2.3 Изучение дизъюнктивных нарушений
Дизъюнктивные нарушения бывают в виде сброса и взброса. В зависимости от того, открыты или закрыты трещины в плоскости нарушения, они бывают экранирующими или проводящими.
Если в пределах разных блоков ВНК, ГВК или ГНК находятся на разном уровне, или в одном блоке при одинаковых отметках горизонта содержится нефть (газ), а в другом блоке – вода, то разрывное нарушение относится к экранирующему типу и служит границей залежей. При одинаковых отметках водонефтяного или газоводяного контактов в соседних блоках тектонические нарушения являются проводящими.
Повторяющийся разрез в скважине – признак взброса, выпадение из разреза каких – то пластов и горизонтов свидетельствует о наличии сброса (рисунок 4).
Рисунок 4 – Пример повторяющегося разреза в скважине при пересечении ею плоскости взброса (по И.О.Броду и Н.А. Еременко)
Для построения структурной карты способом профилей пунктирными линиями выносят проекции всех пересечений с линиями уровней, а затем в пределах каждого блока проводят соответствующие изогипсы. Взбросовая часть блока рисуется сплошными линиями, а сбросовая часть, которая как бы невидима сверху, т.е. закрытая надвигом – рисуется пунктирной линией (рисунок 5)
Рисунок 5 – Изображение сброса-I и взброса-II на структурной карте и профильном разрезе (по М.А.Жданову)
2.4 Изучение границ залежи, связанных с литологическим или стратиграфическим выклиниванием пласта – коллектора
Если в каких–то скважинах пласт–коллектор замещается на неколлектор или срезается за счет стратиграфического несогласия, то граница залежи проводится на половинном расстоянии между скважинами, вскрывшими пласт – коллектор и скважинами, в которых пласт представлен плотными непроницаемыми породами (см. рисунок 1).
2.5 Определение границ залежи, обусловленных положением внк (гнк)
Нижними границами залежей служат водонефтяные или газоводяные разделы, т.е. уровни раздела нефть – вода или газ – вода.
В пределах залежи газ, нефть, вода располагаются в соответствии с законом гравитации, т.е. газ – вверху, нефть занимает среднее положение, вода подстилает залежь снизу. Однако, кроме сил гравитации в пластах – коллекторах действуют еще и капиллярные силы.
Благодаря капиллярному воздействию на границах воды с нефтью и нефти с газом соответственно вода и нефть поднимаются выше уровня, соответствующего гравитационным силам.
Высота капиллярного подъема возрастает с уменьшением плотности фаз и температуры, с ростом минерализации воды. В результате действия капиллярных сил четких границ между фазами в залежах не образуется, а выделяются переходные зоны, в которых имеет место двухфазное состояние флюидов (рисунок 6). Толщина переходных зон изменяется в широких пределах – от единиц метров до 10- 15 м (например, в песчаных коллекторах Западной Сибири). Эти обстоятельства необходимо учитывать при обосновании границ раздела между флюидами.
I – газовая шапка; II – зона перехода от газа к нефти; III – нефтяная залежь;
IV – зона перехода от нефти к воде; V – водоносный пласт;
1 – газ; 2 – нефть; 3 – вода.
Рисунок 6 – Типичное размещение нефти, газа и воды в пласте