Вводная часть

Данная лабораторная работа предназначена для студентов направления 131000.62 по курсу «Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений» очной и заочной форм обучения.

Нефтегазопромысловая геология – отрасль геологии, занимающаяся детальным изучением месторождений и залежей нефти и газа в статическом и динамическом состоянии как источников энергии и сырья. Значение нефтегазопромысловой геологии состоит в обобщении и анализе всесторонней информации о месторождениях и залежах нефти и газа как объектах народно-хозяйственной деятельности. Цель нефтегазопромысловой геологии заключается в геологическом обосновании наиболее эффективных способов организации народнохозяйственной деятельности по добыче нефти и газа. Эта основная цель достигается путем изучения внутренней структуры залежи нефти и газа и закономерностей ее изменения в процессе разработки.

Специалисты, осуществляющие промыслово-геологические исследования, должны владеть методами получения, обобщения, анализа разносторонней информации о залежах.

Основное внимание при изучении залежи обращают на ее геологическое строение, о котором судят по профильным разрезам и картам.

Карты в изолиниях позволяют изобразить графически форму и пространственное размещение различных свойств нефтегазосодержащих пород. Сюда относятся структурные карты, карты изопахит и т.д.

Карты в условных обозначениях позволяют наглядно отобразить внутреннюю структуру залежи, соотношение, размеры, взаиморасположение геологических тел.

Целью данной лабораторной работы является дать студенту представление о геологической модели залежи углеводородного сырья.

В результате выполнения работы студент будет знать:

· способы построения структурных карт;

· принципы построения карт;

· методы изучения залежей углеводородов;

уметь:

· обрабатывать геологическую информацию;

· строить структурные карты;

· делать анализ гипсометрического положения участка месторождения;

· строить геологический разрез.

1.1. Вопросы входного контроля

1. Что такое залежь.

2. Что такое альтитуда ствола ротора.

3. Что такое удлинение ствола скважины.

1.2. Основные понятия и определения

Подошва – поверхность, ограничивающая пласт снизу.

Кровля – поверхность, ограничивающая пласт сверху.

Изопахиты – линии равных значений толщины.

Карта пористости – карта изменения емкостных свойств продуктивного пласта.

Карта проницаемости – карта изменения фильтрационных свойств продуктивного пласта.

Карта нефтенасыщенности – карта изменения характера насыщения продуктивного пласта.

2. Теоретическая часть

В данной главе изложена теория изучения геологической модели залежи нефти с помощью построения структурных карт. В этой главе Вы познакомитесь со способами построения структурных карт, а также узнаете для чего и как нужно строить карты пористости, проницаемости и нефтенасыщенности.

2.1. Построение структурных карт по кровле и подошве пласта

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.

В качестве верхней границы залежи принимается кровля пласта. 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.

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 устья скважины А; глубину L, на которой ствол скважины пересекает картируемую поверхность; удлинение ΔL ствола скважины за счет искривления.

Абсолютная отметка Н картируемой поверхности в точке наблюдения (рис.2.1.1) определяется по формуле:

Н = (А + ΔL) – L (2.1.1)

Построение структурных карт представляет собой определение положения изогипс на плане (рис.2.1.2). Применяют два способа построения карт:

· способ треугольников, используемый при картировании поверхностей залежей, при-уроченных 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.2.1.3, 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, (2.1.2)

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.2.1.3, б).

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.

2.2. Карты эффективных нефтенасыщенных толщин

Для отображения изменения эффективной и нефтегазонасыщенной толщинпродуктивных отложений строятся карты в изолиях, называемые картами изопахит. Такие карты строятся при подсчете запасов нефти, газа и при проектировании разработки залежи.

Карты эффективных нефтенасыщенных толщин могут строиться как для всего продуктивного пласта или горизонта (объекта разработки) в целом, так и для отдельных составляющих их частей.

При построении карт используются результаты выделения пластов и горизонтов по материалам промыслово-геофизических исследований. В практике чаще всего пласт не является однородным по составу, а представлен переслаиванием пропластков пород-коллекторов и непроницаемых разностей пород. Поэтому эффективная толщина пласта (объекта разработки) является суммой толщин пропластков пород-коллекторов. При этом одновременно определяют как эффективную, так и нефтенасыщенную толщину пласта. При построении карт около каждой скважины в виде дроби наносятся их значения, где в числителе указывается эффективная толщина пласта, а в знаменателе эффективная нефтенасыщенная толщина.

При построении карты эффективных нефтенасыщенных толщин необходимо иметь в виду, что область полного нефтенасыщения пласта ограничена внутренним контуром нефтеносности и в этой области около каждой скважины значения толщин в числителе и знаменателе будут одинаковы.

В пределах водонефтяной зоны между внутренним и внешним контуром нефтенасыщенной является только часть пласта и в указанных величинах толщин около скважины значение числителя будет больше знаменателя.

В скважинах пробуренных за внешним контуром нефтеносности, в водонасыщенной зоне около скважины дробью в числителе буден стоять величина эффективной толщины пласта, а в знаменателе ноль.

