10. Основные элементы залежи УВ в ее природном статическом состоянии
1)Форма залежи, которая определяет границы, размеры и пространственное положение.
2)Внутреннее строение залежи и связанные с ним различные виды неоднородностей
3)Содержащиеся в залежи флюиды( нефть, газ, вода, конденсат).
4)Термобарические условия (пластовое давление, температура, природный режим)
11.Понятие о залежах и месторождениях УВ.
Залежь углеводородов - это скопление нефти, газа, конден-и других полезных сопутствующих компонентов в едином геологическом пространстве, ограниченном поверхностями разного типа и обладающем емкостно-фильтрационными свойствами.
Залежь может быть приурочена к одному пласту-коллектору, двум-трем и более сообщающимся пластам-коллекторам геологического разреза или к большой толще пород-коллекторов месторождения. Количество залежей в разрезе месторождения может соответствовать количеству продуктивных пластов или быть меньше его.
Месторождение углеводородов - это одна или несколько залежей в геологическом разрезе, приуроченных территориально к одной площади и связанных с благоприятной тектонической структурой или с другим типом ловушки.
Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовым.
12.Форма и тип залежей. Поверхности, ограничивающие общий и эффективный объемы залежей УВ.
. Форма определяется положением в пространстве различных геологических поверхностей, ограничивающих все породы (коллекторы и неколлекторы) продуктивного горизонта, включенные в общий объем залежи. К числу таких поверхностей относятся:
- кровля и подошва залежи - верхняя и нижняя структурные поверхности, отделяющие продуктивный горизонт от непроницаемых покрывающих и подстилающих пластов;
- дизъюнктивные поверхности, обусловливающие смещение одновозрастных пород относительно друг друга;
- поверхности, разделяющие породы-коллекторы и породы -не коллекторы по границам, связанным со сменой литологического состава пород, со стратиграфическими несогласиями и др.;
-. поверхности ВНК, ГВКиГНК.
Типы залежей: Пластовые(сводовые,тектонически экранир, стратиграфически экранир, литологически экранир), массивные, литологически-ограниченные.
Пересекающиеся граничные поверхности образуют линии, проекции которых на карте являются границами залежи, - линии дизъюнктивных нарушений, границы распространения коллекторов, контуры нефтегазоносности.
Определение положения поверхностей и их пересечений, обусловливающих общий объем залежи (выполнение наблюдений, измерений, вычислений и графических построений), входит в общий объем процедуры геометризации залежи.
13.Понятие о геометризации залежей.
Процедура определения положения поверхностей и геологических границ, которые определяют общий и эффективный объем залежи называется геометризацией залежи.
Основой статического геолого-промыслового моделирования отдельных элементов и залежи в целом служат методы геометризации, решающие задачи познания и образно-знакового отображения геологических объектов. При этом должно обеспечиваться отражение наиболее приближенного к реальным условиям залегания нефти и газа в продуктивных отложениях.
При геометризации залежи важнейшую роль играет графическое моделирование, основой которого является составление детальных корреляционных схем, геологических профилей, различных карт в изолиниях или в условных обозначениях. Эта графика отображает свойства объекта в двумерном пространстве, в том числе корреляционные схемы и профильные разрезы в вертикальной плоскости, а карты - в горизонтальной плоскости. Кроме того, при моделировании используются блок-диаграммы, графики и другие документы. Эти графические материалы должны отразить наши представления о двух важнейших элементах каждой залежи: о форме (положении ее границ в пространстве) и о внутреннем строении (положении коллекторов в объеме залежи, их гидродинамической связанности).
14. Структурные карты и карты верхней и нижней поверхности коллекторов.
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..
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. Если есть непроницаемые породы, то строятся карты верхней и нижней поверхности коллекторов
Формы верхней и нижней границ залежей изучаются с помощью структурных карт. Структурная карта – графическое изображение рельефа какой-либо стратиграфической поверхности в изолиниях. Конфигурация изогипс характеризует направления падения слоев, а плотность их расположения - углы наклона.
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.
15. Определение границ залежей, связанных с фациальной изменчивостью пластов и стратиграфическими несогласиями.
Границы залежей можно проводить по линиям полного замещения коллекторов продуктивного горизонта на площади непроницаемыми породами или по линии выклинивания коллекторов.
Потерю горизонтом коллекторских свойств при сохранении его в разрезе называют замещением коллекторов, а соответствующую экранирующую границу — линией фациального замещения коллекторов или границей распространения коллекторов. Положение линии замещения коллекторов определяют по данным керна и промысловой геофизики о том, какими породами - проницаемыми или непроницаемыми – представлен пласт в каждой скважине.
При ограниченном числе скважин положение линии замещения может быть определено лишь приближенно. Линия замещения на площади между этими скважинами проводится условно либо строго на половине расстояния между ними, либо немного дальше от скважины, в которой отмечается большая толщина пласта, и несколько ближе к скважине с меньшей его толщиной. Также строят карты распространения некоего параметра (например, кондиционное значение пористости). Кондиционный предел – нижнее значение параметра, при котором пласт становится непроницаемым.
