ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ

 

5.1. Геофизические методы.

 

В ходе поисково-разведочных работ применяются геологические, геофизические, методы, а также бурение скважин и их исследование.

К геофизическим методам относятся сейсморазведка, электро­разведка и магниторазведка.

Сейсмическая разведка (рис. 3) основана на использовании закономерностей распространения в земной коре искусственно создава­емых упругих волн. Волны создаются одним из следующих способов: 1) взрывом специальных зарядов в скважинах глубиной до 30 м; 2) вибра­торами; 3) преобразователями взрывной энергии в механическую. Скорость распространения сейсмических волн в породах различной плот­ности неодинакова: чем плотнее порода, тем быстрее проникают сквозь нее волны. На границе раздела двух сред с различной плотностью упру­гие колебания частично отражаются, возвращаясь к поверхности земли, а частично преломившись, продолжают свое движение вглубь недр до новой поверхности раздела. Отраженные сейсмические волны улавли­ваются сейсмоприемниками. Расшифровывая затем полученные графики колебаний земной поверхности, специалисты определяют глубину зале­гания пород, отразивших волны, и угол их наклона.

Электрическая разведка основана на различной электропровод­ности горных пород. Так, граниты, известняки, песчаники, насыщенные соленой минерализованной водой, хорошо проводят электрический ток, а глины, песчаники, насыщенные нефтью, обладают очень низкой элект­ропроводностью.

Принципиальная схема электроразведки с поверхности земли приведена на рис. 4. Через металлические стержни А и В сквозь грунт пропускается электрический ток, а с помощью стержней М и N и специ­альной аппаратуры исследуется искусственно созданное электрическое поле. На основании выполненных замеров определяют электрическое сопротивление горных пород. Высокое электросопротивление является косвенным признаком наличия нефти или газа.

Гравиразведка основана на зависимости силы тяжести на поверхности Земли от плотности горных пород. Породы, насыщенные нефтью или газом, имеют меньшую плотность, чем те же породы, содержащие воду. Задачей гравиразведки является определение мест с аномалию низкой силой тяжести

Магниторазведка основана на различной магнитной проницае­мости горных пород. Наша планета - это огромный магнит, вокруг которого расположено магнитное поле. В зависимости от состава гор­ных пород, наличия нефти и газа это магнитное поле искажается в различной степени. Часто магнитомеры устанавливают на самолеты, ко­торые на определенной высоте совершают облеты исследуемой территории Аэромагнитная съемка позволяет выявить антиклинали на глубине до 7 км, даже если их высота составляет не более 200...300 м.

Геологическими и геофизическими методами, главным образом, выявляют строение толщи осадочных пород и возможные ловушки для нефти и газа.

 

5.2.ПОНЯТИЕ И ВИДЫ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ГРАНИЦ.

 

Выявление внутреннего строения залежи по данным измерений, наблюдений и определений представляет собой задачу построения модели структуры залежи. Важный этап в решении этой задачи - проведение геологических границ.

Геологические границы различаются по процедуре выделения. По геологической природе они могут быть литологическими, геофизическими, биостратиграфическими и т. п., т. е. по геологической природе может быть выделено столько границ, сколько свойств изучается в соответствии с заданным списком. Кроме того, границы различаются по мерности: двумерные (поверхность в объеме залежи), одномерные (линии на картах, схемах и геологических разрезах) и нуль-мерные (точки на разрезах скважин).

По процедуре выделения различают границы резкостные, дизъюнктивные, условные и произвольные.

К резкостным границам относятся естественные геологические границы, которые отмечаются по резкой смене физических свойств, петрографической структуры, характера насыщения пород и т. п. Таковы, например, поверхности напластования, разделяющие в разрезе коллекторы и неколлекторы, контуры нефте- и газоносности и т. п.

Дизъюнктивными являются естественные геологические границы, связанные с разрывом сплошности геологического пространства. Эти границы могут сочетаться с резкостными и условными (например, нарушенная резкостная или условная граница). Дизъюнктивные границы представляют собой тектонический контакт в виде поверхности, линии или точки. При переходе через такую границу свойства пород могут резко меняться, если в результате сильного смещения контактирующими через границу оказываются слои разного литологического состава. Однако резких изменений свойств может и не быть, если, например, дизъюнктивная граница представлена трещиной с небольшим смещением или вообще без смещения.

Условные геологические границы не относятся к естественным, хотя они выделяются с учетом распределения свойств пород в пространстве. Условные границы представляют собой поверхности, линии или точки, на которых отдельные свойства из заданного списка принимают некоторые фиксированные значения. Такими значениями будут, например, кондиционные значения пористости или проницаемости, которые разделяют нефте-насыщенные породы на продуктивные и непродуктивные коллекторы.

