Пласты, против которых линия ПС располагается левее линии кондиционного предела αПС, относят к коллекторам.

Методику применения электрокаротажного материала скважин для выделения пластов–коллекторов разработал и опробовал В.С. Муромцев [4]. Предложенная им схема интерпретации кривой ПС дает возможность устанавливать и прослеживать по данным каротажа пространственное размещение пород, образовавшихся в различных обстановках осадконакопления.

Границы пластов на кривой ПС соответствуют точки перегиба. При мощности пласта, превышающей 3 диаметра скважины, границы пластов составляют половину максимального отклонения амплитуды ПС. Чем меньше мощность пласта, тем больше смещаются границы пласта к максимуму кривой.

Коллекторские свойства пород (открытая пористость и проницаемость) имеют тесную корреляционную связь с гранулометрическими параметрами. Выделенные В.С. Муромцевым по значениям αПС пять групп терригенных отложений, отличающихся гранулометрическим составом, соответствуют классам коллекторов, по А.А. Ханину (табл. 1).

Таблица 1

Классификация терригенных коллекторов (по А.А. Ханину)

Классификация коллекторов А.А. Ханина основана на лабораторных данных [17], а при отсутствии таковых удобнее пользоваться более общей типизацией: значениям αПС = 1 – 0,8 соответствуют хорошо проницаемые коллекторы типа А; αПС = 0,8 – 0,6 – проницаемые коллекторы типа Б; αПС = 0,6 – 0,4 – слабопроницаемые коллекторы типа В.

Непроницаемые коллекторы класса V–VI, по Ханину, или глинисто–алевритовые породы с αПС = 0,4 – 0,2 к коллекторам не относятся.

Для выявления и картирования песчаных тел–коллекторов измеряется ширина аномалии по линии αПС 0,8; αПС 0,6 и αПС 0,4, затем строятся карты, на которых отражается площадь распространения и контур выклинивания соответствующей группы пород–коллекторов.

Достоверность выделения коллекторов зависит от степени изученности геологического разреза. В районе с известным разрезом при выделении коллекторов производят сопоставление каротажной диаграммы с типовым геолого–геофизическим разрезом и диаграммами соседних ранее пробуренных скважин, в которых местоположение коллекторов известно.

При изучении разрезов скважин выделяются:

· общая толщина горизонта (пласта) – расстояние от кровли до подошвы, определяемое в стратиграфических границах, как разница между глубинами залегания подошвы и кровли пласта:

; (10)

· эффективная толщина – общая толщина за вычетом толщины прослоев неколлекторов, выделенных в разрезе горизонта:

; (11)

· нефтенасыщенная толщина (газонасыщенная) – это эффективная толщина пласта от кровли до поверхности водонефтяного (газо–водяного – для газовых залежей) контакта. Это суммарная толщина прослоев нефтенасыщенных коллекторов.

В чисто нефтяной зоне (во внутреннем контуре нефтеносности) эффективная толщина равна нефтенасыщенной (см. рис.7). В водонефтяной зоне пласта нефтенасыщенная толщина определяется как часть эффективной в интервале от его кровли до поверхности ВНК.

4.2 Составление геолого–геофизического профильного разреза по скважинам

После расчленения разрезов скважин и предварительного выделения пластов–коллекторов строится геолого–геофизический разрез по линии скважин.

Геологическим профильным разрезом (далее профиль) называется графическое изображение строения недр в вертикальной плоскости, проходящей в определенном направлении через геологическую структуру.

Геологический профиль вычерчивается в определенной последовательности по отношению к сторонам света, как правило, в масштабе геологической или структурной карты, по которой его составляют. Слева на разрезе указывается запад или юг, справа – восток или север. Масштаб разреза выбирают обычно в зависимости от масштаба структурной карты. В отличие от корреляционных схем с равными промежутками между каротажными диаграммами, на профильных разрезах расстояние между скважинами соответствуют масштабу карты расположения скважин (рис. 9).

Для получения истинных глубин залегания выделенных пластов–коллекторов вносится поправка за высоту устья скважины – альтитуду.Альтитуда берется со знаком (+), если устье находится выше уровня моря, и со знаком (–), если устье лежит ниже уровня. Эта поправка вносится в глубину залегания кровли и подошвы всех выделенных пластов. В зависимости от геологической задачи разрез дополняется данными по определению возраста пород, значениями емкостно–фильтрационных свойств, результатами испытания пластов и другими параметрами.

