Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать неотразимый комплимент Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?

Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника






Коллекторы: 1 - предельно нефтенасыщенный, 2 - водонасыщенный; 3 - ВНК





 

Рис. 17. Определение границ переходной зоны и ВНК по данным электрометрии в разных скважинах (по Б. М. Орлинскому)

Коллекторы- 1 - предельно нефтенасыщенный, 2 - переходной зоны, 3 -водонасыщенный; границы: 4 –ВНК, 5 - переходной зоны

 

 

Зная величину рк.кр и значения сопротивления на верхней (рк.в) и нижней (рк.н) границах переходной зоны, найти поло­жение ВНК можно путем линейной интерполяции, учитывая, что сопротивление в переходной зоне меняется прямолиней­но (рис. 18);

(IV.6)

где - глубина залегания ВНК; - глубина нижней границы переходной зоны; - толщина переходной зо­ны.

На практике не во всех скважинах удается точно устано­вить положение верхней границы переходной зоны и, следо­вательно, определить сопротивление для чисто нефтяной час­ти пласта. Это обычно связано с литологической неоднород­ностью пласта или с малой толщиной его предельно нефтенасыщенной части. В таких случаях условно принимают среднее расстояние от подошвы переходной зоны до ВНК, уверенно определенное в других скважинах.

Аналогичным образом, по значениям рк.кр можно найти и другую граничную поверхность, принимаемую за ВНК, поверхность, на которой фазовая проницаемость для воды равна нулю.

 

Рис. 18. Графики измене­ния нефтенасыщенности к„, удельного сопротивления рК и электрической проводи­мости а в переходной зоне (по Б.М. Орлинскому).Коллекторы: 1 - предельно нефтенасыщенный, 2- переходной зоны, 3 - водонасыщенный; q - рас­стояние до поверхности со 100 %-ным водонасыщением

 

Определение начального положения контактов путем оп­робования пластов в скважине проводится преимущественно в разведочных скважинах на стадии подготовки залежи к разработке. Чаще путем опробования проверяют правиль­ность данных ГИС о положении контактов. Однако в случа­ях, например, карбонатных трещинных коллекторов, когда методы промысловой геофизики недостаточно эффективны, опробование служит основным или даже единственным ме­тодом. Оно может проводиться в процессе бурения в необсаженных скважинах с помощью испытателей пластов на каротажном кабеле или через бурильные трубы со специаль­ным пакерным устройством. Наиболее результативно поинтервальное опробование пластов в обсаженных скважинах (рис. 19). Для поинтервального опробования на основании имеющихся керновых и геофизических данных о газонефтеводонасыщенности разреза намечают сравнительно неболь­шие по толщине интервалы:



ü в водоносной части пласта — непосредственно под пред­полагаемым ВНК или ГНК;

ü в переходной зоне от нефти (газа) к воде (при ее значи­тельной толщине) — несколько последовательных интерва­лов:

ü в нефтяной части пласта - выше ВНК и ниже ГНК;

ü непосредственно над ГВК или ГНК.

Интервалы опробования следует намечать таким образом, чтобы исключить возможность поступления в скважину жид­кости (газа) из выше- или нижележащих участков разреза. Для этого интервал перфорации располагают на расстоянии 2-3 м от предполагаемых границ переходной зоны. При возможности между ВНК и нижними перфорационными отверстиями следует оставлять неперфорированными непрони­цаемые разделы.

Поинтервальное опробование скважины проводят следу­ющим образом. Вначале перфорируют нижний из намечен­ных интервалов, вызывают приток флюида из пласта в скважину и после полной замены флюидом промывочной жидко­сти в скважине отбирают пробу. На основании этой пробы делают вывод о характере насыщения данного интервала. Затем перфорированный интервал изолируют путем установ­ки цементного моста под давлением и производят опробова­ние следующего интервала. Получение безводной нефти (газа) из интервала, охарактеризованного по геофизическим дан­ным как нефтенасыщенный (газонасыщенный), указывает на то, что ВНК (ГВК) действительно находится ниже интервала перфорации. Получение пластовой воды из интервала, оха­рактеризованного по данным геофизики как водоносный интервал, подтверждает, что ВНК (ГВК) находится выше ис­пытанного интервала.

