Построение структурной карты кровли пласта «Б» методом схождения.

 

В нефтепромысловой практике часто бывает так, что глубокозалегающие продуктивные пласты вскрываются единичными скважинами. Общее количество и расположение таких скважин не даёт возможность построить структурные карты по этим продуктивным пластам. При этом в пределах исследуемой территории неглубокозалегающие горизонты хорошо разведаны структурным бурением или геофизическими методами разведки (в частности сейсморазведкой) (рис. 2.3). В таком случае для построения структурной карты по более глубокозалегающим продуктивным пластам применяется метод схождения.

 

Рис. 2.3. Геолого–геофизический разрез залегания продуктивных пластов «А» и «Б» по данным сейсморазведки и заверочного бурения.

 

Сущность метода схождения заключается в том, что структурную карту кровли нижнего пласта «Б» строят, пользуясь структурной картой пласта «А». Использование этой карты заключается в сопоставлении по плоскости и в разрезах вертикальных толщин (мощностей) слоёв пород, отделяющих кровлю пласта «А» от кровли пласта «Б».

Вертикальные толщины (мощности) пород, отделяющие кровлю пласта «А» от кровли пласта «Б», определяются по глубоким скважинам, которые вскрывают оба пласта. Как минимум, они должны быть определены в трёх скважинах. Вскрытые вертикальные толщины (мощности) пород между двумя пластами надписывают около каждой скважины, по которой они определены, на плане их расположения.

Для выявления закономерностей изменения вертикальных толщин (мощностей) на исследуемой площади строится карта изохор (карта равных вертикальных толщин (мощностей), карта равных расстояний) с помощью того же способа прямой интерполяции, который был использован для построения структурной карты кровли пласта «А». Сечение изохор выбирается равным сечению изогипс. Это значительно облегчает последующую работу и, при этом, изогипсы структурной карты кровли пласта «А» и изохоры пересекутся. В каждой точке их пересечения рассчитываются абсолютные отметки кровли пласта «Б». Расчёт производится вычитанием из абсолютной отметки кровли пласта «А» в этой точке величины изохоры, полученной при интерполяции и графическом построении.

В общем случае значение абсолютной отметки кровли пласта «Б» в тоске пересечения изогипс и изохор определяется уравнением:

 

H_Б = H_А – h_АБ, (2.2)

 

Где H_А – абсолютная отметка кровли пласта «А» в точке пересечения изогипсы и изохоры;

h_АБ – расстояние от кровли пласта «А» до кровли пласта «Б» в точке пересечения изогипсы и изохоры (как вертикальная мощность пород от кровли пласта «А» до кровли пласта «Б» в этой точке);

H_Б – абсолютная отметка кровли пласта «Б» в точке пересечения изогипсы и изохоры.

Вычислив, согласно уравнению, абсолютные отметки кровли пласта «Б» для каждой точки пересечения изогипс пласта «А» и изохор, соединяем одинаковые значения плавными кривыми, которые и будут представлять собой изогипсы кровли более глубокозалегающего пласта. «Б», то есть структурную карту кровли пласта «Б» (рис. 2.5).

Основой для проверки правильности произведённых построений является тот факт, что свод антиклинального поднятия, полученный при построении структурной карты кровли пласта «Б», будет смещён в сторону уменьшения расстояний между пластами «А» и «Б», то есть в сторону уменьшения значений изохор.

По окончании построения структурной карты кровли пласта «Б» изогипсы кровли пласта «А», изогипсы пласта «Б» и изохоры обозначаются различными условными знаками (или цветами).

 

Образец выполнения задания.

Исходные данные

 

Вариант №…..1…..

Таблица 2.1.

№ скв.	Координаты устья скважины	Альтитуда устья, м	Глубина залегания кровли пласта, м
X	Y	«А»	«Б»
					-
					-
					-
					-
					-
					-
					-
					-
					-
					-
					-
					-
					-
					-
					-

 

 

а

б

в

г

Рис. 2.4. Последовательность выполнения задания:

а – вынесение устьев скважин на план; б – интерполяция и построение поверхности кровли пласта «А»; в – соединение устьев скважин, подсёкших кровлю пласта «Б»; г – интерполяция и построение изохор.

 

 

Рис. 2.5. Образец выполненного задания по приведённому варианту.

 

 

Лабораторная работа № 3.

ПОСТРОЕНИЕ КАРТ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА, ИЗОПАХИТ И ЭФФЕКТИВНЫХ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ТОЛЩИН.

 

Необходимость построения карт водонефтяного контакта (ВНК), изопахит и эффективных нефтенасыщенных толщин возникает при решении вопросов, связанных с определением объёма залежи, подсчётом запасов нефти и контролем за разработкой залежи или месторождения.

Выполнение лабораторной работы начинается с выбора масштаба, нанесения скважин на план по координатам X и Y и построения структурных карт кровли и подошвы продуктивного пласта. Структурные карты строятся по способу прямой интерполяции на отдельных листах миллиметровой бумаги формата А4 или А3. Методика построения изложена в указаниях к лабораторной работе №2.

Далее производится построение карт ВНК, изопахит и эффективных нефтенасыщенных толщин и определение положения контуров нефтеносности на плане.

Карта водонефтяного контакта (ВНК) отражает в изогипсах положение поверхности раздела нефть–вода в залежах. Она помогает наиболее точно и объективно определять границы залежей, достоверно изучать характер поверхности их ВНК и широко используется при построении карт нефтенасыщенных толщин.

В геолого–промысловой практике с целью определения положения поверхности ВНК проводится следующий комплекс исследований:

– промысловые испытания скважин способом прострела (перфорации) обсадной колонны скважины, в результате чего ВНК определяется между самым низким положением интервала прострела дыр в обсадной трубе, давшим при испытании 100% нефти и высшим интервалом прострела дыр, давшим 100% воды.

– геолого–промысловое изучение кернов, когда определяется наличие нефти и воды и их взаимное положение;

– геофизические исследования скважин (электрокаротаж методами КС и ПС и гаммакаротаж ГК и ГГК []), позволяющие определить положение контактов нефть–вода и газ–вода.

Наиболее тщательно должны быть построены карты ВНК для пологих структур с небольшой высотой залежи, так как погрешности (даже очень небольшие) сильно сказываются на точности подсчёта запасов.

Для построения карты ВНК необходимо знать абсолютные отметки поверхности раздела нефть–вода в те скважинах, которые пробурены в водонефтяной зоне продуктивного пласта (рис. 3.1). Выделение скважин, которые вскрывают ВНК, можно из анализа соотношения эффективной нефтенасыщенной толщины (h_н) и эффективной толщины (h) продуктивного пласта. Для скважин, вскрывающих ВНК, h_н имеет меньшее значение, чем h, но не равна нулю. Расчёт абсолютных отметок поверхности ВНК в этих скважинах производится путём добавления к абсолютным отметкам кровли пласта (h_k) значений эффективных нефтенасыщенных толщин (h_н) (табл. 3.1). Далее полученные значения абсолютных отметок поверхности ВНК надписываются у соответствующих скважин, проводится их интерполяция и строится карта изогипс поверхности ВНК (рис. 3.3 и рис. 3.3). Во избежание ошибок сечения изогипс карты ВНК рекомендуется выбирать такими же, как и для структурных карт кровли и подошвы пласта.

 

 

Рис. 3.1. Модель разреза соотношения эффективной нефтенасыщенной толщины (h_н) и эффективной толщины (h) продуктивного пласта.

