Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Определение положения границ нефтяной залежи по данным бурения скважин.





Форма и тип нефтегазоносной залежи зависит от характера ограничивающих ее геологических границ. Решение задачи определения границ нефтегазоносной залежи по данным бурения скважин это проведение геологических границ.

К геологическим границам относятся поверхности:

· структурные, связанные с контактом пород различного возраста и литологии;

· поверхности стратиграфических несогласий;

· поверхности тектонических нарушений;

· поверхности, разделяющие породы-коллекторы (ПК) по характеру их насыщенности, то есть водонефтяные, газонефтяные и газоводяные контакты (ВНК, ГНК, ГВК).

Характерный признак осадочных горных пород их слоистость. Данные породы сложены, в основном, из почти параллельных слоев (пластов), отличающихся друг от друга составом, структурой. Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой, а сверху - кровлей.

Большинство залежей нефти и газа связано с тектоническими структурами (складками, поднятиями, куполами и т.д.), форма которых определяет форму залежи.

В качестве верхней границы залежи при согласном залегании пород продуктивного горизонта и перекрывающих его пород принимается кровля продуктивного горизонта, т.е. синхроничная поверхность, разделяющая породы независимо от их литологической характеристики.

В случаях, когда прикровельная часть продуктивного горизонта повсеместно выполнена проницаемой породой, верхней границей залежи служит верхняя поверхность коллекторов. Такое совпадение имеет место при монолитном строении продуктивного горизонта, выполненного по всей толщине породой-коллектором, или при многопластовом продуктивном горизонте, когда верхний проницаемый пласт (прослой) залегает повсеместно. Если в прикровельной части горизонта имеются участки замещения коллекторов непроницаемыми породами, то на этих участках верхние границы залежи и поверхности коллекторов не совпадают. За нижнюю границу пластовой залежи нефти (газа) в пределах внутреннего контура нефтеносности (газоносности) принимают подошву продуктивного горизонта, т.е. поверхность между продуктивным горизонтом и подстилающими непроницаемыми породами.



Все, что было сказано выше относительно проведения верхних границ залежи и коллекторов, полностью относится и к нижним границам.

Формы верхней и нижней границ залежей изучаются с помощью структурных карт. Сечение между изогипсами выбирают в зависимости от угла падения пластов, высоты структуры, количества и качества исходной информации. Конфигурация изогипс характеризует направления падения слоев, а плотность их расположения углы наклона.

Для построения структурной карты кровли или подошвы горизонта необходимо нанести на план местоположение, точки пересечения поверхности стволами скважин и абсолютные отметки залегания поверхности в каждой точке. При определении положения на плане точки наблюдения учитывают ее смещение от устья скважины в результате искривления ствола.

Для определения абсолютной отметки кровли (подошвы) продуктивного горизонта необходимо знать: альтитуду А устья скважины; глубину L, на которой ствол скважины пересекает картируемую поверхность; удлинение ΔL ствола скважины за счет искривления (рис. 5, 6).

Абсолютная отметка - это расстояние по вертикали от уровня моря до картируемой поверхности:

H= (A+ΔL)-L, (1.1)

Применяют два способа построения карт: способ треугольников, используемый при картировании поверхностей залежей, приуроченных к ненарушенным структурам, способ профилей, целесообразный при картировании поверхностей залежей, приуроченных к структурам, расчлененным дизъюнктивными нарушениями на блоки.

Способ треугольников - это традиционный способ построения структурных карт. Построение структурных карт представляет собой определение положения изогипс на плане (рис. 7).

При способе треугольников точки соседних скважин соединяют на плане линиями таким образом, что образуется система треугольников (рис. 7). Затем на каждой линии по правилу линейной интерполяции находят точки со значениями абсолютных отметок, кратными выбранной величине сечения между изогипсами.

Рис.5 А1, А2, А3 альтитуды устьев скважин; L глубина, на которой ствол скважины пересекает картируемую поверхность; ΔL удлинение ствола скважины за счет искривления

 

Границы залежей, связанные с неоднородностью коллекторов, проводят по линиям, вдоль которых проницаемые ПК продуктивного пласта в результате фациальной изменчивости теряют коллекторские свойства и переходят в непроницаемые, либо произошло выклинивание или размыв пласта. При небольшом количестве скважин положение линии замещения коллекторов, линий выклинивания или размыва проводятся условно на половине расстояния между парами скважин, в одной из которых пласт сложен ПК, а в другой - непроницаемыми породами или здесь пласт не отлагался или размыт.

 

Рис 6. Изображение глубинного рельефа с помощью изогипс: а – профильный разрез; б – структурная карта; изогипсы глубинного рельефа даны в метрах.

Более верное положение линии фациального перехода коллекторов определяется на картах изменения параметров пластов: пористости, проницаемости, амплитуды потенциала самопроизвольной поляризации (СП) и т.д., по которым установлен кондиционный предел, т.е. значение параметра, при котором пласт утрачивает свои коллекторские свойства.

Положение ВНК по залежи обосновывается путем построения специальной схемы. В первую очередь рассматривают скважины, несущие информацию о положении ВНК. Это скважины, находящиеся в водонефтяной зоне, в которых ВНК можно определить по данным ГИС. Используются также скважины из чисто нефтяной и из водяной зон, в которых, соответственно, подошва и кровля пласта находятся в непосредственной близости от ВНК.

На плане (карте) границами залежи являются контуры нефтегазоности. Различают внешний и внутренний контуры нефтегазоносности. Внешний контур - это линия пересечения ВНК (ГВК, ГНК) с кровлей пласта, а внутренний контур - это линия пересечения ВНК (ГВК, ГНК) с подошвой пласта. Внешний контур находят на структурной карте по кровле пласта, а внутренний - на структурной карте по подошве пласта. В пределах внутреннего контура расположена нефтяная или газовая части залежи, а между внутренним и внешним контурами - водонефтяная, или водогазовая.

На схему наносят колонки выбранных скважин с указанием характера насыщенности пластов (нефть, газ или вода) по данным ГИС, интервалы перфорации и результаты опробования скважин. На основании этой информации выбирают и проводят линию, наиболее полно отвечающую положению ВНК.

При горизонтальном ВНК (ГНК, ГВК) положение линий контуров нефтегазоносности находят на структурных картах вблизи соответствующей изогипсы, соответствующей принятому гипсометрическому положению контакта. При горизонтальном положении контакта линии контуров не пересекают изогипсы.

Если продуктивный горизонт состоит из множества пластов, характеризующихся прерывистым литологически невыдержанным строением, то положение контуров нефтеносности в целом для горизонта определяется при совмещении структурных карт по кровле каждого пласта (на эти карты наносят также границы замещения коллекторов и контур нефтеносности для данного пласта).

 

 

Рис 7. Построение структурной карьы методом треугольников: а) определение отметок изогипс между соседними скважинами; б) проведение изогипс по сторонам треугольников: в) сглаживание формы изогипс в соответствии с общегеологическими предпосылками; 1 – скважины: в числителе - номер скважины, в знаменателе – абсолютная отметка картируемой поверхности, м; 2 – точки с отметками картируемой поверхности, м; 3 – изогипсы

 

На совмещенной карте получают границу залежи сложной формы, проходящую на отдельных участках по линиям замещения коллекторов, а на других - по линии внешнего контура в пределах различных пластов.

Исходными данными для выполнения предлагаемой работы являются: таблица со сведениями об альтитудах устьев скважин, удлинениях, глубинах залегания кровли пласта, толщинах пласта, глубине ВНК; схема расположения скважин.

Задание:

Определить границы залежи на данной схеме расположения скважин, по данным бурения и геофизических исследований (таблица 1), глубинам отбивки ВНК.

 

Таблица №1

№ скв Координаты Х Координаты У Альтитуда м Удлинение м Глубина кровли, м Толщина, м
10,2 2,3 125.7 0.4 2115.1
6,8 1,9 121.5 0.8 2120.3
7,3 120.5 2106.9 8.2
0,3 7,5 123.5 1.2 2129.7 11.8
12,3 7,9 122.3 0.2 2121.5
10,3 121.9 1.6 2110.5 12.6
3,8 125.5 0.6 2120.1 14.4
13,3 20,2 125.9 0.2 2129.7 15.4
7,5 20,7 124.3 0.8 2124.7
0,8 20,2 126.7 1.4 2142.1 18.8
7,6 2,1 0.5 3.5
8,7 120.2 0.7
5,3 6,8 0.5
7,2 15,4 121.5 0.6 4.5
10,2 0.7 4.3
1,2 13,1 0.8 5.1
2,1 15,3 0.9 5.5
0,4 11,1 1.5 4.1

 

Порядок выполнения задания:

· необходимо согласно номера варианта задания, внести поправки; например вариант №12, поправка составит 12м., ее необходимо прибавить к глубинам пересечения картируемой поверхности;

· необходимо определить абсолютные отметки залегания кровли и подошвы пласта;

· необходимо рассчитать абсолютные отметки ВНК в скважинах и обосновать положение ВНК по залежи в целом;

· определить на плане расположения скважин, границы распространения коллекторов;

· построить структурные карты по кровле и подошве пласта и дать их анализ;

· показать на указанных структурных картах положение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности.

· охарактеризовать тип залежи нефти и обоснуйте его положение в современных классификациях залежей нефти и газа.

 

Глубина отбивки ВНК по ГИС определена в трех скважинах: скв.2 (2120.3м), скв.7 (2124.4м) и скв.6 (2121.5м).

 

Порядок выполнения задания:

Согласно номера варианта по формуле (1.1) определяются абсолютные отметки кровли пласта. Эта же формула применима для определения абсолютной отметки ВНК.

Если предположить, что поверхность ВНК плоская и горизонтальная, то данных по трем скважинам достаточно, чтобы произвести оконтуривание залежи, так как плоскость определяется тремя точками.

Абсолютные отметки подошвы пласта в данном случае определяются, используя данные по толщине пласта.

Структурные карты по кровле и подошве пласта строятся по абсолютным отметкам указанных поверхностей (рис. 8 и 9).

На картах выявляется вытянутая в субширотном направлении антиклинальная структура. Структура является ловушкой углеводородов при наличии других благоприятных условий.

Внешний контур нефтеносности проводится на структурной карте по кровле пласта, а внутренний контур нефтеносности - на структурной карте по подошве пласта.

Контуры залежи незамкнутые. Нефтяная зона ограничена внутренним контуром нефтеносности, а водонефтяная зона ограничена внутренним и внешним контурами нефтеносности.

 

 

 

Рис. 8 Структурная карта по кровле пласта

 

 

 

Рис. 9 Структурная карта по подошве пласта

 

Работа № 2









Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2018 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.