2.7.Изучение геологической неоднородности
Под геологической неоднородностью продуктивного пласта понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи.
Макронеоднородность – отражает морфологию залегания породвобъеме залежей, то есть характеризует распространение в ней пород коллекторов и неколлекторов. В графическом виде: схема детальной корреляции геолого-статистического разреза детального геологического профиля и карты эффективных толщин.
Коэффициент расчлененности показывает среднее число прослоев-коллекторов в пределах залежи
N – количество скважин (15), при условии что нет скважин, где отсутствует коллектор
ni – количество прослоев в i-й скважине
Количество значений эффективной толщины равно количеству пропластков.
Коэффициент песчанистости показывает долю объема коллектора (или толщина пласта) в общем объеме (толщине залежи).
Где
hэф – эффективная толщина
hобщ – общая толщина
N – количество скважин (15), при условии что нет скважин, где отсутствует коллектор
При значенииКрасчл>2,5 и Кпесч<0,7-пласт условно неоднородной; ККрасчл< 2,5 иКпесч>0,7-пласт условной однородный.
Для моей работы Красчл=2,6; Кпесч=0,58-пласт считается условно неоднородным.
Карты общих и эффективных толщин строятся путем интерполяции с помощью метода треугольников.
Геолого-статический разрез представляет собой кривую вероятности появления коллектора в интервале продуктивного пласта, построенную по данным разрезов скважин, пробуренных на изучаемой площади.
При построении ГСР берется 5 скважин. В каждой скважине пласты делятся на равные промежутки, через два метра, в которых отмечается наличие коллектора. Если коллектора в промежутке больше 50%, то считается что коллектор присутствует. После аналогичного выделения коллекторов во всех 5 скважинах строится ГСР. После чего были выделены типы пластов коллекторов: расчлененный, линзообразный, монолитный, монолитный. Исходя из этого был сделан вывод ,что данное месторождение будет разрабатываться в 3 этапа.
Детальный геологический профиль строится с целью выявления условия залегания проницаемой части пласта. Профиль строится в двух масштабах: вертикальный-1:200; горизонтальный-1:25000.
На профиле отмечается расстояние такое же как и на схеме расположения скважин.
Направление профиля выбирается, исходя, из геометрических параметров залежи. Поэтому для профиля выбираются скважины расположенные в самых верхних точках продуктивного пласта. Также профиль должен отобразить все геологические структуры месторождения. Следовательно скважины выбираются вкрест простиранию структур.
. Если есть зона отсутствие коллектора, профиль должен проходить через скважину, проходящую через эту зону. Отмечается кровля и подошва пласта, А.О. пропластков коллекторов. Коллектора соединяются как при корреляции. Далее проводится ВНК, закрашивается нефть и вода.
2.8 Определений форм и границ залежи
Для определения форм и границ залежи строятся карта кровли и подошвы пласта коллекторы, карта эффективных нефтнасыщенных толщин.
Исходные данные:
Схема расположения скважин
Расстояние от отражающего горизонта до подошвы кровли пласта коллектора
Абсолютная отметка кровли и подошвы изучаемого пласта-коллектора в скважине
Структурная карта отраженного сейсмического горизонта построенная по подошве репера – ОСГ
Схема обоснования ВНК
Была выдана структурная карта по отражающему сейсмическому горизонту по вариантам. На основе этой карты, а также данных методов ГИС нужно было построить структурные карты кровли и подошвы.
Структурная карта по отражающему сейсмическому горизонту (ОСГ) была построена по подошве репера I категории.
Карты изохор строятся методом треугольника. Нужно взять структурные карты по отражающему горизонту и на нее накладываем карту изохор пласта. Отмечаем скважины по координатам совмещая с картами изохор кровли. Если изохоры подчинаются некоторой закономерности незамкнутые их части можно продлить, и на пересечении с изогипсами карты отражающего горизонта определяются дополнительные точки для построения структурных карт кровли и подошвы.
Структурные карты строятся также, как и карту толщин. Под скважинам подписываются абсолютные отметки кровли и подошвыколлекторов и проводится интерполяция методом треугольников
Также необходимо нанести внешний и внутренний контур нефтеносности. Внутренний контур нефтеносности – это проекция пересечения линии ВНК с подошвой коллектора. На структурную карту кровлю продуктивного пласта коллектора помимо внешнего контура нефтеносности необходимо нанестивнутренний контур нефтеносности, который копируется с карты подошвы пласта.
Эффективная нефтенасыщенная толщина – это суммарная толщина всех прослоев пород-коллекторов в пределах продуктивного пласта насыщенных нефтью. Эффективная нефтенасыщенная толщинав ЧНЗ равна эффективной толщине. И изопахиты в этой зоне копируются с карты эффективной толщины.
Для построения карты эффективных нефтенасыщенных толщин со структурной карты кровли пласта копируются контура нефтеносностии переносят скважины со значениями эффективных толщин.
При построении карты нужно учитывать правила:
Для ЧНЗ hэф=hэф.н.н
ВНЗ hэф>hэф.н.н
hэф=0
В ЧНЗ (внутри внутреннего контура нефтеносности) проводится интерполяции по значениям эффективных толщин)
Внешний контур нефтеносности выбирается занулевуюизопахиту. И проводится интерполяция между скважинами в ВНЗ и внешним контуром нефтеносности.Изопахиты ВНЗ разворачивают в сторону увеличения мощности