Изучение формы залежи

Глава IV

ИЗУЧЕНИЕ ФОРМЫ ЗАЛЕЖИ

§ 1. ЗАЛЕЖЬ, МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Залежь углеводородов — это скопление нефти, газа, конденсата и другах полезных сопутствующих компонентов в едином геологическом пространстве, ограниченном поверхностями разного типа и обладающем емкостнофильтрационными свойствами.

Залежь может быть приурочена к одному пласту-коллектору, двум-трем и более сообщающимся пластам-коллекторам геологического разреза или к большой толще пород-коллекторов месторождения. Количество залежей в разрезе месторождения может соответствовать количеству продуктивных пластов или быть меньше его.

Месторождение углеводородов — это одна или несколько залежей в геологическом разрезе, приуроченных территориально к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической структурой или с другим типом ловушки.

Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовым. Для промысловой геологии важное значение имеет расположение этих залежей относительно друг друга в плане и на площади. Они могут совпадать в плане, имея приблизительно равные размеры площадей. Залежь с большими размерами площади может сочетаться с наличием в других пластах (горизонтах) небольших залежей — единичных или нескольких. Ко всем пластам разного возраста могут быть приурочены небольшие залежи, не совпадающие в плане. Размер площади такого месторождения принимается по линии, оконтуривающей на поверхности расположение всех залежей.

При системно-структурном изучении многопластовое месторождение рассматривают в качестве высшего уровня иерархической системы, на котором эмерджентными свойствами являются количество залежей, их размеры, соотношение запасов нефти и газа, характер размещения в плане, различия в глубинах залегания и геолого-физических характеристиках. Этот уровень необходим для определения сравнительной ценности залежей, последовательности ввода их в разработку, выделения эксплуатационных объектов.

В изучении залежей большую роль играет моделирование внешней формы залежи. Форма определяется положением в пространстве различных геологических поверхностей, ограничивающих все породы (коллекторы и неколлекторы) продуктивного горизонта, включенные в общий объем залежи.

К числу таких поверхностей относятся:

кровля и подошва залежи — верхняя и нижняя структурные поверхности, отделяющие продуктивный горизонт от непроницаемых покрывающих и подстилающих пластов;

дизъюнктивные поверхности, обусловливающие смещение одновозрастных пород относительно друг друга;

поверхности, разделяющие породы-коллекторы и неколлекторы по границам, связанным со сменой литологического состава пород, со стратиграфическими несогласиями и др.;

поверхности, разделяющие части продуктивного горизонта с разным характером насыщения их флюидами, т.е. поверхности ВНК, ГВК и ГНК.

Пересекающиеся граничные поверхности образуют линии, проекции которых на карте являются границами залежи, — линии дизъюнктивных нарушений, границы распространения коллекторов, контуры нефтегазоносности.

Определение положения поверхностей и их пересечений, обусловливающих общий объем залежи (выполнение наблюдений, измерений, вычислений и графических построений), входит в общий объем процедуры геометризации залежи.

Ниже описаны пути определения названных границ по данным пробуренных скважин.

Большую помощь в этом могут оказывать материалы детальных сейсмических исследований.

§ 2. 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 Анастасиев-ско-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, б, 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 от-

Рис. 2. Примеры проведения верхней и иижией границ залежи и коллекторов в однопластовом продуктивном горизонте ( $), Аалежи в многопластовом продуктивном горизонте ( ), коллекторов в многопластовом п родуктивном горизонте (,).

Породы-коллекторы: 1 — нефте(газо)насыщенные; 2 — водонасыщенные; 3 — породы-неколлекторы; 4 — верхняя и нижняя границы залежи (а и б) и коллекторов (а и в)

носительно 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 вы -бирают 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 Л устья скважины; глубину L, на которой ствол скважины пересекает картируемую поверхность; удлинение AL ствола скважины за счет искривления.

Абсолютная отметка Н картируемой поверхности в точке наблюдения (рис. 3) определяется по формуле

Н = (Л + A L) - L.    (IV. 1)

Построение структурных карт представляет собой определение положения изогипс на плане (рис. 4). Применяют два способа построения карт:

способ треугольников, используемый при картировании

Рис. 3. Пример определения положения точки наблюдения на плане

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

Скв.1 2    Скв.З    Уровень

Рис. 4. Изображение глубинного рельефа с помощью изогипс:

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

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 = [(H_z - H,)/(H₂ -    (IV.2)

Рис. 5. Построение структурной карты методом треугольников:

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

где L_x — 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; 1_{1 2} — расстояние между скв. 1 и 2.

