7.19. Определение положения внутреннего контура нефтеносности при наклонном контакте нефть—вода: 1 — изогипсы подошвы продуктивного пласта, м;
2 — изолинии глубины залегания контакта нефть—вода, м; 3 — внутренний контур нефтеносности
1. строят структурную карту подошвы продуктивного пласта;
2. переносят на нее полученные ранее изолинии поверхности раздела нефть—вода (-130, -140, -150, -160).
3. в точках пересечения одноименных изогипс подошвы пласта и водонефтяного контакта эффективная нефтенасыщенная мощность равна эффективной мощности, если пласт по всей мощности является проницаемым.
Это соответствует положению внутреннего контура нефтеносности.
Для отображения изменения эффективной и нефтегазонасыщенной толщин продуктивных отложений строятся карты в изолиниях, называемые картами изопахит. Такие карты строятся при подсчете запасов нефти, газа и при проектировании разработки залежи.
Карты эффективных нефтенасыщенных толщин могут строиться как для всего продуктивного пласта или горизонта (объекта разработки) в целом, так и для отдельных составляющих их частей.
При построении карт используются результаты выделения пластов и горизонтов по материалам промыслово-геофизических исследований. В практике чаще всего пласт не является однородным по составу, а представлен переслаиванием пропластков пород-коллекторов и непроницаемых разностей пород. Поэтому эффективная толщина пласта (объекта разработки) является суммой толщин пропластков пород-коллекторов. При этом одновременно определяют как эффективную, так и нефтенасыщенную толщину пласта.
При построении карт около каждой скважины в виде дроби наносятся их значения, где в числителе указывается эффективная толщина пласта, а в знаменателе эффективная нефтенасыщенная толщина.
При построении карты эффективных нефтенасыщенных толщин необходимо иметь в виду, что область полного нефтенасыщения пласта ограничена внутренним контуром нефтеносности и в этой области около каждой скважины значения толщин в числителе и знаменателе будут одинаковы.
В пределах водонефтяной зоны между внутренним и внешним контуром нефтенасыщенной является только часть пласта и в указанных величинах толщин около скважины значение числителя будет больше знаменателя.
В скважинах пробуренных за внешним контуром нефтеносности, в водонасыщенной зоне около скважины дробью в числителе буден стоять величина эффективной толщины пласта, а в знаменателе ноль.
В связи с этим для построения карты эффективных нефтенасыщенных толщин следует вначале составить карту эффективных толщин. Метод построения карты такой же, как и структурной карты – линейная интерполяция.
В пределах внутреннего контура нефтеносности карта эффективной толщины является одновременно и картой нефтенасыщенной толщины в связи с тем, что эффективные толщины пласта являются все нефтенасыщенными. В пределах водонефтяной зоны проводятся изолинии эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Изолинии проводят путем интерполяции между значениями точек пересечения внутреннего контура нефтеносности с изопахитами, внешним контуром нефтеносности, где эффективная нефтенасыщенная толщина равна нулю и с учетом данных скважин пробуренных в водонефтяной зоне.
В итоге получается карта эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, которая характеризует изменения объема пород нефтенасыщенных коллекторов в пределах всей залежи.
При построении карт для неоднородных пластов с сильной фациальной изменчивостью пласта иногда имеют место участки с полным замещением пласта-коллектора непроницаемыми разностями пород или с его выклиниванием. В таких случаях границу выклинивания или замещения проводят по середине расстояния между скважинами в разрезе которых присутствует и отсутствует пласт. При интерполяции принято считать, что на границе выклинивания эффективная толщина пласта равна нулю.
7.4. Месторождения
Пространственно ограниченный участок недр, содержащий залежь или несколько залежей нефти и газа, расположенных в разрезе одна над другой в пределах одной площади, называется месторождением.
Термин «месторождение нефти и газа» нельзя понимать в буквальном смысле, так как нефть и газ в течение геологического времени могут перемещаться на значительное расстояние от места своего рождения. Участки недр, где в настоящее время обнаруживаются скопления нефти и газа, по существу являются не местом рождения этих полезных ископаемых, а местом рождения их залежей.
Месторождение нефти и газа может состоять из одной залежи – однозалежное и из нескольких залежей – многозалежное (рис. 7.20).
Рис. 7.20. Модели однозалежного и многозалежного месторождений
В пределах отдельных месторождений могут быть встречены как газовые, так и нефтяные залежи. Месторождения делятся на:
по составу залежей:
нефтяные - содержащие только нефтяные залежи или нефтяные залежи с газовыми шапками,
газовые – с газовыми или газоконденсатными залежами, включая залежи с нефтяными оторочками,
нефтегазовые – содержащие залежи нефти и газа, с преобладанием в разрезе нефтяных залежей,
газонефтяные – с преобладанием в разрезе газовых залежей.
по числу базисных горизонтов разработки или базисных этажей разведки:
однобазисные – с одним наиболее крупным базисным горизонтом
многобазисные – с несколькими базисными горизонтами
по количеству запасов нефти (млн. т) и газа (млрд. м3)
мелкие – менее 10 млн. т или менее 10 млрд. м3,
средние – 10–30 млн. т или 10–30 млрд. м3,
крупные – 30–300 млн. т или 30–500 млрд. м3,
уникальные – более 300 млн. т или более 500 млрд. м3.
Структурными элементами меторождений являются: кровля и подошва нефтенасыщенных пластов, водонефтяные и газонефтяные контакты, коллекторы – породы, у которых поровое пространство может быть вместилищем нефти и газа.
Кроме залежей и месторождений нефти и газа выделяют также естественные нефтегазопроявления, представленные выходами газа и различных битумов на поверхность.