ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ (КРОВЛИ, ПОДОШВЫ)

Подавляющее большинство залежей нефти и газа приурочено к тектоническим структурам — различного типа складкам, куполам и др. Поэтому форма тектонической структуры обычно во многом определяет форму залежи.

В качестве верхней границы залежи при согласном залега­нии пород продуктивного горизонта и перекрывающих его пород принимается кровля продуктивного горизонта, т.е. синхроничная поверхность, разделяющая породы независимо от их литологической характеристики.

В случаях, когда прикровельная часть продуктивного гори­зонта повсеместно выполнена проницаемой породой, верх­ней границей залежи служит верхняя поверхность коллекто­ров. Такое совпадение имеет место при монолитном строе­нии продуктивного горизонта, выполненного по всей толщи­не породой-коллектором (рис. 2, а), или при многопластовом продуктивном горизонте, когда верхний проницаемый пласт (прослой) залегает повсеместно. Примером может служить нефтегазовая залежь IV мэотического горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения, в которой верхней границей залежи повсеместно служит поверхность мощного песчаного пласта.

Если в прикровельной части горизонта имеются участки замещения коллекторов непроницаемыми породами, то на этих участках верхние границы залежи и поверхности кол­лекторов не совпадают (рис. 2, 6, в). В качестве примера можно привести Ромашкинское месторождение, где кровлей многопластового продуктивного горизонта Д1 (верхней гра­ницей залежи) является граница между репером “верхний из­вестняк" и прерывистым пластом “а". На участках, где пласт “а" представлен коллектором, верхней границей залежи слу­жит поверхность коллекторов этого пласта. На участках за­мещения коллекторов пласта “а" непроницаемыми породами верхняя граница поверхности коллекторов проходит по кровле лежащего ниже пласта-коллектора.

За нижнюю границу пластовой залежи нефти (газа) в пре­делах внутреннего контура нефтеносности (газоносности) принимают подошву продуктивного горизонта, т.е. поверхность между продуктивным горизонтом и подстилающими непроницаемыми породами. Все, что было сказано выше относительно проведения верхних границ залежи и коллекто­ров, полностью относится и к нижним границам.

.

Формы верхней и нижней границ залежей изучаются с помощью структурных карт. 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.

Для построения структурной карты кровли или подошвы горизонта 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 А ус­тья скважины; 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. 3) определяется по формуле

Н = (А + ΔL) – L (IV.1)

Построение структурных карт представляет собой опреде­ление положения изогипс на плане (рис. 4).

Рис. 3. Пример определения положения точки наблюде­ния на плане

Применяют два способа построения карт:

• способ треугольников, используемый при картировании поверхностей залежей, приуроченных к ненарушенным структурам;
• способ профилей, целесообразный при картировании по­верхностей залежей, приуроченных к структурам, расчле­ненным дизъюнктивными нарушениями на блоки.

При способе треугольников точки соседних скважин со­единяют на плане линиями таким образом, что образуется система треугольников (рис. 5, а). Затем на каждой линии по правилу линейной интерполяции находят точки со значения­ми абсолютных отметок, кратными выбранной величине се­чения между изогипсами.

Рис. 4. Изображение глубинного рельефа с помощью изогипс

а - профильный разрез; б — структурная карта: изогипсы глубинного ре­льефа даны в метрах

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

L_x = [(Н_х – Н1) / (Н₂ - Н₁)] L1,2 (IV.2)

где L_x — расстояние от искомой изогипсы до скв. 1 на ли­нии, соединяющей скв. 1 и 2; Н_х - значение (абсолютная отметка) искомой изогипсы; Н1и Н₂ - абсолютные отметки залегания картируемой поверхности соответственно в скв. 1 и 2; L1,2 ^— расстояние между скв. 1 и 2.

Рис. 5. Построение структурной карты методом треугольников:

а — определение отметок изогипс между скважинами; б — проведение изо-гипс. 1 — скважины: в числителе — номер скважины, в знаменателе — аб­солютная отметка картируемой поверхности, м; 2 — точки с отметками картируемой поверхности, м; 3 — изогипсы

Интерполяция с помощью уравнения (IV.2) - трудоемкий процесс. Удобнее пользоваться масштабной сеткой (высот­ной арфой), состоящей из ряда параллельных линий, прове­денных на кальке на равных расстояниях друг от друга (рис. 6). Для удобства пользования масштабной сеткой лини­ям на ней можно присвоить значения абсолютных отметок.

Полученные на сторонах каждого треугольника одноимен­ные точки соединяются линиями — изогипсами (см. рис. 5, б).

Чем больше точек наблюдения, тем меньше размеры треу­гольников и тем точнее построенная карта будет отражать форму реальной картируемой поверхности.

При построении карт поверхностей, ограничивающих за­лежи, способом линейной интерполяции необходимо учиты­вать следующее.

В распоряжении составителя структурной карты имеются точки наблюдения (скважины), расположенные без учета фактических особенностей формы картируемой поверхности и зачастую не совпадающие с местами перегиба поверхности или изменения ее наклона (рис. 7).

