6.2.9. Особенности построения структурных карт продуктивного пласта

С помощью структурных карт выявляют изменение рельефа по­верхности слоев и пластов. При общих геологических построениях структурная карта составляется по кровле стратиграфического ком­плекса или опорного репера. Детальное изучение строения продук­тивных пластов требует построения структурных карт одновремен­но по нескольким поверхностям, уточняющим характеристику самой продуктивности. Если пласт монолитный, то карты составляются по кровле и подошве его коллекторов.

Если пласт представлен несколькими проницаемыми прослоя­ми, то структурные карты такого пласта составляются по кровле са­мого верхнего и подошве самого нижнего из проницаемых просло-

- 283 -

ев. В обоих случаях составляемые карты будут картами поверхностей кровли и подошвы коллекторов продуктивного пласта.

Основой для построения структурных карт и карт поверхностей продуктивного пласта служат сведения об абсолютных отметках его кровли и подошвы. Если они выше уровня моря, то имеют знак «плюс», если ниже — «минус». Карты представляют собой систему горизонталей, называемых изогипсами.

На участках отсутствия продуктивного пласта вследствие выкли­нивания изогипсы не проводятся, а зона отсутствия пласта ограни­чивается линией со своим условным знаком. Если коллекторы пла­стов замещаются в ряде скважин непроницаемыми разностями на всю мощность пласта, то граница распространения коллекторов до построения карты поверхности переносится с карты значений О_сп. Изогипсы в зоне замещения проводятся пунктиром с учетом отме­ток непроницаемых аналогов прослоев-коллекторов (рис. 96).

Основным способом построения структурных карт и карт по­верхностей является способ треугольников. Построению должен предшествовать анализ положения высотных меток кровли или по­дошвы коллекторов пласта, на основании которого составляется приближенное представление о форме структуры и ее простирании. При разбивке на треугольники не следует соединять линиями сква­жины, расположенные на разных крыльях структуры. Нужно так­же избегать острых углов при построении треугольников, а длинные их стороны проводить только параллельно простиранию структуры (см. рис. 92).

- 284 -

В районах развития линейных складок более эффективным спо­собом построения структурных карт является способ профилей. Иногда для построения структурных карт глубокозалегаюших го­ризонтов, вскрытых единичными скважинами, применяют метод схождения.

6.2.10. Определение границ распространения залежей

нефти и газа и построение карт эффективной мощности нефтегазонасыщенной части пласта

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. 97). 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 поданным 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 плоско­стью. Обычно он образует неровную поверхность, горизонтальную

Рис. 97. Схема обоснования абсолютной отметки ВНК:

Интервалы: 1 — нефтенасыщенный, 2 — непроницаемый, 3 — перфорированный, 4 — водонасыщенный, 5 — с неясной характеристикой;

Н — дебит нефти; В — обводненность нефти в % и дебит воды в м³/сут

- 285 -

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 скважинах.

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 изогипсе, имеющей отметку контактов. При наклонном контакте предварительно составляется карта поверхности контакта.

Затем эта карта накладывается последовательно на карты по­верхности кровли (рис. 98) 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

- 286 -

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 даст 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

- 287 -

Эти карты составляются на основе карт эффективной мощности пласта (рис. 99). На такую карту пластовой сводовой залежи нано­сят внешний и внутренний контуры нефтегазоносное™. В пределах внутренних контуров карта эффективной мощности нефтегазона­сыщенной части пласта полностью соответствует карте эффектив­ной мощности. В водонефтяной зоне, между внутренним и внеш­ним контурами нефтегазоносное™, 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. 100) 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.