8 Построение нормального и типового разреза месторождения.

Информация, полученная в результате общей корреляции, является основой построения нормального и типового разреза месторождения. На них показывается стратиграфическая последовательность осадконакопления, средняя толщина и литологический состав пород. На нормальном разрезе указывают истинную толщину выделенных пластов и горизонтов, на типовом вертикальную. Нормальный разрез месторождения строится в процессе проведения поисково-разведочных работ и облегчает геологический контроль бурения скважин и ориентировки забоя в процессе бурения. Если залежь имеет простое геологическое строение, однородный литологический состав, то можно ограничиться построением одного геологического разреза. В случае резкого изменения литологического состава пород и бокового строения залежи, строятся несколько разрезов для каждой части месторождения с учетом этих изменений. Типовой разрез составляется при разбуривании площади залежи эксплуатационными скважинами.

10.Карты толщин: общей, эффективной и эффективной нефтенасыщенной

Они необходимы для гидродинамических расчетов, для формирования фильтрационной модели залежи, рационального размещения добывающих и нагнетательных скв., прогнозирование направлений заводнения при ППД.

При построении карт эффективной толщины используют метод треугольноков: -состовляется план расположения скв., -в плане указывается номер скв, абс.отметка кроли и толщина пород, -проводят интерполяцию толщины между скв-ми согласно выбраному сечению изопахит(линий равной толщины), -точки равной толщины соединяются плавными линиями и получают карты толщины или карты изопахит.

При построении эффективной нефтенасыщенной толщины сначала строят карту эффективной толщины, на которую, затем наносят внешний и внутренний ВНК. В пределах внутреннего контура изопахиты отражают изменение толщины в пределах нефтенасыщенной части залежи. В водонефтяной зоне, между внутренним и внешним контурами нефтеносности, изопахиты эффективной нефтенасыщенной толщины проводят путем интерполяции между значениями ее на внутреннем контуре и нулевым значением на внешнем.

11 Литолого-фациальные и коллекторские свойства пород, гранулометрический состав, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность.

Гранулометрический состав – содержание разных по размеру зерен, составляющих породу. Выражается в процентном содержании отдельных фракций по размеру зерен в образце породы. ГМ состав породы определяет её пористость, проницаемость, удельную поверхность, капиллярные свойства. По диаметру зерен делятся: гальку > 1см, гравелит 0,2-1 см, грубый песок 0,1-2 мм, крупный песок 0,5-1 мм, ср.песок 0,25-0,5 мм, мелкий песок0,1- 0,25 мм, крупный алеврит 0,05-0,1 мм, мелкий 0,01-0,05 мм, глинистые частицы > 0,01 мм. Размер зерен нефтесодержащих пород 0,01-0,1 мм.

Пористость. Под пористостью ГП понимается наличие в ней пор, каверн, трещин и др. полостей содержащих нефть, газ и воду. Полная пористость определяется объемом всех пор в породе, открытая – объем пор, сообщающихся между собой. Коэффициент пористости характеризует емкостные свойства пород коллекторов. К_п=V_пор/V_обр*100%

По величине поровых каналов: сверхкапиллярные 0,5 – 2 мм, капиллярные 0,0002 – 0,5 мм, субкапиллярные > 0,0002 мм. Выделяются 3 типа коллекторов: поровые образованы межзерновой пористостью в карбонатных и терригенных породах; каверновые – карбонатные; трещинные – карбонатные породы.

Проницаемость – способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Ед. измерения 1Дарси=10^-12м². Абсолютная проницаемость - проницаемость пористой среды при движении в ней однофазной жидкости или газа при отсутствии физико-химического взаимодействия между ними и пористой средой. Эффективная – проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при наличии в ней другой жидкости или газа. Относительная – отношение эффективной к абсолютной.

Месторождения и залежи нефти и газа формировались в процессе миграции углеводородов в природных резервуарах. Ловушка - часть резервуара, где происходит прекращение миграции и накопление углеводородов. Нефтенасыщенность – доля объема порового пространства коллектора, занятая нефтью, газонасыщенность – занятая газом. К_н=V_н/V_п; К_г=V_г/V_п, зная коэффициент остаточной водонасыщенности, можно вычислить коэффициенты нефте- и газонасыщенности: К_н=1-К_в, К_г=1-К_в.