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, •).

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). Следовательно, строго придерживаясь линейной интерполяции, можно получить

Рис. 6. Пример линейной интерполяции с помощью масштабной сетки

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:

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

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.;

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

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

проведение изогипс следует выполнять плавно, без резких изгибов линий;

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 Л и В при линейной интерполяции фактическая кривая ЛВ (соответствующая картируемой поверхности) заменяется фиктивной прямой ЛВ, 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 ЛВ заменится ломаной ADMB, более близкой к кривой ЛВ. Чтобы ее охарактеризовать, нужно сгустить изолинии. Причем в верхней части кривой их следовало бы провести гуще (для отрезка МВ сечение равно BF), а в нижней — реже: отрезку AD 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

В

С

А

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

В

F

Е

С

А

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 — Л ₁ = Л + А₂ = В — В₁ = В + В₂. При этом замеренное значение абсолютной отметки может составить А ± m, B ± 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 m = А — А₁ = В — В₁ или m = А + А₂ = В + В₂ относительное превышение А одной точки наблюдения над другой будет соответствовать фактическому: А = (А + m) — (В + + m) = А - В.

а

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

а — профильный разрез; б — структурная карта

При погрешностях разного знака m = А — А₁ = В + В₂ разница между замеренными и фактическими значениями составит ± 2m: (А + m) — (В + m) = А + m — B + m = = А — B + 2m. Таким образом, если фактическая разность между двумя точками меньше или равна 2m, 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 2m (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)

/(n-1)

о

2(*-х )²

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

§ 3. ИЗУЧЕНИЕ ДИЗЪЮНКТИВНЫХ НАРУШЕНИЙ

В зависимости от характера смещения слоев и положения плоскости нарушения выделяются взбросы и сбросы. В условиях наклонной плоскости нарушения при взбросе приподнятое крыло располагается над плоскостью нарушения. Скважина, пересекшая взброс, вскрывает дважды одни и те же слои (рис. 10, I). При сбросе приподнятое крыло располагается под плоскостью нарушения, и в скважине, пересекающей сброс, выпадают все слои (рис. 10, II) или их часть.

На наличие разрывного нарушения с наклонным положением плоскости нарушения указывают наличие разрезов скважин с повторением или выпадением некоторых пластов, а также резкие перепады гипсометрических отметок кровли и подошвы пласта изучаемого горизонта на небольшом расстоянии.

Рис. 10. Элементы дизъюнктивных нарушений:

I — взброс; II — сброс: H_v Н₂ — высоты соответственно взброса и сброса; l_v l₂ — ширина перекрытия смесителя соответственно при взбросе и сбросе; части разреза: а, а₁ — повторяющиеся в скв. 1, б, б₁ — выпадающие в скв. 2

Плоскость нарушения может иметь и вертикальное положение. При этом с обеих его сторон может сохраняться нормальное залегание пластов без их повторения или выпадения. В таком случае прямым указанием на наличие нарушения служит резкое различие гипсометрических отметок одноименных пластов вблизи предполагаемой плоскости нарушения.

Трещины (разломы), по которым произошло смещение слоев, могут быть закрытыми или открытыми. В зависимости от этого и от соотношения толщины продуктивного пласта и амплитуды смещения нарушения делятся на проводящие и экранирующие. Проводящие нарушения обычно не нарушают целостности залежи. Экранирующие нарушения служат естественными границами залежей или расчленяют залежи на изолированные участки.

Нарушения относят к проводящим или экранирующим на основании сопоставления абсолютных отметок контактов между нефтью, газом и водой в разных блоках. Если в пределах соседних блоков ВНК, ГНК или ГВК единого горизонта находятся на разных гипсометрических отметках или при одинаковых отметках горизонт в одном блоке содержит нефть, а в другом — газ или воду, то разрывное нарушение является экранирующим. При единых гипсометрических отметках контактов в соседних блоках есть основания считать тектоническое нарушение проводящим.

Наличие или отсутствие связи между блоками можно выявить путем гидропрослушивания двух скважин, расположенных по разные стороны от нарушения. Если изменение режима работы в одной скважине вызовет изменение режима работы в другой, то нарушение относят к проводящему. При отсутствии взаимодействия скважин нарушение считают экранирующим.