Линии разрезов необходимо располагать так, чтобы были наиболее полно освещены все характерные особенности геологического строения месторождения. На плане расположения скважин направление и положение линии разреза выбирают так, чтобы на эту линию попало больше скважин. Однако непосредственно на линию профильного разреза попадает небольшая часть скважин. Поэтому на нее могут также проектироваться скважины близко расположенные от профиля. Обязательным условием такого смещения является отсутствие дизъюнктивных нарушений между переносимой скважиной и разрезом [2].

Составление профилей по каротажным диаграммам по существу не отличается от составления профильных разрезов по литологическим колонкам.

4.3 Методика построения карт

Для обеспечения эффективной разработки неоднородных горизонтов необходимо правильно понять и наглядно изобразить все пласты и пропластки, характеризующиеся резкой сменой литологических и коллекторских свойствами.

Подавляющее большинство залежей нефти и газа приурочено к различного типа складкам, поднятиям, куполам и др. Поэтому форма структуры во многом определяет форму залежи.

Карты в изолиниях позволяют изобразить графически форму и пространственное размещение различных свойств залежи.

4.3.1 Структурные карты

Характерный признак осадочных горных пород – их слоистость. Данные породы сложены, в основном, из почти параллельных слоев (пластов), отличающихся друг от друга составом, структурой, твердостью и др.

В качестве верхней границы залежи принимается кровля пласта. За нижнюю границу пластовой залежи нефти принимают подошву продуктивного горизонта.

Формы верхней и нижней границ залежей изучаются с помощью структурных карт. Структурная карта изображает подземный рельеф поверхности кровли или подошвы опорного или эксплуатационного пласта. Сечение между изогипсами выбирают в зависимости от угла падения пластов, высоты структуры, количества и качества исходной информации.Конфигурация изогипс характеризует направления падения слоев, а плотность их расположения – углы наклона. Равные по высоте промежутки между изогипсами называются сечением изогипс.

Для построения структурной карты кровли или подошвы пласта необходимо нанести на план местоположение, точки пересечения поверхности стволами скважин и абсолютные отметки залегания поверхности в каждой точке. При определении положения на плане точки наблюдения учитывают ее смещение от устья скважины в результате искривления ствола.

Для определения абсолютной отметки кровли (подошвы) продуктивного горизонта необходимо знать: альтитуду устья скважины А; глубину L, на которой ствол скважины пересекает картируемую поверхность; удлинение ΔL ствола скважины за счет искривления.

Абсолютная отметка Н картируемой поверхности в точке наблюдения (рис. 10) определяется по формуле:

; (12)

Построение структурных карт представляет собой определение положения изогипс на плане (рис. 11).

Структурные карты, как и все другие, должны быть ориентированными в пространстве по сторонам света. Обычно принимается ориентировка вдоль левой рамки карты, которая указывает на север. Если для удобства расположения карты это правило не выдерживается, то на карте на видном месте помещается стрелка, указывающая направление на север.

В нефтегазопромысловой геологии структурные карты строятся тремя основными методами: методом профилей, методом треугольников и по картам схождения.

В данной работе применен самый распространенный метод построения карт – метод треугольников (линейной интерполяции).

При построении точки соседних скважин соединяют на плане линиями таким образом, что образуется система треугольников (рис. 12а).

Затем на каждой линии по правилу линейной интерполяции находят точки со значениями абсолютных отметок, кратными выбранной величине сечения между изогипсами.

Линейная интерполяция предполагает, что наклон линии, соединяющей две скважины, на всем ее протяжении постоянен. Расстояние любой изогипсы от одной из точек наблюдения на этой линии при линейной интерполяции можно найти по формуле:

; (13)

где l_х – расстояние от искомой изогипсы до скв. 1 на линии, соединяющей скв. 1 и 2;

Н_х – значение (абсолютная отметка) искомой изогипсы;

Н₁ и Н₂ – абсолютные отметки залегания картируемой поверхности соответственно в скв. 1 и 2;

l_1,2 –расстояние между скв. 1 и 2.

Полученные на сторонах каждого треугольника одноименные точки соединяются линиями изогипсами (рис. 12б), затем формы изогипс сглаживаются (рис. 12в). Чем больше точек наблюдения, тем меньше размеры треугольников и тем точнее построенная карта будет отражать форму реальной картируемой поверхности (рис. 13)

4.3.2 Карты изопахит

Карты изопахит дают наглядное представление о распределении мощностей продуктивного горизонта. Они показывают площадное распределение мощностей, которое закономерно или локально возрастает или уменьшается.

