Изучение структуры поверхностей залежи (кровли и подошвы)

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

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. Структурными называются карты, на которых с помощью линий одинаковых высот (изогипс) подземного рельефа изображается положение в пространстве опорной поверхности (кровли и подошвы пласта). 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 пласта (рис. 2.8).

Рис. 2.8. Пример определения положения точки наблюдения на плане

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

Абсолютная отметка Н картируемой поверхности в точке наблюдения (рис. 2.8) определяется по формуле

Н = (А + ΔL) – L (2.1)

Построение структурных карт представляет собой определение положения изогипс на плане (рис. 2.9).

 

Рис. 2.9. Изображение глубинного рельефа с помощью изогипс:

а – профильный разрез: 6 – структурная карта: изогипсы глубинного рельефа даны в метрах

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.

При способе треугольников точки соседних скважин соединяют на плане линиями таким образом, что образуется система треугольников (рис. 2.10). Затем на каждой линии по правилу линейной интерполяции находят точки со значениями абсолютных отметок, кратными выбранной величине сечения между изогипсами.

Линейная интерполяция предполагает, что наклон линии, соединяющей две скважины, на всем ее протяжении постоянен. Расстояние любой изогипсы от одной из точек наблюдения на этой линии при линейной интерполяции можно найти по формуле:

L_х = [(Н_х-Н₁)/(Н₂-Н₁)]L_1,2 (2.2)

где L_х – расстояние от искомой изогипсы до скв. 1 на линии, соединяющей скв. 1 и 2; Н_х – значение (абсолютная отметка) искомой изогипсы; Н₁ и Н₂ – абсолютные отметки залегания картируемой поверхности соответственно в скв. 1 и 2; L_1,2 – расстояние между скв.1 и 2.

 

 

 

 

 

Рис. 2.10. Построение структурной карты 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

 

Интерполяция с помощью уравнения – трудоемкий процесс. Удобнее пользоваться масштабной сеткой (высотной арфой), состоящей из ряда параллельных линий, проведенных на кальке на равных расстояниях друг от друга.

Полученные на сторонах каждого треугольника одноименные точки соединяются линиями изогипсами (рис. 2.10 в).

Чем больше точек наблюдения, тем меньше размеры треугольников и тем точнее построенная карта будет отражать форму реальной картируемой поверхности. При построении карт поверхностей необходимо придерживаться следующих правил:

· при построении структурных карт нужно учитывать всю прямую и косвенную геолого-геофизическую информацию о форме картируемой поверхности (сейсмические материалы, данные структурного бурения и др.);

· до начала построений следует выявить региональные закономерности в залегании пород такие, как направление осей структур, доминирующие углы падения на разных участках структур, положение сводов и периклинальных окончаний и др.

· нельзя объединять в один треугольник скважины, между которыми проходят вероятные линии перегиба слоев, например, скважины, расположенные на разных крыльях структуры;

· следует избегать выделения треугольников с очень острыми углами, так как это может привести к неоправданному искривлению изогипс;

· проведение изогипс следует выполнять плавно, без резких изгибов линий;

· построение карты следует начинать с участков, наиболее полно освещенных скважинами; конфигурацию изогипс на прилегающих слабо освещенных участках следует согласовывать с направленностью изолиний, проведенных на участках с большим числом точек наблюдения.

При построении структурных карт необходимо выдерживать соответствие между точностью карты и количеством, и качеством исходной информации. Показателем точности карт является размер сечения между изолиниями. Поэтому обоснование его весьма ответственная задача. При этом необходимо учитывать плотность точек наблюдения, точность исходных данных, сложность картируемой поверхности.

Плотность точек наблюдения при выборе сечения учитывается следующим образом. Как видно на рисунке 2.11, при наличии двух точек наблюдения А и В при линейной интерполяции фактическая кривая АВ (соответствующая картируемой поверхности) заменяется фиктивной прямой АВ, для характеристики которой достаточно двух изолиний с сечением между ними ВС. Если взять сечение меньше, то промежуточные изолинии будут характеризовать поверхность иначе.