Положение дизъюнктивных нарушений в плане, их форма, размеры и другие особенности выявляются с помощью структурных карт, построенных по способу профилей. Для этого составляется максимально возможное количество профилей по линиям, преимущественно перпендикулярным к направлению нарушений (рис. 11). На профилях выделяют кровлю или подошву продуктивного горизонта, т.е. поверхность, по которой будет строиться карта. В соответствии с принятым сечением изолиний на каждом профильном разрезе вычерчивается высотная сетка. Одна из линий сетки (на рис. 11 — с абсолютной отметкой — 500 м) принимается за базисную. На нее проектируются точки пересечения картируемой поверхности с разрывными нарушениями, а также с линиями сечения, точки перегиба картируемой поверхности. Проекции точек отмечаются разными знаками, и около них надписывается абсолютная отметка залегания картируемой поверхности в каждой точке.

На плане наносят линии профилей и на них переносят с базисных линий проекции точек и абсолютные отметки кровли (подошвы) пласта (рис. 12).

Построение структурной карты начинают с определения положения на плане следов пересечения тектонических нарушений с картируемой поверхностью. Для этого плавной линией соединяют проекции точек пересечения кровли (подошвы) с поверхностью нарушения. Затем штрихпунктирной линией, соединяя проекции точек перегибов картируемой поверхности, проводят тектонические оси структуры. И наконец, проводят изогипсы картируемой поверхности, соединяя плавными линиями одноименные абсолютные отметки.

Амплитуду нарушения определяют по разнице абсолютных отметок изогипс, примыкающих к нему с противоположных сторон.

Рис. 11. Основа для построения структурной карты по способу профилей (по М.А Жданову):

1 — профили; 2 — след пересечения поверхности нарушения плоскостью профиля; 3 — кровля (подошва) продуктивного горизонта на профиле; проекции: 4 — точек пересечения кровли продуктивного горизонта с линиями сечения; 5 — точек пересечения кровли продуктивного горизонта с поверхностью нарушения; 6 — точек перегиба кровли продуктивного горизонта

При наклонной поверхности нарушения положение дизъюнктивной границы на карте отображается двумя линиями, из которых одна соответствует границе приподнятого блока, а другая — границе опущенного. При сбросе соседние блоки на карте отдалены друг от друга, обе граничные линии как бы "видны” сверху, и поэтому на плане они изображаются сплошными линиями. Между ними картируемая поверхность отсутствует и изолинии не проводятся (на рис. 12 — левое нарушение и см. рис. 13, а). При взбросе смежные блоки частично совмещаются в плане, т.е. один блок надвинут на другой. Поэтому на структурной карте "видимая” сверху линия контакта поверхности взброса и картируемой поверхности приподнятого крыла изображается сплошной линией, а

Рис. 12. Структурная карта, построенная по способу профилей (по М.А Жданову):

1 — изогипсы кровли продуктивного горизонта, м; 2 — проекции следов пересечения кровли продуктивного горизонта с поверхностью нарушения; 3 — тектонические оси; 4 — линии профилей

Рис. 13. Принципиальная схема изображения на карте поднятий, осложненных сбросом ($) и взбросом ( •):

1 — изогипсы пласта, м; 2 — горизонтальные проекции следов пересечения кровли пласта с поверхностью нарушения; 3 — сб рос и взброс; 4 — линии профилей; a—f, 1—4, А, В — проекции точек, необходимых для построения карты

"невидимая” линия контакта опущенного крыла — пунктиром. В зоне перекрытия одного блока другим изогипсы картируемой поверхности приподнятого блока проводятся сплошными линиями, а опущенного — пунктирными (рис. 12 — правое нарушение и см. рис. 13, •).

При вертикальной поверхности нарушения положение дизъюнктивной границы на структурной карте отображается одной сплошной линией, в которую упираются изогипсы картируемой поверхности в смежных блоках.

Экранирующее дизъюнктивное нарушение, при котором в приподнятой части тектонической структуры горизонт соединяет нефть или газ, а в опущенной — воду, является одной из границ залежи.

Экранирующее дизъюнктивное нарушение в пределах тектонической структуры при разных отметках контактов нефти или газа с водой в соседних блоках может являться границей самостоятельных залежей.

§ 4. ИЗУЧЕНИЕ ГРАНИЦ ЗАЛЕЖЕЙ, СВЯЗАННЫХ С ФАЦИАЛЬНОЙ ИЗМЕНЧИВОСТЬЮ ПЛАСТОВ И СТРАТИГРАФИЧЕСКИМИ 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 фациаль-ного 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. На плане расположения скважин одним знаком отмечаются скважины, в которых пласт представлен проницаемыми породами, другим знаком — скважины с непроницаемыми породами. Линия замещения на площади между этими скважинами проводится условно либо строго на половине расстояния между ними, либо немного дальше от скважины, в которой отмечается большая толщина пласта, и несколько ближе к скважине с меньшей его толщиной.

