Определение приконтурной зоны ВНК

В нефтяных и газовых месторождениях нефть, газ залегают совместно с подземными водами. При этом происходит их естественная сепарация по плотности. Газ, нефть и вода отделяются друг от друга поверхностями газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов.

Рис. 73. Положение контуров газоносности и нефтеносности.

Части пласта: 1 – нефтенасыщения; 2 – газонасыщения; 3 – водонасыщения; 4 – глины; 5 – алевриты; 6 – известняки; зоны: 7 – водонефтяного контакта,

8 – газонефтяного контакта; Lм₁, Lм₂ - внешний и внутренний контуры нефтеносности; Lr₁, Lr₂ - то же, газоносности

Наличие в нефтяных месторождениях изолированных газовых залежей и многообразие типов подземных вод обусловливает и различное положение контактов между газом, нефтью и водой. В частности для краевых вод положение контакта нефть – вода определяется двумя контурами: внешним и внутренним. Внешний контур проводится по кровле, а внуренний – по подошве нефтяной залежи (рис.73). Часть пласта между внутренним и внешним контуром называется приконтурной зоной и содержит вверху нефть, внизу – воду. Для определения положения приконтурной зоны (ВНК) на структурной карте (плане), на которой отражена кровля нефтяного пласта, необходимо знать абсолютную отметку уровня (зеркала) грунтовых контурных вод и вертикальную мощность нефтяного пласта. Например, абсолютная отметка уровня грунтовых вод – минус 300м.,а вертикальная мощность пласта составляет 100м. В этом случае внешний контур ВНК проводится по стратоизогипсе кровли пласта с числовой отметкой (-300м.), а внутренний контур совпадет со стратоизогипсой подошвы с числовой отметкой (-300м, рис.73)

Дата добавления: 2014-10-31