Коллекторы: 1 - предельно нефтенасыщенный, 2 - водонасыщенный; 3 - ВНК
Рис. 17. Определение границ переходной зоны и ВНК по данным электрометрии в разных скважинах (по Б. М. Орлинскому)
Коллекторы- 1 - предельно нефтенасыщенный, 2 - переходной зоны, 3 -водонасыщенный; границы: 4 –ВНК, 5 - переходной зоны
Зная величину рк.кр и значения сопротивления на верхней (рк.в) и нижней (рк.н) границах переходной зоны, найти положение ВНК можно путем линейной интерполяции, учитывая, что сопротивление в переходной зоне меняется прямолинейно (рис. 18);
(IV.6)
где - глубина залегания ВНК; - глубина нижней границы переходной зоны; - толщина переходной зоны.
На практике не во всех скважинах удается точно установить положение верхней границы переходной зоны и, следовательно, определить сопротивление для чисто нефтяной части пласта. Это обычно связано с литологической неоднородностью пласта или с малой толщиной его предельно нефтенасыщенной части. В таких случаях условно принимают среднее расстояние от подошвы переходной зоны до ВНК, уверенно определенное в других скважинах.
Аналогичным образом, по значениям рк.кр можно найти и другую граничную поверхность, принимаемую за ВНК, поверхность, на которой фазовая проницаемость для воды равна нулю.
Рис. 18. Графики изменения нефтенасыщенности к„, удельного сопротивления рК и электрической проводимости а в переходной зоне (по Б.М. Орлинскому).Коллекторы: 1 - предельно нефтенасыщенный, 2- переходной зоны, 3 - водонасыщенный; q - расстояние до поверхности со 100 %-ным водонасыщением
Определение начального положения контактов путем опробования пластов в скважине проводится преимущественно в разведочных скважинах на стадии подготовки залежи к разработке. Чаще путем опробования проверяют правильность данных ГИС о положении контактов. Однако в случаях, например, карбонатных трещинных коллекторов, когда методы промысловой геофизики недостаточно эффективны, опробование служит основным или даже единственным методом. Оно может проводиться в процессе бурения в необсаженных скважинах с помощью испытателей пластов на каротажном кабеле или через бурильные трубы со специальным пакерным устройством. Наиболее результативно поинтервальное опробование пластов в обсаженных скважинах (рис. 19). Для поинтервального опробования на основании имеющихся керновых и геофизических данных о газонефтеводонасыщенности разреза намечают сравнительно небольшие по толщине интервалы:
ü в водоносной части пласта — непосредственно под предполагаемым ВНК или ГНК;
ü в переходной зоне от нефти (газа) к воде (при ее значительной толщине) — несколько последовательных интервалов:
ü в нефтяной части пласта - выше ВНК и ниже ГНК;
ü непосредственно над ГВК или ГНК.
Интервалы опробования следует намечать таким образом, чтобы исключить возможность поступления в скважину жидкости (газа) из выше- или нижележащих участков разреза. Для этого интервал перфорации располагают на расстоянии 2-3 м от предполагаемых границ переходной зоны. При возможности между ВНК и нижними перфорационными отверстиями следует оставлять неперфорированными непроницаемые разделы.
Поинтервальное опробование скважины проводят следующим образом. Вначале перфорируют нижний из намеченных интервалов, вызывают приток флюида из пласта в скважину и после полной замены флюидом промывочной жидкости в скважине отбирают пробу. На основании этой пробы делают вывод о характере насыщения данного интервала. Затем перфорированный интервал изолируют путем установки цементного моста под давлением и производят опробование следующего интервала. Получение безводной нефти (газа) из интервала, охарактеризованного по геофизическим данным как нефтенасыщенный (газонасыщенный), указывает на то, что ВНК (ГВК) действительно находится ниже интервала перфорации. Получение пластовой воды из интервала, охарактеризованного по данным геофизики как водоносный интервал, подтверждает, что ВНК (ГВК) находится выше испытанного интервала.
Получение при опробовании интервала, охарактеризованного по геофизическим данным как чисто нефтенасыщенный (газонасыщенный), вместе с нефтью (газом) какого-то количества воды или только воды может быть связано либо с неправильной оценкой характера насыщения по геофизическим данным, либо с некачественным цементированием скважин. В таком случае следует критически оценить все имеющиеся данные и установить истинную причину расхождения.
Рис. 19. Схема поинтервального опробования скважин
Г, Н, П/3, В - интервалы разреза охарактеризованные по геофизическим данным соответственно как газонасыщенный нефтенасыщенный переходная зона от нефти к воде водонасыщенный- I, II, III, IV, V - последовательные интервалы опробования; 1 - пласты-коллекторы, 2 - непроницаемые разделы между пластами-коллекторами, 3 - интервалы перфорации, 4 - цементные стаканы устанавливаемые в стволе скважины после опробования каждого интервала
При опробовании переходной водонефтяной зоны из ее верхней части должна быть получена чистая нефть, из средней части - нефть с водой и из нижней - вода.