Более точное положение линии замещения можно определить, если по достаточному количеству скважин можно установить градиент изменения толщины пласта-коллектора в направлении к линии замещения.

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.

Наличие выклинивания и размыва продуктивных отложений устанавливается по несогласному залеганию продуктивных и перекрывающих (подстилающих) отложений и выпадению из разрезов скважин продуктивного пласта.

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. Этот способ обычно применяют на стадии проектирования разработки по редкой сети разведочных скважин.

После разбуривания залежи эксплуатационными скважинами положение линии выклинивания можно уточнить по градиенту уменьшения толщины продуктивных отложений в направлении к линии выклинивания. Для этого используют карту общей толщины продуктивного горизонта в изолиниях, построенную по данным всех пробуренных скважин. Нулевая изопахита на этой карте соответствует линии выклинивания и считается границей залежи (или одного из ее пластов).

Положение линий выклинивания и размыва можно также уточнить путем построения серии профилей. Для этого перпендикулярно к уточняемой линии через пробуренные скважины проводится возможно большее число профилей. В каждый профиль должно быть включено несколько скважин, расположенных в зоне распространения продуктивного пласта и в зоне его отсутствия. На профилях проводят линии, соответствующие положению кровли и подошвы продуктивного пласта. Смыкание кровли подстилающих и подошвы перекрывающих пласт отложений отмечает точку, в которой линия выклинивания или размыва пересекает профиль. Эти точки переносят на карту и, соединив их, получают в плане линию выклинивания или размыва.

§ 5. ИЗУЧЕНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ В ЗАЛЕЖАХ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ

В пределах залежей насыщающие продуктивный пласт газ, нефть и вода располагаются по высоте в соответствии с действием гравитационных и молекулярноповерхностных сил. В результате действия гравитационных сил верхнюю часть залежи заполняет газ, имеющий минимальную плотность, ниже располагается нефть, а еще ниже — вода. Однако молекулярно-поверхностные силы препятствуют гравитационному распределению газа и жидкостей в пористой среде. Это проявляется в том, что в продуктивных пластах содержится определенное количество остаточной воды (см. § 4 главы V), а также в сложном распределении по разрезу газа, нефти и воды в приконтактных зонах пласта. На границе воды с нефтью вода, а на границе нефти с газом нефть под действием капиллярного давления в части капилляров поднимается выше уровня, соответствующего уровню гравитационного распределения.

Значение капиллярного подъема h определяется уравнением

^h = ^2ОВ.н^СОЙ0вн/[^Г!^⁽Рв ^- Рн⁾],    (Г^⁵⁾

где о_вн — поверхностное натяжение на границе раздела нефти и воды; 0_вн — краевой угол смачивания на той же границе; г, — радиус капиллярной трубки; g — ускорение свободного падения; р_в и р_н — плотность соответственно воды и нефти.

Исходя из (IV.5), можно отметить, что высота капиллярного подъема увеличивается:

при уменьшении радиуса капилляров;

при уменьшении разницы плотностей контактирующих фаз;

при уменьшении краевого угла смачивания;

при увеличении поверхностного натяжения на границе раздела двух фаз.

В результате четкие границы между газо-, нефте- и водонасыщенными частями пласта часто не образуются, и имеются так называемые переходные зоны. В пределах переходной зоны содержание нефти (газа) возрастает снизу вверх от нуля до предельного насыщения.

Толщина переходных зон на контакте нефть — вода в разных залежах меняется от нескольких сантиметров до десятков метров. Так, в верхнемеловых залежах Северного Кавказа на Эльдаровском, Брагунском, Малгобек-Вознесен-ском и других месторождениях, где нефтеносность связана с трещиноватыми известняками и плотность нефти мала, толщина переходной зоны не превышает нескольких сантиметров, а в Западной Сибири в залежах нефти, приуроченных к полимиктовым коллекторам, она достигает 12 — 15 м.

Переходные зоны от нефти к газу обычно имеют небольшую толщину.