Произвольные границы не связаны с распределением свойств пород. Их положение в пространстве зависит только от поставленных задач, обусловлено соображениями удобства, экономической целесообразности и т. п. Например, многие свойства коллекторов нефти и газа определяются по керну, поверхность которого может рассматриваться как произвольная геологическая граница. К этому типу могут быть отнесены границы категорий запасов, которые не приурочиваются к каким-либо естественным или условным границам, а проводятся по скважинам, и границы опытных и других участков залежи, выделяемых при анализе разработки.

Простые и сложные геологические тела. Часть геологического пространства, ограниченная геологическими границами, называется геологическим телом. Для выделения геологического тела достаточно указать его границы.

Геологические тела, внутри которых по выбранному списку свойств нельзя провести ни одной естественной или условной границы, называются простыми, а тела, внутри которых можно провести хотя бы одну такую границу, - сложными. Тело, среди границ которого имеются и условные, называется условным геологическим телом. При рассмотрении сложного тела как системы составляющие его неусловные, условные, а также произвольные простые тела выступают как элементы системы.

Таким образом, залежь нефти или газа в целом представляет собой геологическое тело высокой сложности, внутри которого выделяются геологические тела низших уровней структурной организации, ограничиваемые как естественными (резкостными и дизъюнктивными), так и условными и произвольными границами, проводимыми в соответствии с геолого-техническими требованиями разработки и эксплуатации скважин и пластов.

 

 

5.3.Формы залегания осадочных пород.

 

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. 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 Δ L ствола скважины за счет искривления.

 

Абсолютная отметка Н картируемой поверхности в точке наблюдения (рис. 5) определяется по формуле:

Н = (А + Δ L) - L.

Построение структурных карт представляет собой определение положения изогипс на плане (рис. 6). 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. 12, а). 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}

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.

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 (см. рис. 7, в).

 

 

 

Рис.7. 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.

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.

 

 

5.4. Характеристика водонефтяного контакта

 

Водонефтяной контакт (ВНК) является границей, разделяющей в пласте нефть и воду, и представляет собой зону определенной мощности, в которой содержатся нефть и свободная вода. По мере приближения к зеркалу чистой воды содержание нефти в пласте постепенно уменьшается. Часть коллектора, в пределах которого наблюдается переход от чистой нефти к чистой воде, называется переходной зоной.

В песчаниках с высокой проницаемостью и хорошей отсортированностью зерен мощность переходной зоны не превышает 0, 3м, в песчаниках с неоднородным литологическим составом и плохой отсортированностью зерен она достигает 8м.

Согласно геофизическим исследованиям, основным на изучении изменения удельного сопротивления при переходе от нефтенасыщенной части пласта к водонасыщенной, за водонефтяной контакт следует принимать такую границу переходной зоны, на которой ее удельное сопротивление становится равным критическому. Под критическим сопротивлением понимается минимальное удельное сопротивление пласта, при котором из него получают безводный приток нефти. В каждом конкретном случае определение положения водонефтяного контакта решается в зависимости от тех или иных геологических условий и детальности промыслово – геофизических исследований.

Зеркало свободной воды может быть точно определено лишь в коллекторах имеющих пустоты. В коллекторах с сверхкапиллярными и особенно капиллярными порами определение ВНК сложно, так как на его положение влияет проницаемость коллектора, капиллярное давление, фазовые проницаемости для нефти и воды, поверхностное натяжение и другие факторы. Фактический контакт нефть – вода, определяемый как граница поверхности среды, дающей в процессе опробования нефть и воду, всегда расположена выше (иногда значительно) поверхности свободной воды.

Контакт вода – нефть не всегда горизонтальна, нередко имеет наклон. Это зависит от размера и положения области питания, характера проницаемости коллектора, динамики движения подземных вод и т.д. Савченко В.П. считает, что смещение нефтяных и газовых залежей (и негоризонтальность контактов нефть – вода, газ – вода) связано, главным образом, с движением пластовых вод. При перепаде напора воды, близком к 0, 01 МПа или превышающем 1м на 1км расстояния, и больших размерах залежей, смещение газовых залежей в направлении движения воды может достигать нескольких метров, а нефтяных залежей – нескольких десятков метров. Газонефтяной контакт (ГНК) определяется как граница 100% - ного содержания свободного газа и 100% - ного растворения газа в нефти. В этом случае наблюдается переходная зона от нефти к газу. Контакт нефть – газ представляет собой границу в смеси углеводородов, сходных по физическим свойствам, поэтому разделение их еще более затруднено, чем определение ВНК.