Поверхности ВНК, ГНК и ГВК могут представлять собой плоскости, горизонтальные или наклонные, но могут иметь и более сложную форму, находясь на отдельных участках залежи выше или ниже среднего положения. Форма контакта зависит от величины напора и направления движения пластовых вод, неоднородности продуктивных пластов и других факторов.
По залежам в малоактивных водонапорных системах, приуроченным к относительно однородным пластам, поверхности ГВК, ГНК и ВНК обычно представляют собой горизонтальную плоскость. Поверхность контакта в пределах залежи считается горизонтальной, если разность абсолютных отметок ее в отдельных точках (скважинах) не больше удвоенной средней квадратической погрешности определения. Для глубин залежей до 2000 м эта погрешность в среднем составляет ± 2,0 м.
При значительном напоре подземных вод поверхность контакта может быть наклонена в сторону области разгрузки. Наклон может достигать 5—10 м и более на крупных залежах с обширными водонефтяными зонами.
При значительной литологической изменчивости продуктивных пластов на участках с ухудшенной коллекторской характеристикой в результате повышенного действия капиллярных сил ВНК часто находится несколько выше. В результате поверхность ВНК приобретает усложненную форму.
Для обоснования положения ВНК по залежи строят схему (рис. 20) на основе комплексного обобщения имеющихся данных и опробования разведочными и первоочередными добывающими скважинами. Для этого подбирают скважины, дающие информацию о начальном положении контакта. Обычно это скважины, расположенные в водонефтяной (газонефтяной, газоводяной) части залежи, а также в продуктивной и водяной частях пласта в непосредственной близости от контакта. В соответствии с гипсометрическим положением изучаемой части разреза на схему наносят колонку каждой скважины с указанием на ней интервалов проницаемых пластов. На каждой колонке помещают информацию для обоснования положения ВНК: данные промысловой геофизики и исследования керна о характере насыщенности пород-коллекторов, интервалы перфорации, дату и результаты опробования перфорированных интервалов (дебит нефти, газа и воды; депрессия на пласт; положение искусственных забоев после изоляции опробованных интервалов).
Рис. 20. Пример схемы обоснования положения ВНК.
Терригенные пласты-коллекторы, выделенные по ГИС: 1 - нефтенасыщенные, 2 — водонасыщенные, 3 — с неопределенной насыщенностью; 4 — интервалы перфорации; 5 - “верхний известняк"; б - искусственный забой после опробования нижнего интервала; притоки: Н — нефти; В — воды
На основании нанесенной на схему информации проводят линию, отвечающую среднему положению контакта.
Если в отдельных скважинах данные о характере насыщенности пласта (прослоя) не соответствуют принимаемому по большинству скважин положению контакта, необходимо выяснить причины этого.
На рис. 20 линия, соответствующая наиболее вероятному положению ВНК, проходит по отметке -1490 м. В большинстве скважин выше этой отметки проницаемые пласты и прослои по геофизическим данным нефтенасыщены и из продуктивных интервалов получен приток нефти. Ниже этой отметки во всех скважинах, кроме скв. 2, пласты, по данным ГИС, водонасыщены. Несовпадение данных ГИС в скв. 2 с принятым положением ВНК связано с неточностью определения характера насыщения нижнего перфорированного пласта методами геофизики. Об этом свидетельствуют результаты опробования этой скважины. Получение вместе с нефтью 15 % воды указывает на то, что скв. 2 ВНК проходит в нижнем перфорированном интервале. Выше принимаемой отметки ВНК обводненная нефть получена в скв. 5. В данном случае это может быть связано с некачественным цементированием заколонного пространства. Аналогично обосновывают положение ГВК и ГНК.
При наклонном положении или сложной форме контакта для его пространственного изображения строят карту поверхности контакта в изолиниях. Для этого используют принятые по комплексу всех данных отметки контакта по каждой скважине.
Значения абсолютных отметок контакта в каждой скважине наносят на план расположения скважин и путем линейной интерполяции определяют положение изогипс поверхности контакта.
Линии пересечения ВНК, ГВК или ГНК с поверхностями пласта-коллектора являются контурами нефтеносности (газоносности), ограничивающими по площади размеры залежи и ее зон с равным характером нефтегазоводонасыщения.
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 водонефтяная (водогазовая, газонефтяная) часть.
Соответственно положение внешнего контура находят на карте верхней, а внутреннего — на карте нижней поверхности пласта.