Рис. 6. Пример линейной интерполяции с помощью масштабной сетки

Рис. 7. Возможное положе­ние точек наблюдения на картируемой поверхности

Следовательно, строго придерживаясь линейной интерполяции, можно получить карту фиктивной поверхности, имеющей общие точки с картируемой поверхностью только в местах расположения скважин и далекой от ее фактической формы. Поэтому не­обходимо придерживаться следующих правил:

ü при построении структурных карт нужно учитывать всю прямую и косвенную геолого-геофизическую информацию о форме картируемой поверхности (сейсмические материалы, данные структурного бурения и др.);

ü до начала построений следует выявить региональные зако­номерности в залегании пород, такие, как направление осей структур, доминирующие углы падения на разных участках структур, положение сводов и периклинальных окончаний и др.;

ü нельзя объединять в один треугольник скважины, между которыми проходят вероятные линии перегиба слоев, на пример, скважины, расположенные на разных крыльях структуры;

ü следует избегать выделения треугольников с очень остры­ми углами, так как это может привести к неоправданному искривлению изогипс;

ü проведение изогипс следует выполнять плавно, без резких изгибов линий;

ü построение карты следует начинать с участков, наиболее полно освещенных скважинами; конфигурацию изогипс на прилегающих слабо освещенных участках следует согласовы­вать с направленностью изолиний, проведенных на участках с большим числом точек наблюдения.

Способ построения структурной карты по методу профи­лей изложен в § 2 настоящей главы.

При построении структурных карт необходимо выдержи­вать соответствие между точностью карты и количеством и качеством исходной информации. Показателем точности карт является размер сечения между изолиниями. Поэтому обоснование его весьма ответственная задача. При этом не­обходимо учитывать плотность точек наблюдения, точность исходных данных, сложность картируемой поверхности.

Плотность точек наблюдения при выборе сечения учиты­вается следующим образом. Как видно на рис. 8, при нали­чии двух точек наблюдения А и В при линейной интер­поляции фактическая кривая АВ (соответствующая картируе­мой поверхности) заменяется фиктивной прямой АВ, для ха­рактеристики которой достаточно двух изолиний с сечением между ними ВС. Если взять сечение меньше, то промежуточ­ные изолинии будут характеризовать поверхность иначе.

При увеличении количества точек наблюдения прямая АВ заменится ломаной AДMB, более близкой к кривой АВ. Что­бы ее охарактеризовать, нужно сгустить изолинии. Причем в верхней части кривой их следовало бы провести гуще (для отрезка MB сечение равно BF), а в нижней — реже: отрезку AД соответствует сечение ЕС. Поскольку при построении карты применяют единое значение сечения между изолиния­ми, рациональной величиной сечения будет значение, при­мерно равное средней разности между абсолютными отмет­ками поверхности в скважинах. В рассматриваемом примере следует принять, что сечение

Рис. 8. Влияние количества точек наблюдения на точ­ность отображения карти­руемой поверхности

h _из= (BF + FE + EC) / 3. (IV.3)

Таким образом, чем больше точек наблюдения, тем, при прочих равных условиях, меньше разность между абсолют­ными отметками поверхности в соседних точках (сква­жинах). Поэтому принятие меньшего значения сечения повы­сит точность карты.

Точность исходных данных учитывается при выборе вели­чины сечения изолиний следующим образом. Абсолютная отметка картируемой поверхности в точке наблюдения (скважине) определяется с некоторой погрешностью ± m. На рис. 9 m = А - А₁ = А + А₂ = В -В₁ = В + В₂. При этом замеренное значение абсолютной отметки может соста­вить А ± m, В ± m.

Погрешности определения абсолютных отметок картиру­емых поверхностей в скважинах бывают связаны с погреш­ностями определений альтитуд устьев скважин, с удлинением скважин за счет искривления и неточностью его определения, с неточностями при копировании диаграмм каротажа и др. Для Волго-Уральской провинции погрешности определения абсолютных отметок маркирующих горизонтов на глубине 1000 м составляют ± 1,76 м.

При погрешностях одного знака в соседних скважинах т = А — А₁ = В — В₁или т = А + А₂ = В + В₂относи­тельное превышение А одной точки наблюдения над другой будет соответствовать фактическому: Δ = (А + т) - (В + т) = А- В.

Рис. 9. Влияние погрешностей определения абсолютных отметок на точность отображения картируемой поверхности:

а - профильный разрез; б — структурная карта

При погрешностях разного знака т = А — A_t = В + В₂ разница между замеренными и фактическими значениями составит ±2т: (А + т) - (В+т) = А + т - В + т = А - В + 2т. Таким образом, если фактическая разность между двумя точками меньше или равна 2т, то все изолинии в этом интервале будут отражать не изменение самого пара­метра, а погрешности его определения (см. рис. 9).

Следовательно, сечение между изолиниями должно быть не менее 2т (для условий Волго-Уральской провинции боль­ше 3,5 м).

Сложности поверхности учитываются следующим обра­зом. Поверхность тем сложнее, чем больше различаются зна­чения абсолютных отметок в отдельных ее точках.

Степень изменчивости параметра характеризуется среднеквадратическим отклонением, показывающим, насколько от­дельные значения параметра в среднем отклоняются от его значения в ту или иную сторону:

(IV.4)

Чтобы карта уверенно отражала изменчивость параметра по площади, в диапазоне 2σ должно пройти несколько изо­линий.