В связи с этим для построения карты эффективных нефтенасыщенных толщин следует вначале составить карту эффективных толщин. Метод построения карты такой же, как и структурной карты – линейная интерполяция.

В пределах внутреннего контура нефтеносности карта эффективной толщины является одновременно и картой нефтенасыщенной толщины в связи с тем, что эффективные толщины пласта являются все нефтенасыщенными. В пределах водонефтяной зоны проводятся изолинии эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Изолинии проводят путем интерполяции между значениями точек пересечения внутреннего контура нефтеносности с изопахитами, внешним контуром нефтеносности, где эффективная нефтенасыщенная толщина равна нулю и с учетом данных скважин пробуренных в водонефтяной зоне.

В итоге получается карта эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, которая характеризует изменения объема пород нефтенасыщенных коллекторов в пределах всей залежи.

При построении карт для неоднородных пластов с сильной фациальной изменчивостью пласта иногда имеют место участки с полным замещением пласта-коллектора непроницаемыми разностями пород или с его выклиниванием. В таких случаях границу выклинивания или замещения проводят по середине расстояния между скважинами в разрезе которых присутствует и отсутствует пласт. При интерполяции принято считать, что на границе выклинивания эффективная толщина пласта равна нулю.

2.3. Карты пористости и проницаемости пласта

С целью изучения изменений емкостных и фильтрационных свойств по площади и изменения характера насыщения продуктивного пласта строятся карты в изолиниях, называемые картами пористости, проницаемости и нефтенасыщенности.

Карты пористости и проницаемости пласта могут строиться как для всего продуктивного пласта или горизонта (объекта разработки) в целом, так и для отдельных составляющих их частей. Чаще всего их построение ведётся на стадии проектирования разработки залежи или в процессе контроля за её разработкой.

На стадии разведки при построении карт исходными данными являются результаты лабораторных определений открытой пористости и проницаемости по керну из пласта, полученному при бурении поисковых и разведочных скважин.

Среднее значение пористости и проницаемости по каждой скважине, в случае однородного пласта, устанавливается как среднее арифметическое из всех лабораторных определений керна. В случае, когда пласт состоит из нескольких пропластков-коллекторов разделенных непроницаемыми разностями пород, то определение среднего значения пористости и проницаемости ведут в два этапа. В начале для каждой скважины устанавливаются средние значения в каждом пропластке–коллекторе, как в случае с однородным пластом (среднее арифметическое). Затем средние значения в целом для пласта определяют с учетом эффективной толщины каждого из пропластков по формуле:

Кср. = (K₁h₁ + K₂h₂ + K_n h_n ) / Sh (2.3.1)

где: – Кср – среднее значение коэффициента пористости или проницаемости по пласту;

– K₁, K₂, K_n – среднее значение коэффициента пористости или проницаемости по каждому пропластку;

– h₁, h₂, h_n – эффективная толщина каждого из пропластков;

– Sh – сумма эффективных толщин пропластков.

При отсутствии керна, в разведочных скважинах по каким либо причинам или при использовании пробуренных эксплуатационных скважин, средние значения пористости пласта определяются по результатам интерпретации материалов геофизического исследования скважин (ГИС). В случае неоднородного строения пласта среднее значение определяют по вышеуказанной формуле. Геофизические методы не позволяют определять коэффициент проницаемости коллекторов, поэтому для этой цели используют зависимость между коэффициентами пористости и проницаемости установленную по всем лабораторным определениям керна данного пласта. Используя установленное по ГИС значение коэффициента пористости и выше указанную зависимость, определяют значение проницаемости каждого пропластка коллектора. Расчет среднего значения коэффициента проницаемости по пласту ведется, как и для коэффициента пористости.

Для построения карты пористости и карты проницаемости пласта наносят места пересечения стволов скважин с пластом. Затем около каждой скважины указывается значение пористости или проницаемости. Метод построения карты такой же, как и структурной карты – линейная интерполяция.

2.4. Карты нефтенасыщенности пласта

Для построения карты нефтенасыщенности пласта используются значения коэффициента нефтенасыщенности установленного по материалам ГИС. Методика определения среднего значения коэффициента нефтенасыщенности идентична методике определения среднего значения пористости.

Вначале для построения карты нефтенасыщенности пласта наносят места пересечения стволов скважин с пластом. Затем около каждой скважины указывается значение коэффициента нефтенасыщенности. Метод построения карты такой же, как и структурной карты – линейная интерполяция. Однако при этом необходимо учитывать границу распространения залежи, которой является внешний контур нефтеносности.

На линии контура значение коэффициента нефтенасыщенности равно значению нижнего предела нефтенасыщенности в переходной зоне насыщения. В нижней части переходной зоны фазовая проницаемость коллекторов для нефти равна нулю, и лишь по достижении определенного значения коэффициента нефтенасыщенности нефть способна двигаться по пористой среде. Это значение коэффициента и является нижним пределом коллектора по нефтенасыщенности.