Анизотропия и способы ее оценки
Анизотропия – это различие между свойствами среды (электропроводности, звукопроводности, теплопроводности, преломления света, упругости и т. п.) в различных направлениях внутри данной среды (в противоположность изотропии).
В отношении некоторых свойств среда может быть анизотропна, а в отношении других изотропна, степень анизотропии также может быть разной. Достаточно частым случаем анизотропии является ортотропия, представляющая собой неодинаковость свойств среды по взаимоперпендикулярным направлениям. Анизотропия является характерным свойством для кристаллических объектов. В простейшем виде анизотропия может проявляться только у монокристаллов. Макроскопически анизотропия у поликристаллов не может проявляться из-за беспорядочной ориентации микрокристаллов. Причина явления анизотропии - неодинаковость межатомных расстояний и сил взаимодействия между атомами в различных направлениях. Макроскопически такая анизотропия проявляется лишь при условии несимметричности структуры кристаллов. Также анизотропия частое явление в материалах, которые имеют биологическое происхождение, например, в деревянных брусьях. Очень часто причиной данного явления становится внешнее воздействие (воздействие магнитного или электрического поля, механическая деформация). Иногда анизотропия сохраняется даже после исчезновения источника воздействия.
Существует пять основных способов оценки анизотропии пласта:
- По геолого-промысловым данным, а также по результатам лабораторных исследований пластов, насыщенных газом.
- По промысловым данным и уровню предельного дебита.
- По промысловым данным времени безводной эксплуатации.
- По данным о суммарном отборе нефти к моменту прорыва воды.
- По результатам гидродинамических исследований, проводимых при неустановившихся и установившихся притоках жидкости.
Неустановившейся приток скважины – это дебит скважины, который изменяется во времени при данной депрессии и других факторах, из-за того, что депрессия распространяется не мгновенно, а с преодоление сил инерции пластовых флюидов.
Оценка анизотропии пласта на основе данных гидродинамических исследований при неустановившемся и установившемся притоках
Первый способ оценки анизотропии пласта по результатам гидродинамических исследований был предложен Горбуновым и Курбановым. Данный способ может реализовыватьсядвумя методами:
- По решению Маскета.
- По решению Хейна.
Первый метод основывается на решении Маскета и применяется к несовершенной скважине по степени вскрытия пласта, с использованием коэффициентов продуктивности, определяемых по индикаторным линиям, для двух относительных вскрытий пласта. Из системы двух уравнений находятся значения анизотропии и проницаемости пласта. Для осуществления такого метода необходимо исследование в одной и той же скважине при условии создания двух относительных вскрытий или при условии создания полного и относительного вскрытия пласта. Данные операции возможно проводить при освоении скважин с помощью пакеров или при достреле колонны. Несовершенство скважины, которое обычно обусловлено перфорацией, этот метод не учитывает.
Второй метод основан на решении Хейна для нарастания забойного давления в скважине, эксплуатацию которой предварительно останавливают, несовершенной исключительно только по степени вскрытия пласта, а также на результатах обработки кривой восстановления давления.
Оценка анизотропии пласта по данным о суммарном отборе нефти к моменту прорыва воды
Возможны два подхода, касающиеся оценки коэффициента анизотропии по суммарному отбору нефти, совершенному за безводный период. Если предположить, что процесс вытеснения нефти происходит только из-за напора подошвенной воды, то эффективность вытеснения представляет собой отношение нефтяной зоны к объему дренирования:
$E = Q – q - j * m * a* 2h,$
где, Q - суммарный отбор в условиях пласта; q - количество связанной воды в долях порового объема; j - количество нефти, которое осталось за фронтом вытеснения; m - эффективная пористость пласта; а - расстояние между скважинами; h - нефтенасыщенная толщина пласта.
Определив эффективность вытеснения по графикам, отображающим следующую зависимость – E = fa, h, можно определить параметры размещения скважин, из которого и находится коэффициент анизотропии:
$a = 2a * b * h,$
где, b - коэффициент анизотропии
Второй метод определения коэффициента анизотропии исходит из формулы Маскета для суммарного отбора нефти, совершенного за безводный период:
$Q = F – q – j * m * h * 3b2$
Такой метод является достаточно простым и доступным. Но его ограниченность заключается в том, что при нем процесс вытеснения нефти происходит исключительно за счет напора подошвенных вод, которые равномерно выдержаны по вертикали, а параметр размещения скважин больше 3,5.
