2.Задание 1. Изучение геометрии залежи

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОСВЕННОЙ ИНФОРМАЦИИ

2.1 Цель работы

Освоить набор карт и линий, описывающих геометрию залежи, а также минимальные и расширенные наборы данных, необходимые для её решения. Научиться строить модель геометрии залежи средствами пакета Isoline. Овладеть навыками понимания геометрии геологического тела на основе карт и линий. Овладеть навыками понимания точности геологической модели в зависимости от вида и объёма исходных данных.

2.2 Основные теоретические положения

Практика геологоразведочных работ и разработка залежей показывают, что в процессе изучения месторождений, цифры запасов нефти и газа существенно изменяются. Установлено, что колебания их обусловлены уточнением одного из основных параметров залежи – объема пород, насыщенных УВ. Ошибки в представлении об условиях залегания нефти и газа приводят к необоснованным капиталовложениям, к потере эксплуатационных скважин, нерациональному их размещению /6/.

Задачей геометризации залежи является изучение и цифровое моделирование геометрических элементов залежи. На современном этапе развития нефтегазовой геологии геометризация залежей имеет первостепенное значение. Результаты построений используются при прогнозных и перспективных оценках территорий, служат основой оценки запасов высоких промышленных категорий, обуславливают схему размещения эксплуатационных скважин, значимо влияют на эффективность разработки месторождений.

Поверхности, ограничивающие резервуар в кровле и подошве продуктивных отложений, в значительной мере определяют геометрию ловушки для скопления нефти и газа. Ниже приведены основные принципы геометризации залежей нефти и газа:

1. Особенности геометризации поверхностей ловушки в значительной мере обусловлены морфологическими и генетическими признаками ловушек.

2. В пластовой ловушке поверхности кровли и подошвы не пересекаются, как бы мала ни была толщина отложений, разделяющих их. Соответственно не пересекаются и не сливаются одноименные изолинии в проекции на горизонтальную поверхность. Изолинии кровли всегда обрамляют одноименные изолинии подошвы резервуара.

3. Структурные карты литологических ловушек строятся с учетом данных скважин, расположенных за пределами коллектора. На границе выклинивания поверхности кровли и подошвы, а также соответствующие им изолинии сливаются. Особенности построения литологических ловушек зависят от принятой модели выклинивания пород: к кровле, подошве или средней части пласта.

4. Структурные карты резервуара, представленного комплексом проницаемых пропластков, необходимо составлять из фрагментов структурных карт отдельных пропластков-коллекторов, спроектированных на горизонтальную плоскость, учитывая при этом гипсометрическую разность положения их вдоль линии выклинивания. Составление модели единой сглаженной поверхности резервуара приводит к значительным погрешностям в определении продуктивного объема и запасов залежи.

5. Стратиграфические ловушки в отличие от других типов резервуаров дополнительно ограничиваются поверхностью трансгрессивного среза или нарушения. Поэтому изолинии кровли и подошвы пласта на структурных картах не разобщены, как в пластовых резервуарах, не сливаются, как в литологических ловушках, а продолжаются в пределах третьей ограничивающей ловушку поверхности.

6. Поверхность несогласия, ограничивающая стратиграфическую ловушку продуктивного пласта, является частью региональной поверхности несогласия. В связи с этим при геометризации поверхности трансгрессивного среза или нарушения с целью решения промысловых задач необходимо использовать данные о геологическом строении района и месторождения.

7. При условном разделении сложного резервуара на составляющие элементы необходимо, чтобы сумма толщин различных пропластков соответствовала суммарной толщине резервуара. Изолинии поверхности раздела в зонах слияния коллекторов одинаковы для смежных пропластков.

При геометризации продуктивных объемов залежей необходимо установить границу раздела продуктивных отложений по характеру их насыщения. Под этой границей подразумевается поверхность контакта (раздела) нефти, газа и воды и продолжение этой поверхности в пространстве. Карта поверхности контакта позволяет установить форму и наклон поверхности, ограничивающей залежь нефти и газа. Эти карты необходимы для построения контуров нефтегазоносности, определения гипсометрии контакта в любой точке продуктивного поля, для расчета эффективных нефтегазонасыщенных толщин и определения продуктивного объема залежи.

