникності пластів доцільно лише за малих відстаней між свердловинами (50—100 м), в яких була отримана інформація про ці параметри. За великих відстаней між свердловинами на картах у точках свердловин доцільно наводити значення пористості та про­никності.

Можна дійти висновку, що геологічною особливістю розробки наф­тогазових покладів у неоднорідних пластах є те, що відстані між видобув­ними свердловинами слід встановлювати переважно невеликими. Дуже доцільно звертати на це увагу ще під час розвідувального буріння сверд­ловин для одержання детальної інформації про зміну пористості і про­никності пласта-колектору на площі, оскільки надмірне згущення сітки видобувних свердловин уже в період розробки може зумовити значне під­вищення собівартості 1 т нафти при видобутку і неефективність розробки нафтогазового покладу. Тому неоднорідні пласти розбурюють спершу за сіткою звичайного розташування видобувних свердловин по площі із се­редніми відстанями між свердловинами. У міру видобутку нафти або газу на таких пластах сітку розташування видобувних свердловин можна згу­щувати.

Отже, загальним принципом розробки нафтогазових покладів у неод­норідних пластах на її кінцевому етапі є застосування густої сітки розташу­вання видобувних свердловин, щоб не були пропущені ділянки, де колек­тор має значну нафтогазонасиченість.