Более точное положение линии замещения можно определить, если по достаточному количеству скважин можно установить градиент изменения толщины пласта-коллектора в направлении к линии замещения.
При выклинивании или размыве продуктивных отложений, сопровождающихся несогласным залеганием слоев, образуются линии выклинивания или размыва, ограничивающие площадь, за пределами которой пласт не отлагался или размыт.
Наличие выклинивания и размыва продуктивных отложений устанавливается по несогласному залеганию продуктивных и перекрывающих (подстилающих) отложений и выпадению из разрезов скважин продуктивного пласта.
При небольшом числе пробуренных скважин линии выклинивания и размыва проводятся условно посредине между каждой парой скважин, в одной из которых имеется продуктивный пласт, а в другой - отсутствует. Этот способ обычно применяют на стадии проектирования разработки по редкой сети разведочных скважин.
После разбуривания залежи эксплуатационными скважинами положение линии выклинивания можно уточнить по градиенту уменьшения толщины продуктивных отложений в направлении к линии выклинивания. Для этого используют карту общей толщины продуктивного горизонта в изолиниях, построенную по данным всех пробуренных скважин. Нулевая изопахита на этой карте соответствует линии выклинивания и считается границей залежи (или одного из ее пластов).
Положение линий выклинивания и размыва можно также уточнить путем построения серии профилей. Для этого перпендикулярно к уточняемой линии через пробуренные скважины проводится возможно большее число профилей.
16. Определение границ залежей, связанных с характером нефте-газо-водонасыщенности коллекторов.
Положение границ залежи определяется по керну и данным ГИС.
17. Переходная зона, причины ее образования и учет при определении границ залежей УВ.
В результате действия гравитационных сил верхнюю часть залежи заполняет газ, ниже располагается нефть, а еще ниже - вода. На границе воды с нефтью вода, а на границе нефти с газом нефть под действием капиллярного давления в части капилляров поднимается выше уровня, соответствующего уровню гравитационного распределения.
Значение капиллярного подъема h определяется уравнением:
h=2 σвн cos θвн /(rg(ρ - ρн )),
где σвн - поверхностное натяжение на границе раздела нефти и воды; θвн - краевой угол смачивания на той же границе; г - радиус капиллярной трубки; g - ускорение свободного падения; ρ и ρн - плотность соответственно воды и нефти.
Высота капиллярного подъема увеличивается:
при уменьшении радиуса капилляров;
при уменьшении разницы плотностей контактирующих фаз;
при уменьшении краевого угла смачивания;
при увеличении поверхностного натяжения на границе раздела двух фаз.
В результате четкие границы между газо-, нефте- и водонасыщенными частями пласта часто не образуются, и имеются так называемые переходные зоны. В пределах переходной зоны содержание нефти (газа) возрастает снизу вверх от нуля до предельного насыщения.
|
|
|
|
Типичное размещение нефти, газа и воды в пласте (по М.И. Максимову):
1 — газовая шапка; 2-зона перехода от нефти к газу; 3-нефтяная часть; IV—зона перехода от нефти к воде; V — водоносная зона, 1— газ; 2—нефть; 3—вода
В пределах переходной зоны фазовая проницаемость меняется по вертикали в зависимости от количественного соотношения в пределах п.з. можно выделить 3 подзоны: 1-нижняя часть переходной зоны, превалирует вода, нефти мало – она неподвижна; 2- нефть и вода в равных количествах, они подвижны; 3- подвижная нефть и неподвижная вода.
18. Обоснование положения поверхностей, разделяющих породы-коллекторы по характеру их насыщенности пластовыми флюидами.
На практике в качестве поверхности ВНК принимается одна из граничных поверхностей переходной зоны. Эту поверхность выбирают исходя из толщины переходной зоны в целом и отдельных ее частей.
Информацией о положении ВНК, ГНК, ГВК в каждой отдельной скважине служат данные керна, промысловой геофизики и опробования.
По керну установить положение контакта в скважине можно при незначительной толщине переходной зоны, полном выносе керна и четком фиксировании положения контакта в керне по внешним признакам.
Основную информацию о положении контактов получают методами промысловой геофизики.
Таким образом, в случаях, когда толщина переходной зоны невелика (до 2 м) и в качестве ВНК принимают ее нижнюю границу, задача является наиболее простой. ГВК также четко фиксируется на диаграммах электрометрии. ГНК и ГВК уверенно выделяются на диаграммах НГК по резкому возрастанию интенсивности нейтронного гамма-излучения.
При большой толщине переходной зоны нахождение положения ВНК по данным ГИС осложняется, поскольку необходимо определять положение нижней и верхней границ переходной зоны и собственно ВНК. Верхняя граница переходной, зоны проводится на диаграммах электромегрии (градиент-зонда) по максимуму КС. 1)За ВНК принимаем поверхность выше которой фазовая проницаемость для воды равна 0 (м.Урала-Поволжья). 2)За ВНК принимают поверхность ниже которой фазовая проницаемость для нефти равна 0 (З.Сибирь).
19. Определение границ залежей УВ, связанных с наклонными поверхностями, разделяющие породы-коллекторы по характеру их насыщенности пластовыми флюидами.