На рис. 14 показано распределение газа, нефти и воды в условном продуктивном пласте с предельной нефтегазона-сыщенностью 80 %. Здесь по характеру насыщенности мож-

Рис. 14. Типичное размещение нефти, газа и воды в пласте (по М.И. Максимову):

I — газовая шапка; II — зона перехода от нефти к газу; III — нефтяная часть; IV — зона перехода от нефти к воде; V — водоносная зона. 1 — газ; 2 — нефть; 3 — вода

О 50    100

Водонасыщенность, %

но 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; I — 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).

На рис. 15 показано изменение по разрезу нефтеводо-насыщенности и капиллярного давления в реальном тер-ригенном коллекторе с высокими фильтрационно-емкостными свойствами (по данным исследования керна одного из месторождений Татарии). Из рисунка видно, что при капиллярном давлении, равном нулю, пористая среда полностью водонасыщена, т.е. коэффициент водонасыщенности к_в =    1. Несколько выше нулевого уровня капиллярного

давления четко выделяется уровень I, на котором в пористой среде появляется нефть (кривая 2). Выше уровня коэффициент нефтенасыщенности к_н возрастает вначале весьма интенсивно, затем все медленнее, пока не достигает значений, близких к предельному (0,86). Соответственно к_в выше уровня I уменьшается вначале • ыстро (кривая 1), затем медленнее, до значений, близких к минимальным (0,14). По значениям к_н, близким к максимальным, а к_в — близким к минимальным, с некоторой долей условности проводится уровень II. Уровень I соответствует подошве переходной зоны, а уровень II — ее кровле.

Рис. 15. Пример обоснования положения границ в переходной зоне.

Зависимости    коэффициен

тов: 1 — водонасыщенности к_в и 2 — нефтенасыщенности к_н от высоты над уровнем нулевого капиллярного давления р_к; 3 — относительной проницаемости к_про для нефти и 4    —    относительной

проницаемости к_про для воды от к_в и к_н; I — подошва переходной зоны; II — к ровля переходной зоны; III — у ро-вень появления подвижной нефти; IV — уровень перехода воды в неподвижное состояние; Н — расстояние до поверхности со 100 %-ным водонасыщением

Кривые 3, 4 на рис. 15 характеризуют зависимость фазовой проницаемости в 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 к_н нефть способна двигаться по пористой среде. Этому значению к_н соответствует уровень III, ниже которого в переходной зоне подвижной является только вода.

Выше уровня III в средней части переходной зоны подвижностью обладают как вода, так и нефть, причем постепенно фазовая проницаемость для нефти возрастает, а для воды снижается. По достижении определенного критического значения к_в фазовая проницаемость для воды становится равной нулю. Этому значению к_в соответствует уровень IV, вы -ше которого может перемещаться только нефть.

В настоящее время нет единого подхода к выбору поверхности, принимаемой за ВНК. В одних случаях за ВНК принимают уровень IV. Так проводят ВНК при изучении фо рмы залежей нефти в кварцевых коллекторах Урало-Поволжья, где толщина переходной зоны 5 —8 м. Расстояние между IV уровнем и подошвой переходной зоны здесь равно 1 — 1,4 м. Поэтому количество подвижной нефти ниже уровня IV невелико и его не учитывают в запасах.

В других случаях за ВНК принимают уровень III. Так проводят ВНК по залежам в полимиктовых коллекторах нефтяных месторождений Западной Сибири, где толщина переходной зоны достигает 10—15 м и более. Здесь толщина слоя между III и IV уровнем иногда 6—10 м и количество подвижной нефти в нем столь значительно, что пренебрегать им нельзя.

В некоторых случаях, когда толщина переходной зоны незначительна (до 1 — 1,5 м), за ВНК принимают наиболее четко фиксируемую на геофизических диаграммах поверхность, соответствующую I уровню, т.е. подошве переходной зоны.

Таким образом, на практике в качестве поверхности ВНК принимается одна из рассмотренных граничных поверхностей переходной зоны. Эту поверхность выбирают исходя из толщины переходной зоны в целом и отдельных ее частей.

Информацией о положении ВНК, ГНК, ГВК в каждой отдельной скважине служат данные керна, промысловой геофизики и опробования.

По керну установить положение контакта в скважине можно при незначительной толщине переходной зоны, полном выносе керна и четком фиксировании положения контакта в керне по внешним признакам.

Основную информацию о положении контактов получают методами промысловой геофизики. Нижняя граница переходной зоны обычно четко фиксируется резким скачкообразным уменьшением величины р_г на диаграммах электрометрии (рис. 16) и снижением показаний нейтронного гамма-метода. При необходимости дополнительно привлекаются данные нейтрон-нейтронных методов по тепловым нейтронам, импульсных методов, наведенной активности по натрию и хлору.

