Построение карт эффективных нефтенасыщенных толщин и коллекторских свойств пласта

 


         Для
отображения изменения эффективной и нефтегазонасыщенной толщин продуктивных отложений строятся карты в изолиниях, называемые картами изопахит
(изопахиты
- линии равных значений толщины). Такие карты строятся при подсчете запасов
нефти, газа и при проектировании разработки залежи.  С целью изучения изменений емкостных и
фильтрационных свойств по площади и изменения характера насыщения продуктивного
пласта строятся карты в изолиниях, называемые картами пористости, проницаемости и нефтенасыщенности.


Карты эффективных  нефтенасыщенных
толщин
.


Карты эффективных  нефтенасыщенных
толщин могут строиться как для всего 
продуктивного пласта или горизонта (объекта разработки) в целом, так и
для отдельных составляющих их частей. 


При построении карт используются результаты выделения
пластов и горизонтов по материалам промыслово-геофизических исследований.  В практике чаще всего пласт не является
однородным по составу, а представлен переслаиванием пропластков пород-коллекторов и непроницаемых разностей
пород.


  Поэтому эффективная толщина
пласта (объекта разработки) является суммой толщин пропластков
пород-коллекторов. При этом одновременно определяют
как эффективную, так и нефтенасыщенную толщину
пласта. При построении карт около каждой скважины в виде дроби наносятся их
значения где в числителе указывается эффективная толщина пласта, а в
знаменателе эффективная нефтенасыщенная толщина.

При построении карты эффективных  нефтенасыщенных
толщин необходимо иметь ввиду, что область полного нефтенасыщения
пласта ограничена внутренним контуром нефтеносности  и в этой области около каждой скважины
значения толщин в числителе и знаменателе будут одинаковы.


В пределах водонефтяной зоны между внутренним и
внешним контуром  нефтенасыщенной является только часть пласта и в
указанных величинах толщин около скважины 
значение числителя будет больше знаменателя.


В скважинах пробуренных за внешним контуром
нефтеносности, в водонасыщенной зоне  около скважины дробью в числителе
буден стоять величина эффективной толщины пласта, а в знаменателе ноль.


В связи с этим для построения карты эффективных  нефтенасыщенных
толщин следует вначале составить карту эффективных толщин.  Метод по­строения карты такой же, как и
структурной кар­ты - линейная интерполяция.


В пределах внутреннего контура нефтеносности карта
эффективной толщины является одновременно и картой нефтенасыщенной
толщины в связи с тем, что эффективные толщины пласта являются все нефтенасыщенными. В пределах водонефтяной зоны проводятся
изолинии эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.
Изолинии проводят путем интерполяции между значениями точек пересечения
внутреннего контура нефтеносности с  изопахитами,
внешним контуром нефтеносности, где эффективная нефтенасыщенная
толщина равна нулю и с учетом данных скважин пробуренных в водонефтяной зоне.


В итоге получается карта эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, которая характеризует
изменения объема пород нефтенасыщенных коллекторов в
пределах всей залежи.


При построении карт для неоднородных пластов с сильной
фациальной изменчивостью пласта иногда имеют место участки с полным замещением
пласта-коллектора непроницаемыми разностями пород или с его выклиниванием. В
таких случаях границу выклинивания или замещения проводят по середине
расстояния между скважинами в разрезе которых присутствует и отсутствует пласт.
При интерполяции принято считать, что на границе выклинивания эффективная
толщина пласта равна нулю.    


Карты пористости и проницаемости пласта.


Карты пористости и проницаемости пласта могут
строиться как для всего 
продуктивного пласта или горизонта (объекта разработки) в целом,
так и для отдельных составляющих их частей. Чаще всего их построение ведётся на
стадии проектирования 
разработки залежи или в процессе контроля  за её разработкой.


На стадии разведки при построении карт исходными
данными являются результаты лабораторных определений открытой пористости и
проницаемости по керну из 
пласта,   полученному при
бурении поисковых и разведочных скважин.


Среднее значение пористости и проницаемости по каждой
скважине, в случае однородного пласта, устанавливается как среднее
арифметическое из всех лабораторных определений керна. В случае, когда пласт
состоит из нескольких  пропластков-коллекторов  разделенных непроницаемыми разностями пород,
то определение среднего значения пористости и проницаемости ведут в два этапа.
В начале  для
каждой скважины устанавливаются средние значения в каждом пропластке-коллекторе,
как в случае с однородным  пластом
(среднее арифметическое). Затем средние значения в целом для пласта определяют
с учетом эффективной толщины каждого из пропластков
по формуле:


 


                                           Кср. = ( K1h1 + K2h2 + Kn hn )
S


где: - Кср – среднее
значение коэффициента пористости или проницаемости по


        пласту;


        - K1, K2, Kn - среднее значение
коэффициента пористости или проницаемости


        по
каждому пропластку;


- h1,  h2,  hn  - эффективная толщина каждого из пропластков;


Sh  - сумма эффективных толщин пропластков.


При отсутствии керна, в разведочных скважинах по каким
либо причинам или  при
использовании  пробуренных
эксплуатационных скважин, средние значения пористости пласта определяются по
результатам интерпретации материалов геофизического исследования скважин (ГИС).
В случае неоднородного строения пласта среднее значение определяют по
вышеуказанной формуле.


Геофизические методы не позволяют определять коэффициент
проницаемости коллекторов, поэтому для этой цели используют зависимость между
коэффициентами пористости и проницаемости установленную по всем лабораторным
определениям керна данного пласта. Используя установленное по ГИС значение
коэффициента пористости и выше указанную зависимость, определяют значение
проницаемости каждого пропластка коллектора.  Расчет среднего значения коэффициента
проницаемости по пласту ведется, как и для коэффициента пористости.


Для построения карты пористости и карты проницаемости пласта  наносят места
пересечения стволов скважин с пластом. Затем около каждой скважины указывается
значение пористости или проницаемости. Метод по­строения карты такой же, как и
структурной кар­ты - линейная интерполяция.


Карты нефтенасыщенности
пласта.


Для построения  карты нефтенасыщенности
пласта используются значения коэффициента нефтенасыщенности
установленного по материалам ГИС. Методика определения среднего значения
коэффициента нефтенасыщенности идентична методике
определения среднего значения пористости.


Вначале для построения карты нефтенасыщенности  пласта 
наносят места пересечения стволов скважин с пластом. Затем около каждой
скважины указывается значение коэффициента нефтенасывщенности.



Метод по­строения карты такой же, как и структурной кар­ты - линейная интерполяция. Однако при этом необходимо учитывать
границу распространения залежи, которой является внешний контур нефтеносности.


На линии контура значение
коэффициента нефтенасыщенности равно значению нижнего
предела нефтенасыщенности в переходной зоне
насыщения. В нижней части переходной зоны фазовая
проницаемость коллекторов для нефти равна нулю, и лишь по достижении
определенного значения коэффициента нефтенасыщенности  нефть способна
двигаться по пористой среде.


Это значение коэффициента и является нижним
пределом коллектора по нефтенасыщенности (см. раздел
3.5, рис.25 курса лекций).


 


       
Выполнение ЗАДАНИЯ предусмотрено в разделе №7 «
Комплексная
самостоятельная работа по построению геологической
модели залежи нефти».


 


 


 

ищи здесь, есть все, ну или почти все