Точное определение контактов требуется для составления карт изопахит эффективной нефтенасыщенной мощности при подсчете запасов нефти. Для точного определения положения водонефтяного контакта проводят комплекс исследований:

1. Проводят испытание скважины: при этом водонефтяной контакт должен находиться в интервале между низшим положением дыр прострела при перфорации, давшим 100% нефти, и высшим интервалом прострела дыр, давшим 100% воды; быстрое увеличение количества воды в скважине после вступления ее в эксплуатацию может указывать на то, что скважина находится в пределах водонефтяной зоны.

2. Изучают керн, в нем должно быть определено наличие нефти и воды и их взаимное положение.

3. Проводят электрический и радиоактивный каротаж; данные этих исследований оказывают большую помощь в определении ВНК.

Для установления ГНК строят также карты изолиний газового фактора по скважинам; путем интерполяции и экстраполяции находят изолинию, соответствующую 100% - ной добыче газа, принимают ее за контур газоносности и, исходя из этого, определяют контакт газ – нефть.

Для изучения характера поверхности водонефтяного контакта в пределах залежи рекомендуется составление карты изогипс поверхности водонефтяного контакта.

Значения абсолютных отметок контакта в каждой скважине наносят на план расположения скважин и путем линейной интерполяции определяют положение изогипс поверхности контакта.

Линии пересечения ВНК, ГВК или ГНК с поверхностями пласта-коллектора являются контурами нефтеносности (газоносности), ограничивающими по площади размеры залежи и ее зон с равным характером нефтегазоводонасыщения,

Применительно к каждому контакту различают внешний и внутренний контуры. Внешний контур - линия пересечения контакта с верхней поверхностью пласта, внутренний - с нижней поверхностью. Во внутреннем контуре находится чисто нефтяная (газовая) часть пласта. Внешний контур является границей залежи. Между внешним и внутренним контурами располагается приконтурная (водонефтяная, водогазовая, газонефтяная) часть.

Соответственно положение внешнего контура находят на карте верхней, а внутреннего - на карте нижней поверхности пласта. (рис. 8).

В процессе добычи нефти обычно происходит продвижение контуров ненфтеносности. Одной из задач рациональной разработки является обеспечение равномерного продвижения этих контуров. При неравномерном продвижении контуров нефтеносности образуются языки обводнения, что может привести к появлению разрозненных целиков нефти (рис. 9), захваченных водой. Неравномерное продвижение контуров нефтеносности зависит от неоднородности пласта (особенно по его проницаемости), отбора жидкости из пласта без учета этой неоднородности и т.д.

При наличии подошвенных вод (граница нефтеносности проходит лишь по кровле пласта) задача заключается в том, чтобы при вскрытии пласта не пересечь водо-нефтяной контакт скважиной (забой скв. должен быть выше этого контакта) во избежания появления конусов обводнения уже в самом начале эксплуатации. По мере эксплуатации и подъема водонефтяного контакта при наличии подошвенной воды обычно появляются конусы обводнения и борьба с ними весьма затруднена.

 

При горизонтальном контакте на карте контур проводят по изогипсе, соответствующей гипсометрическому положению контакта или параллельно изогипсе с близким значением. При горизонтальном контакте линия контура не может пересекать изогипсы.

При наклонном положении контакта, если диапазон изменения его абсолютных отметок больше принятого сечения изогипс, линии контуров пересекают изогипсы карт поверхностей пласта. В этом случае положение контуров определяется с помощью метода схождения (рис. 10). Для этого совмещают карту поверхности пласта и карту поверхности контакта, построенные с одинаковым сечением изогипс. Линия контура проводится через точки пересечения одноименных изогипс.

Если продуктивный горизонт сложен прерывистыми, литологически изменчивыми пластами и его кровля (подошва) не совпадает на отдельных участках залежи с поверхностями продуктивных коллекторов, определение положения контуров по структурным картам недопустимо. Оно может привести к завышению площади нефтегазонасыщенности. Чтобы не допустить этого, положение контуров нужно определять по картам кровли поверхностей проницаемой части горизонта.

В целом, как видно из изложенного, форма залежей определяется формой каждой из рассмотренных границ и характером линий их пересечения. Соответственно выделяют залежи:

· повсеместно оконтуренные внешним контуром нефте- или газоносности;

· оконтуренные на разных участках внешним контуром и границей замещения (выклинивания) коллекторов;

· оконтуренные внешним контуром и линией дизъюнктивного нарушения.

Встречаются залежи, полностью расположенные в границах залегания коллекторов, приуроченные к блоку, со всех сторон ограниченному тектоническими нарушениями, а также залежи с участием всех четырех видов границ.

Характер поверхностей, ограничивающих залежь, во многом определяет степень связи залежи с законтурной областью и ее энергетические возможности.

 

 

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: