Обоснование положения ВНК, ГВК

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 3

В пластах с хорошими коллекторскими свойствами залежи обычно характеризуются резкой границей между нефтью (газом) и водой. Между тем даже для них между зонами предельного нефте(газо)-насыщения и водонасыщенной располагается переходная зона. В разрезе переходной зоны условно можно выделить три интервала, различающиеся по степени насыщения коллекторов нефтью или газом и соответственно по получаемой из них продукции в скважинах.

Размеры переходной зоны для контакта нефть-вода могут быть оценены по следующей формуле:

Н_пз= DR_к/ g (r_в - r_н), где

Н_пз – высота переходной зоны;

DR_к – разность капиллярного давления на границах внешнего и внутреннего контуров переходной зоны;

g – ускорение свободного падения;

r_в и r_н – плотности нефти и воды.

При опробовании верхнего интервала, граничащего с зоной стабилизированного насыщения, получают притоки безводных нефти и газа. При опробовании среднего интервала разреза – притоки нефти и газа с водой, причем чем ближе к водонасыщенной зоне, тем больше воды в продукции скважины. Опробование нижнего интервала со значениями нефте(газо)-насыщенности меньше критических дает притоки пластовой воды. В переходных зонах ВНК или ГВК определяются по данным устанавливаемым опробованием скважин или с помощью гидродинамических приборов на кабеле.

Контакт нефть-вода, как правило, образует геометрически сложную поверхность, горизонтальную или наклонную. Для определения контуров залежей проводится условная плоскость, причем таким образом, чтобы она была средней по отношению к установленным контактам в отдельных скважинах. В условиях территорий, где величины переходной зоны не превышают 1-2 метров (например Волго-Урал), поверхность ВНК обычно принимается условно горизонтальной. Поверхность контакта газ-вода, в связи с большой разницей в плотностях флюидов, практически всегда близка к горизонтальной плоскости.

Для обоснования начального положения ВНК и ГВК и проведения границ залежей составляется схема опробования скважин и обоснования контактов. На схеме приводятся сведения о результатах опробования, результаты гидродинамических исследований и интерпретации ГИС (рис.10).

Рис.10. Схема обоснования абсолютной отметки горизонтального ВНК залежи

Интервалы: 1 – нефтенасыщенный, 2 – непроницаемый, 3 – перфорированный, 4 – водонасыщенный; 5 – с неясной оценкой по характеру насыщения коллектора; Н – дебит нефти; В – обводненность нефти в % или дебит воды в м³/сут.

Наиболее надежные результаты о характере насыщения пластов дает опробование в обсадной колонне (перфорация), опробование на приток в открытом стволе имеет меньшую достоверность.

Положение горизонтального ВНК принимается ниже нижнего интервала, в котором при опробовании получена чистая нефть и выше верхнего интервала, в котором получена чистая вода. При обосновании ВНК в интервалах между этими предельными отметками, контакт проводится с учетом данных ГИС (электрические методы). Результаты интерпретации ГИС в терригенных пластах значительно более надежны чем в карбонатных, так как для карбонатов характерны высокие удельные сопротивления, что существенно затрудняет интерпретацию ГИС. Установленные таким образом отметки контактов переносятся на карты поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей.

Внешним контуром нефтеносности (газоносности) называется пересечение ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта. Внешний контур нефтеносности в плане ограничивает размеры залежи, коллекторы вне его пределов дают чистую воду.

Внутренним контуромнефтеносности (газоносности) называется пересечение ВНК (ГНК) с подошвой продуктивного пласта. Внутренний контур нефтеносности в плане ограничивает размеры чисто-нефтяной зоны ЧНЗ, вскрывшие коллектор скважины в его пределах дают нефть без воды.

Для нефтяной залежи площадь между внутренним и внешним контуром нефтеносности называется водонефтяной зоной ВНЗ, для газовой залежи – соответственно водогазовой зоной ВГЗ. При горизонтальном ВНК (или ГВК) внешний и внутренний контуры нефте(газо)-носности проводятся по изогипсам каждой карты, имеющим отметку контактов. Для массивной или пластовой водоплавающей залежей проводится только внешний контур на карте поверхности кровли пласта, так как внутренний контур отсутствует (отсутствие ЧНЗ).

В случае наклонного контакта предварительно составляется карта его поверхности. Затем она совмещается с картами поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей или с картой поверхности кровли коллекторов для массивных (водоплавающих) залежей. Через точки с одинаковыми отметками на каждой паре обеих совмещенных карт проводятся внешние и внутренний контуры нефте(газо)-носности. После этого для пластовых залежей внутренний контур переносится на карту поверхности кровли коллекторов продуктивного пласта.

Площадь залежейконтролируется внешним контуром нефте(газо)-носности, границами выклинивания пластов, литолого-фациального замещения коллекторов или тектоническими нарушениями. Основой для построения структурной карты по кровле пласта служат данные сейсморазведки (метод общей глубинной точки ОГТ), скорректированные данными пробуренных скважин. Границы выклинивания пластов и литолого-фациального замещения коллекторов проводятся на середине расстояния между скважинами, вскрывшими коллектор и плотные породы.

⇐ Предыдущая 1 23