Картування границь покладів

Положення контактів визначається кількома способами. В першому використовують криві фазової проникності для води, нафти і газу, які зв`язані з капілярними тисками і товщинами перехідних зон (рисунок 15.10 [1]). Границі відповідають рівням притоків чистих флюїдів. Спосіб застосовується у випадках товщин перехідної зони до 1–2 м.

Другий спосіб приймають у випадках значних товщин перехідних зон. Він враховує глибини появи рухливої нафти (або водонафтової емульсії) і газоводяної суміші (відповідно рівні III та II на рисунку 15.10).

Рисунок 15.10 [1]. Визначення контурів появи безводної нафти та пластової води без нафти за кривими відносної фазової проникності для перехідної зони

Відмітимо, що ВНК та ГВК мають вигляд горизонтальних площин лише в ідеальному випадку. Наприклад, в колекторі з відносно меншим середнім розміром пор діють значні капілярні сили, і границя продуктивності буде знаходитись на вищій гіпсометричній відмітці. Отже, поклад в колекторі, гранулометричний склад якого змінюється в певному напрямку, матиме різні гіпсометричні відмітки контакту в частинах з грубо- та тонкозернистим піщаним матеріалом.

Напір і рух вод в певному напрямку призводить до нахилу площини контакту відносно горизонтального положення і до зміщення покладу в плані. При цьому первинно двохфазні поклади, наприклад газу з нафтовою облямівкою, можуть відокремлюватись (рисунок 15.11 [6]). Така ситуація, встановлена по палеореконструкціях, може спостерігатись і в процесі розробки в режимі заводнення.

Рисунок 15.11 [6].

Перетинання ліній ВНК, ГВК і ГНК з покрівлею та підошвою пласта-колектора називають відповідно зовнішнім та внутрішнім контуром нафтогазоносності. Якщо контакти нахилені, використовують метод збіжності. Він виправдовує себе в умовах незначної кількості свердловин, де визначена глибина контакту. Суміщають карту поверхні контакту з структурною картою продуктивного горизонту. Обидві карти будуються з одним перерізом ізоліній. Однакові перерізи карт дозволяють з мінімальною похибкою провести контури нафтогазоносності в місцях перетинання однойменних ізогіпс (рисунок 15.12 [7]).

Рисунок 15.12 [7]. Приклад визначення положення контакту фаз

На цьому рисунку контакт визначений в свердловинах 1,2 і 3 на глибинах 1280, 1320 та 1380 м. Інтерполяцією побудовано карту поверхні розділу фаз (пунктирні ізогіпси 1300, 1320, 1340 і 1360 м). Точки перетинання однакових ізоліній структурної поверхні та поверхні контакту належать лінії зовнішнього контакту.

Контури нафтогазоносності багатопластового родовища з невитриманими товщинами пластів та з літологічними заміщеннями визначають накладанням окремих карт контактів по кожному горизонту. Одержують границі окремих покладів і зовнішній контур нафтогазоносності в плані, який має складну геометричну форму. Розріз трьохпластового родовища і приклад побудови зовнішнього контуру нафтоносності наведені на рисунках 15.13 та 15.14 [1].

Рисунок 15.13 [1]. Схематичний розріз багатопластового покладу.

Рисунок 15.14 [1]. Послідовність визначення контурів нафтоносності багатопластового родовища