5.3. Порядок выполнения задания

1. Вывести в окне Plot скважины со значениями эффективных толщин в скважинах.

2. Проанализировать карту на наличие нулевых значений эффективных толщин. Так как работа выполняется в моделях, представленных на рис. 5.1а, 5.1б, линия замещения проводится посередине расстояния между скважинами, в которых эффективные толщины равны нулю и в которых отличны от нуля.

3. Построить карту h_эф. по значениям эффективных толщин в скважинах – модель h_эф.(1).

4. Построить карту h_эф. двумя способами, в зависимости от условий литолого-фациального замещения:

• используя команду Blank для h_эф., построенной на шаге 3 (при резком литолого-фациальном замещении, рис 5.1а), – модель h_эф.(2);

• используя скважинные данные и файл со значениями нулей в ряде точек линии замещения (при постепенном, плавном замещении, рис. 5.1б) – модель h_эф.(3).

5. Построить три карты К_песч:

• по вычисленным значениям К_песч в скважинах по формуле:

, i=1,2,…,n. (5.1)

• с помощью команды Math поделив цифровую модель эффективных толщин модель h_эф.(2) на цифровую модель общих толщин,

• с помощью команды Math поделив цифровую модель эффективных толщин модель h_эф.(3) на цифровую модель общих толщин.

6. Вывести на экран все полученные карты (три карты h_эф. и три карты К_песч) и написать вывод. В выводе:

• какая из карт К_песч лучше отвечает геологическим представлениям об изменении коэффициента песчанистости и на каких стадиях жизни месторождения;

• сравнить карты h_эф с фациальным замещением, построенные разными алгоритмами, отметить принципиальные различия и объяснить их появление;

• привести примеры разных типов литолого-фациального замещения и отметить, в каких случаях будет использоваться тот или иной способ построения карт h_эф. и К_песч.

5.4. Вопросы для самопроверки знаний по лабораторной работе №4

1. Какие возможные схемы литолого-фациального замещения коллекторов плохо проницаемыми породами вы знаете?

2. Какие алгоритмы построения карт эффективных толщин в зависимости от условий литолого-фациального замещения вы знаете? Приведите примеры.

3. Назовите особенности геометризации залежей в зонах замещения коллекторов?

4. Назовите типы залежей, которые вы знаете.

5. Какими причинами может быть обусловлено литологическое ограничение залежей?

6. Опишите алгоритмы построения карт Кпесч в зависимости от условий литолого-фациального замещения. Приведите примеры.

7. Дайте определение коэффициента песчанистости.

8. Дайте определение эффективной толщины.

9. Дайте определение эффективной нефтенасыщенной толщины.

6. Задание 5. Построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин с учетом геометрии залежи

6.1. Цель работы

Освоить алгоритмы моделирования h_эф.н. с использованием косвенной информации о геометрии залежи.

6.2. Основные теоретические положения

Газ, нефть, вода в пределах ловушки распределяются под действием гравитационных сил в зависимости от их плотности. Газ, как наиболее легкий флюид, располагается в верхней части ловушки или залежи над нефтью, внизу под нефтью скапливается вода. В нефтяной геологии наличие газа в сводовой части называется газовой шапкой. Если газовая шапка большая, а скопление нефти - небольшое, его называют нефтяной оторочкой. На рис. 6.1 приведен ряд типов нефтяных залежей.

Рассмотрим один из алгоритмов построения h_эф.н., вначале строят карту эффективных толщин, на которую накладывают карту с внешним и внутренним контурами нефтеносности. В пределах внутреннего контура нефтеносности изопахиты эффективной толщины совпадают с изопахитами эффективных нефтенасыщенных толщин. Между внутренним и внешним контурами нефтеносности изопахиты h_эф.н проводят интерполяцией между значениями h_эф.н. на внутреннем и нулевыми значениями на внешнем контуре нефтеносности. Этот подход используется для построения карт h_эф.н пластовых сводовых залежей без тектонических разломов.

Пластовая сводовая залежь: 1 - нефть; 2 – вода; 3 – глина	Пластовая стратиграфически экранированная залежь: 1-нефть; 2-вода; 3 – глина; 4-линия размыва
Пластовая тектонически экранированная залежь: 1 - нефть; 2 - вода; 3 - глина: 4 – тектоническое нарушение	Пластовая литологически экранированная залежь: 1 - нефть; 2 – вода; 3 – глина
Массивная залежь в антиклинальной складке: 1 - нефть, 2 - вода, 3 - глина	Массивная залежь в эрозионном выступе: 1 - нефть; 2 - вода, 3 - глина. 4 – линия Размыва
Массивная залежь в рифовом массиве: 1 - нефтеносный известняк; 2 – водоносный известняк; 3 - глина

Рис. 6.1. Типы нефтяных залежей

На литологически ограниченных залежах, связанных с литолого-фациальным замещением коллекторов, а также в случаях замещения внутри пластовых залежей при построении карт эффективных и нефте(газо)насыщенных толщин пластов с неизменяющейся общей толщиной в направлении замещения изопахиты проводятся до границ замещения. Если общая толщина пласта в зонах замещения меньше минимальных значений ее в ближайших или окружающих их продуктивных скважинах, то при составлении карты h_эф. на границе замещения эффективная толщина принимается равной 0, а от нее изопахиты к ближайшим продуктивным скважинам интерполируются линейно.

В пределах размытой части стратиграфически ограниченной пластовой залежи изопахиты проводятся по тому же принципу, что и в водонефтяных (газоводяных) зонах.

Для залежи без замещений и тектонических нарушений алгоритм построения h_эф.н. основан на закономерности:

h_{эф.н. =} h^н_об * k_песч, (6.1)

где h^н_об – общая толщина нефтенасыщенной части залежи, м и k_песч – коэффициент песчанистости, д. е.