5.1.5.1.Внешний и внутренний контуры нефтегазоносности

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 (рис. 5.17).

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 приконтурная (водонефтяная, водогазовая, газонефтяная) часть.

Соответственно положение внешнего контура находят на карте верхней, а внутреннего – на карте нижней поверхности пласта.

В процессе добычи нефти о бычно происходит продвижение контуров нефтеносности. Одной из задач рациональной разработки является обеспечение равномерного продвижения этих контуров. При неравномерном продвижении контуров нефтеносности образуются языки обводнения, что может привести к появлению разрозненных целиков нефти (рис. 5.18), захваченных водой. Неравномерное продвижение контуров нефтеносности зависит от неоднородности пласта (особенно по его проницаемости), отбора жидкости из пласта без учета этой неоднородности и т. д.

П ри наличии подошвенных вод (граница нефтеносности проходит лишь по кровле пласта) задача заключается в том, чтобы при вскрытии пласта не пересечь водонефтяной контакт скважиной (забой скважины должен быть выше этого контакта) во избежания появления конусов обводнения уже в самом начале эксплуатации (рис. 5.19). По мере эксплуатации и подъема ВНК при наличии подошвенной воды обычно появляются конусы обводнения и борьба с ними весьма затруднена. При наличии в пласте (особенно в его подошвенной части) глинистых прослоев борьба с конусами обводнения значительно облегчается путем цементирования забоев скважин. При наличии в подошвенной части пласта глинистых прослоев, конусы обводнения вообще не образуются.

Если продуктивный горизонт сложен прерывистыми, литологически изменчивыми пластами и его кровля (подошва) не совпадает на отдельных участках залежи с поверхностями продуктивных коллекторов, определение положения контуров по структурным картам недопустимо. Оно может привести к завышению площади нефтегазонасыщенности. Ч тобы не допустить этого, положение контуров нужно определять по картам кровли поверхностей проницаемой части горизонта.

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

• повсеместно оконтуренные внешним контуром нефте- или газоносности;

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

• 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 [20].

Контрольные вопросы к главе 5.1

1. Что понимается под природным резервуаром? Только ли породы коллекторы входят в его состав?

2. Какие группы входят в состав класса литологических залежей?

3. Какие месторождения называются однопластовыми, какие многопластовыми?

4. Как подразделяются месторождения по начальному фазовому состоянию и составу основных УВ соединений?

5. В чем заключается суть метода линейной интерполяции при построении структурных карт?

6. Как называется расстояние по вертикали от устья скважины до уровня моря?

7. Что такое внутренний и внешний контур нефтеносности?

8. Каким образом проводится граница при выклинивании пласта?