Методические рекомендации. Цель: Приобретение навыков по составлению карт изопахит продуктивного пласта нефтяного (газового) месторождения способом треугольников

Лабораторная работа 5

ПОСТРОЕНИЕ КАРТЫ ИЗОПАХИТ

Цель: Приобретение навыков по составлению карт изопахит продуктивного пласта нефтяного (газового) месторождения способом треугольников. Знакомство с задачами, решаемыми при построении и анализе карт ихопахит, освоение методических приёмов и порядка составления карт изопахит позволит сформировать компетенцию ПСК-3.2 - умение обрабатывать и интерпретировать вскрытые глубокими скважинами геологические разрезы.

Организационная форма занятия - разбор конкретных ситуаций

Вопросы для обсуждения:

1. Толщина продуктивных пластов.

2.. Карты толщин; назначение и условия применения.

3. Способы пересчета толщин пластов при составлении разрезов месторождения (площади).

4. Способы составления карт эффективных и эффективных нефте(газо)насыщенных толщин.

Методические рекомендации.

Толщина продуктивного пласта, определяемая как разница между глубинами залегания его кровли и подошвы в исследуемой скважине, является одним из наиболее информативных параметров при изучении макронеоднородности. Для выявления закономерностей изменения этого параметра по площади залежи строят карты изопахит.

Карта изопахит – графическое изображение изменения в плане толщины пласта посредством изопахит. Изопахита – линия, соединяющая точки с одинаковым значением толщины пласта.

Эти карты широко применяют при подсчете запасов и при проектировании разработки. Различают следующие виды карт изопахит:

1. Карты суммарной (общей) толщины пласта, характеризующие изменение суммарной толщины пласта (от кровли до подошвы) по площади залежи. При этом учитывают все прослои внутри пласта, как проницаемые, так и непроницаемые. Исходными данными для построения такой карты являются значения общей толщины пласта в каждой скважине.

Общая толщина (h_общ) – кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой пласта (рисунок 5.1), определяется по формуле

h_общ = H_кровли - H_{подошвы}, (5.1)

где H_кровли и H_{подошвы} - абсолютные отметки, соответственно, кровли и подошвы пласта в скважине.

2. Карты эффективной толщины пласта, характеризующие изменение толщины проницаемых интервалов. При расчленении единого пласта на отдельные пропластки, выклинивающиеся в различных направлениях, строят карты толщин каждого пропластка, после чего их совмещают.

Эффективная толщина (h_эф) - сумма толщин всех проницаемых прослоев. На рисунке 5.1 в скв. 1 эффективная толщина равна

h_эф = h₁ + h₂ + h_{3 .}

3. Карты эффективной нефте(газо)насыщенной толщины пласта, отражающие закономерности изменения суммарной толщины проницаемых пропластков, насыщенных нефтью (газом). Они применяются, в основном, при подсчете запасов углеводородов объемным методом.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта (h_н) в скв. 1 на рисунке 5.2 равна

h_н = h₁ + h₂.

4. Карты нулевой толщины применяют при выклинивании пропластков вверх по восстанию пласта с целью отображения нулевой изопахиты каждого пропластка. Построение таких карт может быть полезно при проектировании разработки залежей для обоснования мест заложения эксплуатационных скважин.

5. Зональные карты используют при изучении выдержанных пластов большой толщины, характеризующихся фациальной изменчивостью и расслаиванием на отдельные пропластки.

При определении толщины пласта в скважине необходимо учитывать ориентацию в пространстве линии замера, в зависимости от которой различают видимую (h_в) и истинную (h_ист) толщины (рисунок 5.1).

Истинная (или нормальная) толщина – это кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой.

Видимая толщина – это расстояние между кровлей и подошвой по линии замера, произвольно ориентированной в пространстве. На рисунке 5.1 показана видимая толщина пропластка А в скв. 3.

Частным случаем видимой толщины является вертикальная толщина (h_верт).

Вертикальная толщина – разница отметки кровли и подошвы, замеренная по вертикали. На рисунке 5.1 скв. 4 имеет вертикальный ствол, удлинение за счет искривления которого равно 0. В этом случае разница между абсолютными отметками точек вскрытия кровли и подошвы пропластка А является его вертикальной толщиной.

Таким образом, при бурении на основе комплекса ГИС определяют в основном видимую или вертикальную толщины, но в нефтегазовой геологии используют чаще карты истинных толщин.

Рисунок 5.1 - Виды толщин продуктивного пласта

В случае несовпадения линии искривления скважины (линии замера) и линии падения пласта истинная толщина определяется по формуле П.М. Леонтовского (5):

h_ист = h_в × (sin α × sin β × cos γ ± cos α × cos β), (5.2)

где h_ист – истинная толщина пласта, м;

h_в – видимая толщина пласта, замеренная по стволу скважины, м;

α – угол падения пласта, градусы;

β – угол искривления ствола скважины в интервале залегания пласта, градусы;

γ – угол косого сечения, равный углу между линией падения пласта и линией замера толщины, градусы.

В случае, если ствол скважины искривляется вниз по падению пласта, то применяет знак «плюс» (скв. 3 на рисунке 5.1), если вверх по восстанию пласта, то знак «минус» (скв. 2 на рисунке 5.2).

Если направление искривления скважины совпадает с направлением падения пласта, т.е γ = 0°, то истинную толщину находят по формуле:

h_ист = h_в × (cos α ± β) (5.3)

Если скважина искривляется по простиранию пород по простиранию пород, т.е. γ = 90°, то истинную толщину находят из формулы:

h_ист = h_в × cos α × cos β (5.4)

Угол падения пласта α и угол косого сечения γ определяют по структурной карте кровли пласта (практическая работа № 4 «Построение структурной карты методом треугольников») следующим образом.

На линии замера выбирают две произвольные точки с известными абсолютными отметками (предпочтительно точки пересечения линии замера с изогипсами) и находят превышение одной точки над другой ∆ H. Так, на рисунке 5.2 для скв. 3 первая точка соответствует отметке минус 980, вторая – минус 1000 м. Следовательно, величина ∆ H равна 20 м.

Затем замеряют расстояние между точками 1 и 2 – величину l. На карте она равна 2, 6 см, что в реальности (с учетом масштаба) составляет 260 м.

Рисунок 5.2 - Определение углов падения пласта и косого сечения