Методика построения карт толщин аналогична методике построения структурных карт способом треугольников (рис. 14). Вначале составляют план расположения скважин. Под номером скважины указывают значение толщины пласта, определяемое в результате расчленения разреза скважин на пласты. Точки с одинаковыми значениями толщин соединяют плавными линиями, называемыми изопахитами. Поэтому карты толщин называют еще картами изопахит.

Характерной особенностью является то, что в пределах внутреннего контура нефтеносности значения эффективной и эффективной нефтенасыщенной мощности, как и изолинии, совпадают.

5. ВЫПОЛНЕНИЕ ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ

Исходный материал: комплект каротажных диаграмм, составленный по вариантам.

Схема разбуривания скважин на участке, номера профилей – приложение 1.

Электрокаротажные диаграммы по профилям – приложение 2.

Задание 1. Выделение пластов–коллекторов

Нефтегазоносность верхнеюрской продуктивной толщи связана с отложениями васюганской свиты, в пределах которой выделены три продуктивных пласта: Ю₁¹, Ю₁², Ю₁³.

1. Определить абсолютные отметки залегания пластов и их общие мощности. Полученные данные занести в таблицу 1.

2. Выделить пласты–коллекторы, используя методику В.С. Муромцева (предел коллектора αПС = 0,5).

3. Определить абсолютные отметки проницаемой части каждого пласта и их эффективные и нефтенасыщенные толщины. Полученные данные занести в таблицу 2.

Пример:

Таблица 1

Определение абсолютных отметок залегания пластов

Таблица 2

Определение эффективных и нефтенасыщенных мощностей

В скважине 1 в пласте Ю₁¹ прослеживается непроницаемый пропласток. Пласт Ю₁³ водонасыщен, так как залегает ниже отметки ВНК (рис. 15).

Задание 2. Построение геологических профилей

Для построения геологического профиля выбираем вертикальный масштаб 1 : 200, горизонтальный масштаб – 1 : 10 000. Сетка бурения эксплуатационных скважин на данном участке месторождения составляет 500 х 500 метров.

Построение геологического профиля осуществляется в следующей последовательности:

1. На листе миллиметровой бумаги формата А4 проводят горизонтальную линию – условный уровень моря и слева вычерчивают вертикальный масштаб – шкалу абсолютных отметок.

2. На линии уровня моря показывают положение скважин согласно выбранному масштабу и схемы разбуривания (рис. 16).

3. Отметить на осях скважин положение кровли и подошвы пластов по абсолютным отметкам.

4. Отметить в каждом продуктивном пласте проницаемые (эффективные) толщины и непроницаемые пропластки в нем (данные из таблицы 2).

5. Провести корреляцию разрезов скважин, соединить одновозрастные пласты, эффективные толщины, непроницаемые пропластки и окончательно вычертить геологический профиль.

6. Для наглядности эффективные нефтенасыщенные толщи закрашивают желтым цветом (исключая пропластки), а пласты ниже линии ВНК – голубым.

7. В тех случаях, когда глубина ВНК по профилю отличается на 9–10 метров, ВНК усредняют.

8. Каждый вариант включает в себя построение четырех профилей, обозначенных на схеме жирным шрифтом. Профиль проходит через четыре скважины.

Пример:Вариант I

Профиль 1 по линии скважин: 1 – 2 – 3 – 4

Профиль 2 по линии скважин: 5 – 6 – 7 – 8

Профиль 3 по линии скважин: 9 – 10 – 11 – 12

Профиль 4 по линии скважин: 13 – 14 – 15 – 16

Построенные таким образом геологические профили являются информационной основой для получения карт структурных поверхностей, толщин нефтесодержащих пород, свойств коллекторов и многих других, составляющих геологическую модель изучаемого объекта.

В идеальном варианте все геологические профили должны быть преобразованы в блок–диаграмму, отображающую геологическую модель газонефтяной залежи в трехмерном изображении (рис. 17)..

Задание 3. Построение пластовых карт

Основой для построения пластовых карт являются геологические профильные разрезы (как продольные, так и поперечные), с помощью которых уточняются на карте границы отдельных пластов.

Для обеспечения эффективной разработки неоднородных горизонтов необходимо правильно понять и наглядно изобразить на картах все пропластки и пласты различной литологией и мощностью.