3.1 Построение карт изопахит
1. Определить координаты места положения скважин, принимая за Х положение на оси абсцисс; за Y – положение на оси ординат (свой вариант см. в приложении 1).
2. На лист миллиметровой бумаги нанести координаты скважин в масштабе 1: 10000. Под номером скважины указать значение общей мощности пласта (табл. 2). Карты строятся методом треугольника, с сечением линий 1 метр. Сетка скважин разбивается на треугольники путем соединения ближайших скважин. При этом не учитывается ни расстояние между скважинами, ни направление основных течений, ни диапазон изменения мощности. Карты изопахит необходимо построить по каждому пласту – Ю11, Ю12, Ю13 (рис. 18, 19).
3. Дать характеристику изменения мощности каждого пласта.
Пример:
Пласт Ю11
Средняя мощность пласта составляет 3 метра. Максимальные отметки мощности находятся на северо-восточном, восточном, центральном и северо-западном направлении в скв. № 2041 (5,6 м), № 2039 (5,2 м.), 2020 (3,8 м), 2016 (3,8 м.). Минимальная отметка мощности в скважине № 2002 – 1,2 м., которая находится в западной части площади.
Пласт Ю12
Средняя мощность пласта составляет 6,6 метра. Наблюдаются значительные изменения в скв. № 2002. Если район этой скважины в пласте Ю11 имел мощность всего 1,2 м., то в данном случае мощность возросла до 7 м. Максимальная мощность накопления осадков сосредоточилась на юго-западе в скв. № 2047, 2024 с мощностью 14 м. Низкие мощности наблюдаются на севере, северо-западе и северо-востоке в скважинах № 2016, 2043, 2076 с мощностью 4 м. Самые низкие отметки находятся в центральной части участка месторождения в скв. 2020 с мощностью 3,8 м. и на юге в скв. 2036 с мощностью 3,4 м.
Пласт Ю13 по аналогии
3.2 Построение карт распространения коллекторов (αПс)
1. Перед тем, как строить карты, необходимо определить максимальное значение αПС на каротажных диаграммах. Значения занести в таблицу 4. При этом если в пласте 2 и более пропластка, то αПС брать по максимальному значению.
2. Карты строить на миллиметровой бумаге, по аналогии с картами изопахит. Под номером скважины указать значение предела αПС. Карты построить по каждому пласту – Ю11, Ю12, Ю13.(рис.20, 21 ).
3. Провести сопоставление зон повышенной песчанистости и мощности заданного пласта; установить взаимосвязь этих параметров по пластам и по всему участку в целом.
Карты распространения коллекторов в дальнейшем будут использоваться для вычисления коэффициента литологической выдержанности Кл.в.
Таблица 4
-
№ скв
значения αПС по пластам
Ю11
Ю12
Ю13
2016
0,5
0,1
0,6
2043
0,8
0,6
0,5
2076
0,5
0,7
0,4
2041
0,4
0,2
0,3
2002
0,2
1
0,1
Пример
В пласте Ю11 – в районе скважин 2043, 2020 и 2047 при средней мощности пласта 3 м. наблюдается зона высокой песчанистости (αПС 0,8). В скважине 2039 при максимальной мощности 5,2 м. также высокие значения αПС – 0,7.Уменьшение песчанистости наблюдается в районе скв. 2002.
В целом по участку (по классификации А.А. Ханина) преобладают коллекторы I – IV класса.
В пласте Ю12 в скв. 2002 с увеличением мощности пласта наблюдается увеличение значений песчанистости по сравнению с пластом Ю11, где коллектор отсутствовал. В скв. 2047 при значительном увеличением мощности сохраняются высокие значения песчанистости.
В скважинах 2024, 2041, 2016 преобладают глины, алевролито-глинистые породы, что по А.А. Ханину классифицируются как непроницаемые коллекторы. Среднее значение αПС по участку – 0,58.
Задание 4. Расчет коэффициентов, характеризующих неоднородность продуктивных пластов
Первые характеристики геологической неоднородности были получены в основном для объектов разработки III иерархического уровня. К ним относятся: коэффициент песчанистости Кпес, коэффициент расчлененности Красчл, коэффициент слияния (литологической связанности) Ксл , коэффициент литологической выдержанности Кл.в..