Таким образом, в случаях, когда толщина переходной зоны невелика (до 2 м) и в качестве ВНК принимают ее нижнюю границу, задача является наиболее простой. ГВК также четко фиксируется на диаграммах электрометрии. ГНК и ГВК уверенно выделяются на диаграммах НГК по резкому возрастанию интенсивности нейтронного гамма-излучения.

При большой толщине переходной зоны нахождение по-

Рис. 16. Определение положения ВНК по данным электрометрии и радиометрии при небольшой толщине переходной зоны (по Б.М. Орлинскому).

Коллекторы: 1 — предельно нефтенасыщенный, 2 — водонасыщенный; 3 — ВНК

ложения ВНК по данным ГИС осложняется, поскольку необходимо определять положение нижней и верхней границ переходной зоны и собственно ВНК. Верхняя граница переходной зоны проводится на диаграммах электрометрии (градиент-зонда) по максимуму КС (рис. 17). Выделение по данным электрометрии граничных поверхностей с фазовой проницаемостью для каждой фазы (нефти и воды), равной нулю, осуществляется путем установления соответствующих им критических значений сопротивления р_к._кр. Значение р_к._кр зависит от свойств коллектора, в частности от его пористости, и для каждой залежи обосновывается исходя из результатов поинтервального опробования водонефтяной зоны в скважинах с высоким качеством цементирования.

Зная величину р_к._кр и значения сопротивления на верхней

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

(р_к._в) и нижней (р_к._н) границах переходной зоны, найти положение ВНК можно путем линейной интерполяции, учитывая, что сопротивление в переходной зоне меняется прямолинейно (рис. 18);

%нк ^{— Q}i ^— К з[^(рк.кр ^рк.в )/(р_к.н - Рк,в).    (IV.6)

где с?_ВНК — глубина залегания ВНК; q — глубина нижней границы переходной зоны; h _пз — 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 р_к._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_н, удельного сопротивления р_К и электрической проводимости о в переходной зоне (по Б.М. Орлинскому). Коллекторы: 1 — предельно нефтенасыщенный, 2    —

переходной зоны, 3 — водонасыщенный; q — расстояние до поверЕкости 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 поин-тервальное опробование пластов в обсаженных скважинах (рис. 19). Для поинтервального опробования на основании имеющихся керновых и геофизических данных о газонефте-

Рис. 19. Схема поинтервального опробования разреза скважины.

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 оп р о-бования каждого интервала

водонасыщенности разреза намечают сравнительно небольшие по толщине интервалы:

в водоносной части пласта — непосредственно под предполагаемым ВНК или ГНК;

в переходной зоне от нефти (газа) к воде (при ее значительной толщине) — несколько последовательных интервалов:

в нефтяной части пласта — выше ВНК и ниже ГНК; 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.

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”; 6 — 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 нефтегазоводонасыще-ния.

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. П римерЫ 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 для всех 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 изогипсы верхней поверхности каждого пласта;

на карты поверхности коллекторов каждого пласта наносят линии внешних контуров, соответствующие абсолютной отметке — 1202 м.

-1160

-1180

-1200

-1220

-1240

ВНК

Рис. 22. Геологический профиль многопластовой залежи (к примеру определения положения контура нефтеносности на рис. 43):

1 — верхняя граница залежи; коллекторы: 2 — нефтенасыщенные, 3 — водонасыщенные; а, б, в — индексы пластов

-1260 Н, м

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 "а” на ней показана полностью в границах его залегания. В "просветах” пласта "а” (в зонах отсутствия его коллекторов) помещена видимая часть карты пласта "б”. В зоне отсутствия коллекторов и пластов "а” и "б” 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. При 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:

$ — пласт а; • — пласт б; , — пласт в; „ — объект разработки в целом. 1 — изогипсы кровли пластов-коллекторов, м; 2 — внешний контур нефтеносности; границы замещения коллекторов: 3 — пласта а, 4 — пласта б; 5 — линия профиля; 6 — скважины (в числителе — номер скважины, в знаменателе — абсолютная отметка, м); 7 — площадь залежи

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:

повсеместно оконтуренные внешним контуром нефте- или газоносности;

оконтуренные на разных участках внешним контуром и границей замещения (выклинивания) коллекторов;

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.

Изучение внутреннего строения залежей и свойств пород-коллекторов  »

Библиотека »