 

 

Карта изопахит (карта эффективных толщин) строится для наглядного представления об изменчивости эффективной толщины продуктивного пласта по площади. Так как пласт в данном случае однороден, значения эффективных толщин (суммарных толщин проницаемых прослоев) по скважинам вычисляют как разность между глубинами залегания подошвы и кровли пласта (см. табл. 3.1). Вычисленные значения эффективных толщин надписываются у скважин на плане их расположения, а затем, в соответствии с выбранным интервалом сечения, проводится интерполяция и строится карта изопахит в изолиниях. Построение карты изопахит производится способом треугольников, использовавшемся при построении структурных карт в лабораторной работе № 2.

 

Рис. 3.2. Структурная карта кровли продуктивного пласта и карта водонефтяного контакта (ВНК).

 

 

Рис. 3.3. Структурная карта подошвы продуктивного пласта и карта водонефтяного контакта (ВНК).

Карту изопахит следует строить на отдельном листе миллиметровой бумаги, имеющем размер А4 или А3. Сечение изопахит должно быть принято с таким расчётом, чтобы карта соответствовала точности наблюдений, была детальной и не была перегружена лишними изолиниями. Обычно сечение ихопахит принимается равным 1 или 2 метра, реже 5 метров (рис. 3.4). При расслаивании продуктивных пластов на изолированные прослои коллекторов, выклинивающихся в разных направлениях, необходимо составлять карты изопахит по отдельным прослоям. Эти прослои затем совмещаются в одну карту.

 

Рис. 3.4. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин.

 

Карта эффективных нефтенасыщенных толщин представляет собой карту суммарных толщин пористо–проницаемых прослоев пород, насыщенных нефтью, и является основой для определения объёма залежи. Так как мы рассматриваем однородный пласт, эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах внутреннего контура нефтеносности будут соответствовать общим толщинам пласта. В пределах водонефтяной зоны (в части площади, ограниченной внутренним и внешним контуром нефтеносности) нефтенасыщенной является лишь часть эффективной толщины.

Исходными данными для построения карты эффективной нефтенасы–щенной толщины является карта изопахит и положение внутреннего и внеш–него контуров нефтеносности на плане. При этом для оценки положения контуров нефтеносности используется структурная карта кровли и подошвы пласта и карта ВНК. Карта ВНК совмещается поочерёдно со структурными картами кровли и подошвы пласта. Точки пересечения изогипс ВНК с одно–имёнными изогипсами кровли пласта определяют на плане положение внеш–него контура нефтеносности, а точки пересечения изолиний ВНК с одно–имёнными изогипсами подошвы пласта – внутренний контур нефтеносности (см. рис. 3.2 и 3.3). Но следует отметить, что наличие внешнего и внутренне–го контуров нефтеносности характерно лишь для залежей нефти с краевой водой, а если залежь имеет подошвенную воду – внутреннего контура не бу–дет. Далее контуры нефтеносности наносятся на карту эффективных толщин пласта.

Как видно из рисунка 3.3 эффективная нефтенасыщенная толщина в границах залежи меняется от 0 м на внешнем контуре нефтеносности до максимального значения на внутреннем контуре, то есть до 11, 2 м. В залежах внешний контур нефтеносности характеризуется содержанием нефти 0% и содержанием воды 100%. Внутренний контур нефтеносности, наоборот, характеризуется содержанием нефти 100% и содержанием воды – 0%. Значения эффективных нефтенасыщенных толщин в пределах внутреннего контура нефтеносности соответствуют значениям эффективных толщин. Линии равных эффективных нефтенасыщенных толщин представляют собой границы полей нефтеносности с различными значениями в соответствии с выбранным сечением. Например: 0–5 м, 5–10 м, 10–11,2 м (см. рис 3.4).

Выделенные поля нефтеносности положены в основу вычисления средневзвешенной по площади эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта. Эта величина является важной величиной для определения объёма залежи при подсчёте запасов нефти и газа.

 

Образец выполнения задания.

Исходные данные

 

Вариант №…..1…..

 

 

Вариант 12.

Таблица 3.1.

№ скв.	Координаты устья скважины	Альтитуда устья, м	Глубина залегания пласта (кровля-подошва), м	Эффективная нефтенасыщенная толщина, м
X	Y
				1193-1205,9
				1149-1159,7	10,7
				1137-1146,7	9,7
				1140-1148,2	6,0
				1165-1171,8
				1136-1145,3	9,3
				1181-1191,5
				1161-1171,7	4,0
				1200-1212,0
				1159-1169,6	6,0
				1190-1201,9
				1172-1181,8

 

Результаты построения приведены выше на рисунках 3.2, 3.3 и 3.4.

 

Лабораторная работа № 4.

ПОДСЧЁТ ЗАПАСОВ НЕФТИ ОБЪЁМНЫМ МЕТОДОМ.

 

Объёмный метод подсчёта запасов основан на знании геологического строения продуктивных пластов, условий залегания нефти в пластах и может быть использован на любой стадии их изученности, а также при любом режиме залежей.

Комплексная лабораторная работа выполняется по следующему плану.

1. Составление карт, характеризующих геологическое строение продуктивных пластов, их фильтрационно–ёмкостные свойства и степень нефтенасыщенности, в том числе:

1.1. Структурной карты кровли продуктивного пласта (рис. 4.1, А).

1.2. Структурной карты подошвы продуктивного пласта (рис. 4.1, Б).

1.3. Подсчётного плана (рис. 4.2).

1.4. Карты абсолютной пористости (рис. 4.3).

1.5. Карты эффективной пористости (рис. 4.3).

1.6. Схема строения залежи (рис. 4.11).

1.7. Карты эффективных толщин пласта (рис. 4.2).

1.8. Карты эффективных нефтенасыщенных толщин пласта (рис. 4.2).

 

2. Расчёт параметров, входящих в формулу для подсчёта запасов нефти:

2.1. площади нефтеносности;

2.2. средневзвешенной по площади нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта;

2.3. коэффициента эффективной пористости;

2.4. коэффициента нефтенасыщенности4

2.5. пересчётного коэффициента (объёмного коэффициента пластовой нефти);

2.6. коэффициента нефтеотдачи;

2.7. извлекаемых запасов нефти.

 

Методика построения карт освещена в предыдущих лабораторных работах, поэтому здесь основное внимание уделяется расчёту параметров, входящих в формулу для подсчёта извлекаемых запасов нефти.

 

Исходные данные

 

Вариант ….

 

Таблица 4.1.

 

№ скв.	Альтитуда, м	Интервал залегания пласта, м	Общая толщина, м	Эффективная толщина, м
		1100-1125
		1250-1280
		1311-1337
		1300-1326,1	26,1	20,9
		1262-1288,8	26,8	21,4
		1287-1312,6	25,6	20,5
		1235-1265
		1175-1205
		1143-1168,4	25,4	20,3
		1200-1225,4	25,4	20,3

 

Таблица 4.2.

№ скв.	Интервал отбора керна, м	Проница-емость, 10^-15 м3	Пористость, %	Фракционный состав, %
	1115-1125
	1250-1260
	1325-1337
	1305-1315
	1265-1275
	1290-1300
	1240-1250
	1190-1205
	1150-1165
	1210-1220

 

Таблица 4.3.

№ скв.	Среднесуточный дебит на дату расчёта, т	Плотность нефти, т/м^3	Примечания
нефть	вода
		-	0,848
	-	-		Незначительное количество воды
	-			Полностью обводнена
	-			Полностью обводнена
	-			Полностью обводнена
	-			Полностью обводнена
	-	-		Переведена в пьезометрическую
		-
		-
		-

 

Таблица 4.4.

 

Удельный вес газа по воздуху	Фракционный состав к объёму, %	Пластовая температура, С°
метан	этан	пропан	бутан	пентан	Гексан+высшие
0,693

 

 

Примечание:

Р_пл – пластовое давление – 12,2 мПа;

О – газовый фактор – 105 м³ / т;

Режим залежи – водонапорный.

 

 

 

 

Рис. 4.1. Структурные карты продуктивного пласта (кровли – А и подошвы – Б).