Получение при опробовании интервала, охарактеризован­ного по геофизическим данным как чисто нефтенасыщенный (газонасыщенный), вместе с нефтью (газом) какого-то коли­чества воды или только воды может быть связано либо с не­правильной оценкой характера насыщения по геофизичес­ким данным, либо с некачественным цементированием сква­жин. В таком случае следует критически оценить все имею­щиеся данные и установить истинную причину расхождения.

 

Рис. 19. Схема поинтервального опробования скважин

Г, Н, П/3, В - интервалы разреза охарактеризованные по геофизическим данным соответственно как газонасыщенный нефтенасыщенный переход­ная зона от нефти к воде водонасыщенный- I, II, III, IV, V - последова­тельные интервалы опробования; 1 - пласты-коллекторы, 2 - непроницае­мые разделы между пластами-коллекторами, 3 - интервалы перфорации, 4 - цементные стаканы устанавливаемые в стволе скважины после опро­бования каждого интервала

 



 

При опробовании переходной водонефтяной зоны из ее верхней части должна быть получена чистая нефть, из сред­ней части - нефть с водой и из нижней - вода.

Поверхности ВНК, ГНК и ГВК могут представлять собой плоскости, горизонтальные или наклонные, но могут иметь и более сложную форму, находясь на отдельных участках залежи выше или ниже среднего положения. Форма контакта зависит от величины напора и направления движения пласто­вых вод, неоднородности продуктивных пластов и других факторов.

По залежам в малоактивных водонапорных системах, приуроченным к относительно однородным пластам, поверх­ности ГВК, ГНК и ВНК обычно представляют собой горизонтальную плоскость. Поверхность контакта в пределах за­лежи считается горизонтальной, если разность абсолютных отметок ее в отдельных точках (скважинах) не больше удво­енной средней квадратической погрешности определения. Для глубин залежей до 2000 м эта погрешность в среднем со­ставляет ± 2,0 м.

При значительном напоре подземных вод поверхность контакта может быть наклонена в сторону области разгруз­ки. Наклон может достигать 5—10 м и более на крупных за­лежах с обширными водонефтяными зонами.

При значительной литологической изменчивости продук­тивных пластов на участках с ухудшенной коллекторской характеристикой в результате повышенного действия капиллярных сил ВНК часто находится несколько выше. В результате поверхность ВНК приобретает усложненную форму.

Для обоснования положения ВНК по залежи строят схему (рис. 20) на основе комплексного обобщения имеющихся данных и опробования разведочными и первоочередными добывающими скважинами. Для этого подбирают скважины, дающие информацию о начальном положении контакта. Обычно это скважины, расположенные в водонефтяной (газонефтяной, газоводяной) части залежи, а также в продук­тивной и водяной частях пласта в непосредственной близости от контакта. В соответствии с гипсометрическим положени­ем изучаемой части разреза на схему наносят колонку каж­дой скважины с указанием на ней интервалов проницаемых пластов. На каждой колонке помещают информацию для обоснования положения ВНК: данные промысловой геофи­зики и исследования керна о характере насыщенности по­род-коллекторов, интервалы перфорации, дату и результаты опробования перфорированных интервалов (дебит нефти, газа и воды; депрессия на пласт; положение искусственных забоев после изоляции опробованных интервалов).

 

Рис. 20. Пример схемы обоснования положения ВНК.

Терригенные пласты-коллекторы, выделенные по ГИС: 1 - нефтенасыщенные, 2 — водонасыщенные, 3 — с неопределенной насыщенностью; 4 — интервалы перфорации; 5 - “верхний известняк"; б - искусственный забой после опробования нижнего интервала; притоки: Н — нефти; В — воды

На основании нанесенной на схему информации проводят линию, отвечающую среднему положению контакта.

Если в отдельных скважинах данные о характере насы­щенности пласта (прослоя) не соответствуют принимаемому по большинству скважин положению контакта, необходимо выяснить причины этого.

