Нефти и газа и построение карт эффективной мощности нефтегазонасыщенной части пласта

Границы распространения залежей нефти и газа контролируют­ся наряду с зонами выклинивания и литолого-фациального замеще­ния также положением водонефтяного (ВНК), газоводяного (ГВК) и газонефтяного (ГНК) контактов. При определении контактов ис­пользуют результаты опробования и промыслово-геофизических ис­следований скважин. С этой целью составляется схема опробования и обоснования ВНК, ГНК, ГВК, на которую наносятся шкала глубин в абсолютных отметках и колонки всех скважин со снесением на ли­нию профиля их проекций на вертикальную плоскость (рис. 97). На колонке каждой скважины условными знаками показывают: положе­ние кровли и подошвы пласта; проницаемые и непроницаемые ин­тервалы; насыщение проницаемых интервалов нефтью, газом или во­дой и контакты между ними по данным промыслово-геофизических исследований; интервалы опробования и их результаты; диаметры шайб и депрессии на пласт. По этим данным создается представле­ние о характере контактов.

Как правило, контакт нефть—вода редко бывает ровной плоско­стью. Обычно он образует неровную поверхность, горизонтальную

Рис. 97. Схема обоснования абсолютной отметки ВНК: Интервалы: 1 - нефтенасыщенный, 2 — непроницаемый, 3 — перфорированный, 4 - водонасыщенный, 5 —с неясной характеристикой; Н — дебит нефти; В — обводненность нефти в % и дебит воды в м3/сут.

 

или наклонную. Контакт жидких флюидов с газом чаще бывает го­ризонтальным; поверхность его ближе к плоскости. Линия контак­тов на схеме проводится таким образом, чтобы она являлась средней по отношению к контактам в отдельных скважинах.

Установленные таким образом отметки контактов нефть — вода, нефть—газ, газ—вода переносятся на карты поверхности кровли и по­дошвы коллекторов продуктивного пласта с целью построения со­ответственно внешних и внутренних контуров нефтеносности и га­зоносности, которыми определяются границы пластовой сводовой залежи. В массивной залежи переносится только внешний контур. При горизонтальном контакте внешние и внутренние контуры про­водятся по изогипсе, имеющей отметку контактов. При наклонном контакте предварительно составляется карта поверхности контакта.

Затем эта карта накладывается последовательно на карты по­верхности кровли (рис. 98) и подошвы коллекторов продуктивно­го пласта и через точки с одинаковыми отметками проводятся соот­ветственно внешний и внутренний контуры нефтеносности. После этого внутренний контур переносится на карту поверхности кровли коллекторов продуктивного пласта.

В пластах с хорошими коллекторскими свойствами сформи­ровавшиеся залежи имеют резкую границу между нефтью и водой. В неоднородных пластах, особенно с низкими коллекторскими свойствами, а также в ныне формирующихся залежах между чисто

Рис. 98. Определение внешнего контура нефтеносности при наклонном водонефтяном контакте: Изогипсы вм: кровли пласта; 2 — поверхности контакта; 3 — тонки пересечения поверхностей контакта и кровли пласта; 4 — внешний контур нефтеносности

 

нефтяной и водяной.частями пласта располагается переходная зона, насыщенная как нефтью, так и водой. При этом с глубиной степень насыщения водой увеличивается.

В разрезе переходной зоны условно можно выделить три интер­вала. Опробование верхнего интервала, смежного с зоной предель­ного нефтенасыщения, дает, как правило, притоки одной нефти, среднего — нефти и воды, причем чем дальше от зоны предельного нефтенасыщения, тем выше процент воды в продукции скважины; опробование нижнего интервала дает притоки одной воды.

Граница между средним и нижним условными интервалами яв­ляется границей залежи нефти. На графике зависимости относи­тельной проницаемости от нефтенасыщенности она соответствует точке, в которой относительная проницаемость для нефти при по­ступлении двух фаз в скважину становится больше нуля. Поскольку нефтенасыщенность в переходной зоне всегда меньше, чем в основ­ной залежи, запасы в переходной зоне подсчитываются отдельно. С этой целью составляются карты эффективной мощности нефтега- зонасыщенной части пласта, переходной зоны и основной залежи.

Карты эффективной мощности нефтегазонасыщенной части пласта

 

 

.—..—	f		Z
		$
-—в —	k	о М_ 1.7	5	Jliiiii

Рис. 99. Карта эффективной мощности пласта и мощности нефтенасыщенной части пласта пластовой сводовой залежи: Контуры нефтеносности: 1 — внешний; 2— внутренний; 3 — изопахиты нефтенасыщенной части пласта в м; 4 — изопахиты эффективной мощности пласта в м; 5— скважины (вверху — номер скважины, в середине — эффективная мощность в м, внизу — эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта в м); 6 — зона отсутствия коллектора

 

Эти карты составляются на основе карт эффективной мощности пласта (рис. 99). На такую карту пластовой сводовой залежи нано­сят внешний и внутренний контуры нефтегазоносности. В пределах внутренних контуров карта эффективной мощности нефтегазона- сышенной части пласта полностью соответствует карте эффектив­ной мощности. В водонефтяной зоне, между внутренним и внеш­ним контурами нефтегазоносности, изопахиты пласта проводят пу­тем интерполяции между значениями изопахит в точках их пересе­чения с внутренними контурами до нуля на внешнем контуре. При этом следует учитывать данные скважин в водонефтяной зоне. По массивным залежам (рис. 100) карта эффективной мощности не- фтегазонасыщенной части пласта составляется путем интерполя­ции между максимальным значением мощности на куполе струк­туры и нулевым ее значением на внешнем контуре с учетом данных по скважинам.

⇐ Предыдущая11121314151617181920Следующая ⇒

Поделиться: