Мощности нефтегазонасыщенной части пласта

Залежей нефти и газа и построение карт эффективной

Определение границ распространения

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. 95). 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 пло­
скостью. Обычно он образует неровную поверхность, горизон­
тальную 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 сква­
жинах. *"*,;

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 изо-гипсе, имеющей отметку кон­тактов. При наклонном контакте предварительно составляется карта поверхности контакта.

Затем эта карта накладывается последовательно на карты по­верхности кровли (рис. 96) 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 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 нефте­газонасыщенной части пласта, переходной зоны и основной залежи.

Карты эффективной мощности нефтегазонасыщенной части

пласта

Эти карты составляются на основе карт эффективной мощ­ности пласта (рис. 97). На такую карту пластовой сводовой за­лежи наносят внешний и внутренний контуры нефтегазоносности. В пределах внутренних контуров карта эффективной мощности нефтегазонасыщенной 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. 98) карта эффективной мощности нефтегазонасыщенной части пласта составляется путем интерполяции между максимальным значением мощности на куполе структуры и нулевым ее значением на внешнем контуре с учетом данных по скважинам.

Дата добавления: 2014-11-16