При увеличении количества точек наблюдения прямая АВ заменится ломаной ADMB, более близкой к кривой АВ.

Чтобы ее охарактеризовать, нужно сгустить изолинии. Причем в верхней части кривой их следовало бы провести гуще (для отрезка MB сечение равно BF), а в нижней – реже: отрезку AD соответствует сечение ЕС.

Рис. 2.11.Влияниеколичества точек наблюдения на точность отображения картируемой поверхности

Поскольку при построении карты применяют единое значение сечения между изолиниями, рациональной величиной сечения будет значение, примерно равное средней разности между абсолютными отметками поверхности в скважинах.

В данном примере следует принять, что сечение

h_из = (BF+FE+EC)/3. (2.3)

Таким образом, чем больше точек наблюдения, тем, при прочих равных условиях, меньше разность между абсолютными отметками поверхности в соседних точках (скважинах). Поэтому принятие меньшего значения сечения повысит точность карты.

Для отображения изменения эффективной и нефтегазонасыщенной толщин строятся карты в изолиниях, называемые картами изопахит (изопахиты – линии равных значений толщины). Метод построения карты изопахит такой же, как и структурной карты, – линейная интерполяция. В пределах внутреннего контура нефтегазоносности значения конфигурации изопахит эффективной и продуктивной толщин совпадают. От внутреннего контура к внешнему идет закономерное уменьшение нефтегазонасыщенной толщины. Внешний контур нефтегазоносности одновременно является линией нулевых значений эффективной нефтегазонасыщенной толщины, т.е. фактически границей залежи.

Пласты осадочных горных пород могут залегать не только горизонтально, но и в виде складок, образовавшихся в ходе колебательных, тектонических и горообразовательных процессов. Изгиб пласта, направленный выпуклостью вверх, называется антиклиналью, а выпуклостью вниз – синклиналью.

В России почти 90% найденных нефти и газа находятся в антиклиналях, за рубежом – около 70%.

 

Дизьюнктивные нарушения

В зависимости от характера смещения слоев и положения плоскости нарушения выделяются взбросы и сбросы. В условиях наклонной плоскости нарушения при взбросе приподнятое крыло располагается над плоскостью нарушения.

Скважина, пересекшая взброс, вскрывает дважды одни и те же слои (рис. 2.12, I).

При сбросе приподнятое крыло располагается под плоскостью нарушения, и в скважине, пересекающей сброс, выпадают все слои (рис. 2.12, II) или их часть. На наличие разрывного нарушения с наклонным положением плоскости нарушения указывают наличие разрезов скважин с повторением или выпадением некоторых пластов, а также резкие перепады гипсометрических отметок кровли и подошвы пласта изучаемого горизонта на небольшом расстоянии.

Трещины (разломы), по которым произошло смещение слоев, могут быть закрытыми или открытыми. В зависимости от этого и от соотношения толщины продуктивного пласта и амплитуды смещения нарушения делятся на проводящие и экранирующие. Проводящие нарушения обычно не нарушают целостности залежи. Экранирующие нарушения служат естественными границами залежей или расчленяют залежи на изолированные участки.

Нарушения относят к проводящим или экранирующим на основании сопоставления абсолютных отметок контактов между нефтью, газом и водой в разных блоках. Если в пределах соседних блоков ВНК, ГНК или ГВК единого горизонта находятся на разных гипсометрических отметках, или при одинаковых отметках горизонт в одном блоке содержит нефть, а в другом – газ или воду, то разрывное нарушение является экранирующим. При единых гипсометрических отметках контактов в соседних блоках есть основания считать тектоническое нарушение проводящим.

 

Рис. 2.12. Элементы дизъюнктивных нарушений:I – взброс; II – сброс: Н₁, Н₂ – высоты соответственно взброса и сброса; l₁, l₂ – ширина перекрытия сместителя соответственно при взбросе и сбросе; части разреза: а, а₁, – повторяющиеся в скв. 1, б, б₁, – выпадающие в скв.2