9.3 Построение карт толщин.

Существуют следующие виды карт толщин:

1. карты общих толщин ( изопахит). Общей мощностью пласта наз. его толщина, вскрытая от кровли до подошвы, включая все плотные непроницаемые пропластки, строится методом треугольников.

2. карты эффективных толщин. Эффективной толщиной наз. толщина пласта от кровли и до подошвы, за вычетом всех плотных непрницаемых пропластков. По скважинам определяется значение эффективной мощности и строится методом треугольников.

3. карты эффективных нефте/газонасыщенных толщин. часть пласта от кровли и до поверхности ВНК или ГВК за вычетом всех плотных непроницаемых пропластков

В пределах внутреннего контура нефтеносности вся эффективная мощность будет равняться 100%, в пределах ВНЗ от 0 до 100.

Строим положение внешних и внутренних контуров нефтеносности, накладываем карту эффективных толщин, интерполируем и строим карту эффективных нефтенасыщенных толщин. Путем взвешивания по площади определяем значение н/г нас. толщины, которая используется для подсчета запасов, для проектирования разработки.

Для построения карт толщин весьма неоднородных пластов существует 4 способа:

1.Линейная интерполяция на 0

2. интерполяция на середину расстояния между скважинами

3.с учетом закономерностей изменения эфф. мощности по площади залежи

4.С учетом кондиционных значений соотв. параметров

Методика построения карт эффективных толщин весьма неоднородных продуктивных пластов заключается в следующем: Строится карта 1-го и 2-го пропластка и накладываются одна на другую( совмещаются участки зон отсутствия коллекторов) На остальной части находят пересечение изопахит, точки пересечения - суммарная эффект. толщина. Дальше накладывается карта 3-го пропластка и т.д суммарная карта будет максимально отображать распределение эфф. толщин в пределах данного пласта.

9.4 Определение кондиционных пределов продуктивных пластов.

Кондиционные – это нижние значения пористости. проницаемости, эффективной толщины при которых получают промышленные притоки нефти и газа.

Основными параметрами, позволяющими оценить кондиционные свойства пласта является продуктивность и удельная продуктивность. Анализ данных для оценки кондиционных пределов начинается с исследования первых разведочных скважин по объекту разработки. Одновременно с установлением продуктивности пласта определяются его толщина, проницаемость, пористость и такие характеристики, как альфа СП, параметр, характеризующий глинистость пласта ( по гамма каротажу), отношение показаний микро-потенциал зонда и микро-градиент зонда ( чем больше это отношение, тем лучше пласт-коллектор)

Сначала проводится опробование в скважинах и определяется влияние того/иного коллектора на продуктивность скважины

К прод.уд.= Кпрод/Нэф

Устанавливается зависимость между коэффициентом продуктивности и коэффициентом проницаемости, а затем зависимость между логарифмом проницаемости и пористостью.

Для добывающих скважин устанавливается зависимость между коэфф. прод. и альфа СП, а затем между альфа СП и Кпр

Р=Нэф*Lсп Нконд=Нэф*Lсп

альфа ПС – отношение зн-ий Пс изучаемого пласта к зн-ям ПС опрного пласта