На рис. 20 линия, соответствующая наиболее вероятному положению ВНК, проходит по отметке -1490 м. В большин­стве скважин выше этой отметки проницаемые пласты и прослои по геофизическим данным нефтенасыщены и из продуктивных интервалов получен приток нефти. Ниже этой отметки во всех скважинах, кроме скв. 2, пласты, по данным ГИС, водонасыщены. Несовпадение данных ГИС в скв. 2 с принятым положением ВНК связано с неточностью опреде­ления характера насыщения нижнего перфорированного пла­ста методами геофизики. Об этом свидетельствуют результа­ты опробования этой скважины. Получение вместе с нефтью 15 % воды указывает на то, что скв. 2 ВНК проходит в ниж­нем перфорированном интервале. Выше принимаемой от­метки ВНК обводненная нефть получена в скв. 5. В данном случае это может быть связано с некачественным цементи­рованием заколонного пространства. Аналогично обосновы­вают положение ГВК и ГНК.

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.

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 (рис. 21). Для этого сов­мещают карту поверхности пласта и карту поверхности кон­такта, построенные с одинаковым сечением изогипс. Линия контура проводится через точки пересечения одноименных изогипс.

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.

 

Рис. 21. Примеры определения положения внешнего и внутреннего контуров нефтеносности при наклонном контакте нефть - вода (по М.А. Жданову).

Изогипсы, м: 1 — кровли продуктивного пласта, 2 — подошвы, 3 — поверх­ности ВНК; контуры нефтеносности, 4 - внешний, 5 - внутренний

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.

Рассмотрим, как определить положение внешнего контура нефтеносности, на примере объекта разработки, сложенного тремя пластами с разным характером прерывистости (рис. 22). ВНК для всех трех пластов единый - горизонтальный на отметке -1202 м (залежь полностью подстилается водой). При таком строении горизонта сначала определяют положе­ние контуров по каждому из пластов. Для этого выполняют следующее:

§ определяют на картах границы распространения коллек­торов каждого пласта по площади (рис. 23), в преде­лах площадей распространения коллекторов проводят изо-гипсы верхней поверхности каждого пласта;

§ на карты поверхности коллекторов каждого пласта нано­сят линии внешних контуров, соответствующие абсолютной отметке -1202 м.

 

 

Рис. 22. Геологический профиль многопластовой залежи (к примеру, положения контура нефтеносности на рис. 43):

1 - верхняя граница залежи; коллекторы: 2 - нефтенасыщенные, 3 - водонасыщенные; а, б, в - индексы пластов

Затем определяют положение внешнего контура нефте­носности объекта разработки в целом. Для этого совмещают карты всех трех пластов (рис. 23).

Совмещенная карта выглядит следующим образом. Карта верхнего прерывистого пласта «a» на ней показана полно­стью в границах его залегания. В «просветах» пласта «a» (в зонах отсутствия его коллекторов) помещена видимая часть карты пласта “б”. В зоне отсутствия коллекторов и пластов «а» и «6» помещена видимая часть пласта «в». В результате получают в целом верхнюю границу залежи сложной формы, формируемую по фрагментам внешних контуров разных пластов и фрагментам границ распространения коллекторов этих пластов.

Начальное положение водонефтяного контакта показыва­ют на детальном геологическом профиле. Ори многопласто­вом характере продуктивного горизонта положение ВНК (ГВК, ГНК) на профиле отражается лишь в пределах залега­ния пород-коллекторов.

Все рассмотренные ранее внешние границы залежей непо­движны. В отличие от них ВНК ГНК и ГВК в процессе разработки залежей могут перемещаться.

Рис. 23. Пример определения в многопластовом объекте разработки поло­жения внешнего контура нефтеносности:

 

 

Рис. 23. Продолжение

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

Соответственно выделяют залежи:

o повсеместно оконтуренные внешним контуром нефте- или газоносности;

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

o 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.

 

Глава V

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ И СВОЙСТВ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ








Date: 2015-04-23; view: 975; Нарушение авторских прав

mydocx.ru - 2015-2021 year. (0.015 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию