Файловый архив студентов. Файловый архив студентов.
1268 вузов, 4652 предметов.
/ Регистрация
FAQ Обратная связь Вопросы и предложения
Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»
Предмет:
Добыча нефти и газа
Файл:

НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯ

.pdf
Скачиваний:
68
Добавлен:
21.08.2019
Размер:
20.33 Mб
Скачать
☆

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ

Границы залежей, связанных с фациальной изменчивостью пластов и статиграфическими несогласиями

Границы залежей можно проводить по линиям полного замещения коллекторов продуктивного горизонта на площади непроницаемыми породами или по линии выклинивания коллекторов.

Потерю горизонтом коллекторских свойств при сохранении его в разрезе называют замещением коллекторов, а соответствующую экранирующую границу - линией фациального замещения коллекторов или границей распространения коллекторов. Положение линии замещения коллекторов определяют по данным керна и промысловой геофизики о том, какими породами - проницаемыми или непроницаемыми - представлен пласт в каждой скважине.

При ограниченном числе скважин положение линии замещения может быть определено лишь приближенно.

Линия замещения на площади между этими скважинами проводится условно либо строго на половине расстояния между ними.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ

Границы залежей, связанных с фациальной изменчивостью пластов и статиграфическими несогласиями

При выклинивании или размыве продуктивных отложений, сопровождающихся несогласным залеганием слоев, образуются линии выклинивания или размыва, ограничивающие площадь, за пределами которой пласт не отлагался или размыт.

Определение положения линий выклинивания или размыва возможно несколькими способами.

Выбор способа зависит от объема исходных данных. При небольшом

числе пробуренных скважин линии выклинивания и размыва проводятся условно посредине между каждой парой скважин, в одной из которых имеется продуктивный пласт, а в другой - отсутствует.

Положение линий выклинивания и размыва можно также уточнить путем построения серии профилей.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ИЗУЧЕНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ

Впределах залежей насыщающие продуктивный пласт газ, нефть и вода располагаются по высоте в соответствии с действием гравитационных и

молекулярно-поверхностных сил.

Врезультате действия гравитационных сил верхнюю часть залежи заполняет газ, имеющий

минимальную плотность, ниже располагается нефть, а еще ниже - вода.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ИЗУЧЕНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ

Размещение нефти, газа и воды в пласте (по М.И. Максимову)

I

II

III

 

IV

 

 

 

V

 

 

 

0

50

100

 

Водонасыщенность, %

1

2

3

 

Переходные зоны от нефти к газу обычно имеют небольшую толщину.На

рисунке показано распределение газа, нефти и воды в условном продуктивном пласте с предельной нефтегазо- насыщенностью 80 %. Здесь по

характеру насыщенности можно выделить пять интервалов (снизу вверх):

V - водоносная зона; IV - переходная зона от воды к нефти; III - нефтяная зона; II - переходная зона от нефти к газу; 1 - газоносная зона. Указанные особенности распределения газа, нефти и воды по разрезу создают сложности в определении границ залежей по нефтегазонасыщенности пород -

водонефтяного контакта (ВНК), газонефтяного контакта (ГНК), газоводяного контакта (ГВК).

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ИЗУЧЕНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ (пример обоснования положения границ в переходной зоне)

κПр 0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

На рис. показано изменение по разрезу нефтеводонасыщенности и

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

капиллярного давления

в реальном

терригенном

коллекторе

с

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

 

 

 

 

 

высокими фильтрационно-емкостными свойствами (по данным

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

исследования керна одного из месторождений Татарии). Из рисунка

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

видно, что при капиллярном давлении, равном нулю, пористая

0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

среда

полностью

водонасыщена,

т.е.

 

коэффициент

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

рк, Па

0,5

 

1,0

водонасыщенности Kв

= 1. Несколько

выше

нулевого

уровня

 

 

 

 

 

 

 

 

Н, м

капиллярного давления четко выделяется уровень I, на котором в

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,6

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

 

пористой среде появляется нефть

(кривая

2).

Выше

уровня

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

коэффициент

нефтенасыщенности Kн

возрастает

вначале весьма

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

15,0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

12,5

интенсивно, затем все медленнее, пока не достигает значений,

0,4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

близких к предельному (0,86). Соответственно Kв выше уровня I

 

 

 

 

 

 

 

 

10,0

уменьшается

вначале быстро (кривая I), затем

медленнее,

до

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

II

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7,5

значений, близких к минимальным (0,14). По значениям Kн

близким

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,2

 

 

 

 

 

 

 

IV

 

 

 

 

5,0

к максимальным, а Kв - близким к минимальным, с некоторой долей

 

 

 

 

 

 

 

III

 

 

 

 

 

условности

проводится уровень II.

Уровень

I

соответствует

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2,5

подошве переходной зоны, а уровень II - ее кровле. Кривые 3, 4 на

 

 

 

 

 

I

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

рис.

характеризуют

зависимость

фазовой

проницаемости

в

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0

 

 

 

 

0,5

 

1,0 κв, κн

переходной зоне от насыщенности нефтью и водой. По фазовой

 

 

 

 

 

 

 

 

 

проницаемости переходную зону можно разделить на три части.

 

В нижней части переходной зоны фазовая проницаемость коллекторов для нефти равна нулю, и лишь по достижении определенного значения Kн нефть способна двигаться по пористой среде. Этому значению Kн соответствует уровень III, ниже которого в переходной зоне подвижной является только вода.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ИЗУЧЕНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ

ВНК

3

4

1

 

 

 

 

2

1 - внешний контур нефтеносности

(по кровле пласта)

2 - внутренний контур нефтеносности

(по подошве пласта) 3 - нефтяная зона 4 - приконтурная зона

зона расположения «водоплавающей» нефти

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 кровли, а внутреннего - на карте подошвы пласта.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ИЗУЧЕНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ (расположение языков обводнения и целиков нефти)

2

1

1 - языки обводнения;

2 - целики нефти.

В процессе добычи нефти обычно происходит продвижение контуров ненфтеносности

При неравномерном продвижении контуров нефтеносности образуются языки обводнения, что может привести к появлению разрозненных целиков нефти, 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.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи.

Различают два основных вида геологической неоднородности -

макронеоднородность и микронеоднородность.

Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов.

Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам.

Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади).

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

Отображение макронеоднородности на фрагменте геологического разреза горизонта.

Кровля и подошва: 1 - пласта, 2 - прослоя, 3 - коллектор, 4 - неколлектор, а-в - индексы пластов-коллекторов

По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов -

обычно в разном количестве на различных участках залежей -

вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе некоторых пластов.Соответственно

макронеоднородность проявляется и в изменчивости толщины горизонта в целом.

Графически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью профилей и схем детальной корреляции.

ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

По простиранию макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Она

проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия

коллекторов (литологического замещения или выклинивания).

Фрагмент карты распространения коллекторов одного из пластов горизонта:

1 - ряды скважин Н - нагнетательных; Д - добывающих, 2 –границы распространения

коллекторов, 3 - границы зон слияния, участки 4 - распространения коллекторов, 6 - слияния пласта с

вышележащим пластом, 7 - слияния пласта с нижележащим

пластом.

По площади она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта, на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участки слияния соседних пластов.

Соседние файлы в предмете Добыча нефти и газа
Помощь Обратная связь Вопросы и предложения Пользовательское соглашение Политика конфиденциальности