При горизонтальном контакте на карте контур проводят по изогипсе, соответствующей гипсометрическому положению контакта или параллельно изогипсе с близким значением. При горизонтальном контакте линия контура не может пересекать изогипсы.
При наклонном положении контакта, если диапазон изменения его абсолютных отметок больше принятого сечения изогипс, линии контуров пересекают изогипсы карт поверхностей пласта. В этом случае положение контуров определяется с помощью метода схождения (рис. 21). Для этого совмещают карту поверхности пласта и карту поверхности контакта, построенные с одинаковым сечением изогипс. Линия контура проводится через точки пересечения одноименных изогипс.
В случаях, когда кровля и подошва продуктивного горизонта (пласта), выделенные по стратиграфическому признаку, совпадают с кровлей и подошвой продуктивных коллекторов, положения контуров определяют по структурным картам, построенным по этим синхроничным поверхностям.
Рис. 21. Примеры определения положения внешнего и внутреннего контуров нефтеносности при наклонном контакте нефть - вода (по М.А. Жданову).
Изогипсы, м: 1 — кровли продуктивного пласта, 2 — подошвы, 3 — поверхности ВНК; контуры нефтеносности, 4 - внешний, 5 - внутренний
Если продуктивный горизонт сложен прерывистыми, литологически изменчивыми пластами и его кровля (подошва), выделенная по стратиграфическому признаку, не совпадает на отдельных участках залежи с поверхностями продуктивных коллекторов, определение положения контуров по структурным картам недопустимо. Оно может привести к завышению площади нефтегазонасыщенности. Чтобы не допустить этого, положение контуров нужно определять по картам кровли поверхностей проницаемой части горизонта.
Рассмотрим, как определить положение внешнего контура нефтеносности, на примере объекта разработки, сложенного тремя пластами с разным характером прерывистости (рис. 22). ВНК длявсех трех пластов единый - горизонтальный на отметке -1202 м (залежь полностью подстилается водой). При таком строении горизонта сначала определяют положение контуров по каждому из пластов. Для этого выполняют следующее:
§ определяют на картах границы распространения коллекторов каждого пласта по площади (рис. 23), в пределах площадей распространения коллекторов проводят изо-гипсы верхней поверхности каждого пласта;
§ на карты поверхности коллекторов каждого пласта наносят линии внешних контуров, соответствующие абсолютной отметке -1202 м.
Рис. 22. Геологический профиль многопластовой залежи (к примеру, положения контура нефтеносности на рис. 43):
1 - верхняя граница залежи; коллекторы: 2 - нефтенасыщенные, 3 - водонасыщенные; а, б, в - индексы пластов
Затем определяют положение внешнего контура нефтеносности объекта разработки в целом. Для этого совмещают карты всех трех пластов (рис. 23).
Совмещенная карта выглядит следующим образом. Карта верхнего прерывистого пласта «a» на ней показана полностью в границах его залегания. В «просветах» пласта «a» (в зонах отсутствия его коллекторов) помещена видимая часть карты пласта “б”. В зоне отсутствия коллекторов и пластов «а» и «6» помещена видимая часть пласта «в». В результате получают в целом верхнюю границу залежи сложной формы, формируемую по фрагментам внешних контуров разных пластов и фрагментам границ распространения коллекторов этих пластов.
Начальное положение водонефтяного контакта показывают на детальном геологическом профиле. Ори многопластовом характере продуктивного горизонта положение ВНК (ГВК, ГНК) на профиле отражается лишь в пределах залегания пород-коллекторов.
Все рассмотренные ранее внешние границы залежей неподвижны. В отличие от них ВНК ГНК и ГВК в процессе разработки залежей могут перемещаться.
Рис. 23. Пример определения в многопластовом объекте разработки положения внешнего контура нефтеносности:
Рис. 23. Продолжение
В целом, как видно из изложенного, форма залежей определяется формой каждой из рассмотренных границ и характером линий их пересечения.
Соответственно выделяют залежи:
o повсеместно оконтуренные внешним контуром нефте- или газоносности;
o оконтуренные на разных участках внешним контуром и границей замещения (выклинивания) коллекторов;
o оконтуренные внешним контуром и линией дизъюнктивного нарушения.
Встречаются залежи, полностью расположенные в границах залегания коллекторов, приуроченные к блоку, со всех сторон ограниченному тектоническими нарушениями, а также залежи с участием всех четырех видов границ.
Характер поверхностей, ограничивающих залежь, во многом определяет степень связи залежи с законтурной областью и ее энергетические возможности.
Глава V
ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ И СВОЙСТВ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
Дата добавления: 2015-10-19; просмотров: 3276;