Методика построения карты поверхности контакта основана на совокупности гипсометрических отметок контакта по скважинам с последующей интерполяцией и экстраполяцией этих значений. Внешний и внутренний контуры нефтеносности располагаются в одной плоскости и представляют собой пересечение поверхности контакта со структурными картами кровли и подошвы пласта-коллектора.

Для обоснования положения межфлюидальных контактов (ГНК, ВНК, ГВК) и контуров залежей по скважинам, вскрывшим пласт, составляется схема обоснования флюидальных контактов (ГНК, ВНК, ГВК), иногда ее также называют схемой опробования. В практике геологоразведочных работ (ГРР) и подсчета запасов на схеме приводятся прямая информация о нефтегазонасыщенности пласта, полученная при испытании его в процессе бурения (в открытом стволе) и колонне, а также результаты интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС).

Согласно существующим методическим рекомендациям /12/ для построения схемы обоснования флюидальных контактов выбирают скважины, несущие информацию о положении ГНК, ВНК или ГВК. Это скважины, расположенные в газонефтяной, газонефтеводяной, газоводяной и водонефтяной зонах, в которых положение контакта можно определить по данным ГИС и опробования скважин. Могут быть использованы скважины из чисто газовой, нефтяной и водяной зон, в которых, соответственно, подошва пласта и кровля пласта находятся в непосредственной близости от поверхности флюидального контакта.

На схему наносят колонки разрезов скважин в соответствии с их гипсометрическим положением, т. е. построение схемы обоснования флюидальных контактов осуществляется в абсолютных отметках. В колонках указывают результаты интерпретации данных ГИС (коллектор-неколлектор, характер насыщенности пласта), интервалы перфорации и результаты испытания и опробования скважин.

На основании, приведенной на схеме, информации выбирают и проводят линию, наиболее полно отвечающую принятому положению флюидального контакта (ВНК, ГВК). Выше этой линии пласт по данным интерпретации ГИС должен быть нефте- или газонасыщенным, и при опробовании из этого интервала должен быть получен однофазный приток нефти или газа, или приток нефти (газа) с водой, а ниже – водонасыщенным, а при испытании получен однофазный приток воды.

В практике ГРР и подсчета запасов линию поверхности флюидального контакта на схеме обычно проводят по подошве последнего нефтенасыщенного (газонасыщенного) интервала, или по кровле первого водонасыщенного интервала, или по середине расстояния между последним нефтенасыщенным (газонасыщенным) интервалом и первым водонасыщенным.

Основные принципы построения поверхности контактов и контуров нефтегазоносности:

1. Продуктивные отложения, к которым приурочены залежи, характеризуются наличием переходной зоны, в пределах которой свободные нефть и газ, газ и вода, нефть и вода находятся во взаимовзвешанном состоянии. Выше этой зоны пласт содержит нефть или газ, ниже – пластовую воду.

2. Толщина переходной зоны зависит от коллекторских свойств пород и физико-химических свойств флюидов, насыщающих пласт.

3. Если толщина переходной зоны определяется по комплексу промыслово-геофизических данных, то по ней следует оценивать запасы нефти и газа отдельно от основной залежи.

4. Если толщина переходной зоны мала, контакты газ-нефть, нефть-вода, газ-вода моделируются как поверхность, выше которой пласт нефтегазонасыщен, ниже - водонасыщен.

5. В сложных геологических условиях больших глубин залегания продуктивных отложений геометризация поверхностей контактов и контуров нефтегазоносности проводится по данным опробования и эксплуатации скважин с использованием результатов комплексной обработки промыслово-геофизических исследований. При построении контуров нефтегазоносности залежей можно использовать данные о гидродинамической обстановке продуктивных отложений, используя карты гидроизопьез (пьезоизогипс – линий на карте (плане), соединяющих точки одинаковых напоров напорных вод над условной нулевой поверхностью), построенные по данным замеров статистических уровней в законтурных скважинах. Известно, что гидродинамические условия продуктивных отложений оказывают влияние на пространственное размещение залежей. В частности, установлено, что залежи газа, как правило, смещены в сторону падения напоров.

6. Для нефтегазовых залежей с оторочкой неполного периметра необходимо использовать равенство гипсометрических отметок двух поверхностей, ограничивающих оторочку, которые сливаются на границе распространения оторочки. Этот дополнительный признак позволяет повысить точность оценки пространственного размещения нефти, газа и воды в таких залежах.