При значительном напоре пластовых вод поверхность контакта может быть наклонена в сторону области разгрузки. При значительной литологической изменчивости продуктивных пластов на участках с ухудшенной коллекторской характеристикой в результате повышенного действия капиллярных сил ВНК часто находится немного выше. В результате поверхность ВНКприобретает усложненную форму.
При наклонном положении или сложной форме контакта для его пространственного изображения строят карту поверхности контакта в изолиниях. Для этого используют принятые по комплексу всех данных отметки контакта по каждой скважине.
Значения абсолютных отметок контакта в каждой скважине наносят на план расположения скважин и путем линейной интерполяции определяют положение изогипс поверхности контакта.
20. Внешний и внутренний контуры нефтегазоносности. Определение их положения.
Внешний и внутренний контуры нефтегазоносности являются важнейшими границами залежей УВ при их моделировании.
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 водонефтяная (водогазовая, газонефтяная) часть.
Соответственно положение внешнего контура находят на карте верхней, а внутреннего - на карте нижней поверхности пласта.
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.
В случаях, когда кровля и подошва продуктивного горизонта (пласта), выделенные по стратиграфическому признаку, совпадают с кровлей и подошвой продуктивных коллекторов, положения контуров определяют по структурным картам, построенным по этим синхроничным поверхностям.
Если продуктивный горизонт сложен прерывистыми, литологически изменчивыми пластами и его кровля (подошва), выделенная по стратиграфическому признаку, 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.
21. Факторы, определяющие внутреннее строение залежей. Породы коллекторы и неколлекторы.
Породы - коллекторы и породы - неколлекторы. Суть ее сводится к выделению в объеме залежи геологических тел, сложенных породами-коллекторами, а затем к выделению в объеме, занятом породами-коллекторами, геологических тел, различающихся значениями основных геолого-промысловых параметров - пористости, проницаемости, продуктивности и т.п. Другими словами, в статическом геологическом пространстве необходимо выделить некоторую систему на основе списка свойств, соответствующего цели исследования, и выявить структуру этой системы.
Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.
Породы с такими геолого-физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невозможно, называются неколлекторами.
Внутреннее строение залежи, изучаемое нефтегазопромысловой геологией, определяется различным размещением неколлекторов и коллекторов, а также коллекторов с разными геологофизическими свойствами как в разрезе, так и по площади залежи.
22. Внутренние геологические границы и их виды.
Проведение границ означает разделение пространства залежи на области, в отношении которых делается допущение, что внутри них значения признаков известны для любой точки. В результате пространство становится полноопределенным.
По процедуре выделения внутренних геологических границ различают границы естественные и условные.
Естественные границы фиксируются в скважинах по резкой смене физических свойств пород. Это - поверхности напластования, разделяющие в разрезе коллекторы и неколлекторы, границы зон коллекторов с разными емкостно-фильтрационными свойствами, с разным характером насыщения пород, а также дизъюнктивные, связанные с разрывными нарушениями, и др.
Условные границы принимаются по каким-либо косвенным признакам — по кондиционным свойствам коллекторов, по категорийности запасов, по комплексу свойств, определяющих технологические показатели разработки, по зонам залежей, выделенным в соответствии с системой разработки, по частям залежей, принадлежащим разным недропользователям и другим, которые не приурочиваются к каким-либо естественным границам.
23. Расчленение продуктивной части разрезов скважин, методы и задачи решаемые при этом.
Расчленение продуктивной части разреза скважины - это выделение слоев различного литологического состава, установление последовательности их залегания и в конечном итоге выделение коллекторов и непроницаемых разделов между ними. В этом комплексе в настоящее время основное место занимают геофизические методы, которыми в обязательном порядке исследуются скважины всех категорий. Данные геофизических исследований увязываются с имеющимися геологическими данными описания и анализа образцов пород, с данными опробования интервалов на приток и с результатами исследования скважин гидродинамическими методами.
Достоверность расчленения зависит от степени изученности геологического разреза, уровня теоретической разработки геофизических методов исследования скважин и общей геофизической характеристики района, полученной сейсмическими методами.
Результаты расчленения разреза скважины представляются в виде литологической колонки, на которой приводятся кривые основного комплекса геофизических исследований.
Выделение коллекторов и неколлекторов позволяет определить в каждой скважине один из важных параметров, необходимый как для подсчета запасов, так и для эффективной организации разработки залежей и эксплуатации отдельных скважин, - толщины пластов и горизонта.
При изучении разрезов скважин выделяются: 1) общая толщина; 2) эффективная толщина; 3) нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина. В чисто нефтяной зоне залежи (во внутреннем контуре нефтеносности) эффективная толщина равна нефтенасыщенной. В водонефтяной (водогазовой) зоне пласта нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина определяется как часть эффективной в интервале от его кровли до поверхности ВНК или ГНК.
24. Кондиционные значения параметров продуктивных пластов.
Разделение пород на коллекторы можно выполнить по кондиционным значениям фильтрационно-емкостных свойств пород.
Кондиционными называются граничные значения свойств нефте-газо-водонасыщенных пород, которые разделяют их на коллекторы и неколлекторы.
