Файл: Сборник методических указаний для студентов по выполнению практических работ по учебной дисциплинеГеология программы подготовки специалистов среднего звена.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 23.11.2023
Просмотров: 143
Скачиваний: 5
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
40
Практическая работа №3
1 2 3 4 5 6
Тема: «Определение коэффициента пористости и проницаемости пород – коллекторов»
Цель: углубление и закрепление полученных теоретических знаний по изучению методик определения коллекторских свойств пород коллекторов.
Порядок выполнения работы:
1. Изучение теоретических представлений о коэффициенте пористости и проницаемости.
2. Изучение методик и формул для расчета основных фильтрационно–
емкостных свойств пород–коллекторов.
3. Решение задач для закрепления материала.
Краткие теоретические сведения по рассматриваемой проблеме:
1. Теоретическая часть.
Породы коллекторы и неколлекторы.
Одной из важнейших задач на стадии разведки и подготовке к разработке залежи является изучение внутреннего строения залежи нефти или газа.
Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого–
физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или
газа в ее пустотном пространстве. Порода–коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.
Породы с такими геолого–физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невозможно, называются неколлекторами.
Внутреннее строение залежи определяется различным размещением неколлекторов и коллекторов, а также коллекторов с разными геолого–физическими свойствами как в разрезе, так и по площади залежи.
Соответственно емкостные свойства породы определяются ее пустотностью, которая слагается из объема пор, трещин и каверн.
По времени образования выделяются первичные пустоты и вторичные. Первичные
пустоты формируются в процессе седиментогенеза и диагенеза, то есть одновременно с
образованием самой осадочной породы, а вторичные образуются в уже сформировавшихся
КАВЕРН
ТРЕЩ
ПОР
ПУСТ
V
V
V
V
41
породах.
Первичная пустотность присуща всем без исключения осадочным породам, в которых встречаются скопления нефти и газа – это прежде всего межзерновые поры, пространства между крупными остатками раковин и т.п. К вторичным пустотам относятся поры каверны и трещины, образовавшиеся в процессе доломитизации известняков и выщелачивания породы циркулирующими водами, а также трещины возникшие в результате тектонических движений.
На рисунке 1 показаны некоторые типы пустот встречающиеся в породах.
а – хорошо отсортированная порода с высокой пористостью;
б – плохо отсортированная порода с низкой пористостью;
в – хорошо отсортированная пористая порода;
г – хорошо отсортированная порода, пористость которой уменьшена в результате отложения минерального вещества в пустотах между зернами;
д – порода, ставшая пористой благодаря растворению;
е – порода, ставшая коллектором благодаря трещиноватости.
Рисунок 1 – Различные типы пустот в породе
Пористость и строение порового пространства
Выделяют полную, которую часто называют общей или абсолютной, открытую, эффективную и динамическую пористость.
Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные
(замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Коэффициентом полной пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому его объему:
%
V
V
m
ОБРАЗЦА
ПОР
П
100
42
Открытая пористость образуется сообщающимися порами. Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор к видимому объему образца:
Эффективная учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью.
Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости, который измеряется в долях или процентах от объема породы.
Пористость породы в большой степени зависит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, которые в свою очередь определяются гранулометрическим составом слагающих породу частиц и степенью их сцементированности.
При решении задач нефтегазопромысловой геологии используется коэффициент открытой пористости который определяется как по образцам в лаборатории, так и по данным геофизических исследований скважин.
Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах – от нескольких процентов до 35 %. По большинству залежей она составляет в среднем 12 – 25 %.
В гранулярных коллекторах большое влияние на пористость оказывает взаимное расположение зерен. Данное число можно считать теоретически возможным максимумом пористости для терригенных пород. При более плотной укладке идеального грунта (Рисунок
2) пористость будет составлять всего 25,9 %.
Рисунок 2 – Примеры идеальной упаковки зерен: кубическая (К
п
= 45%); ромбическая (К
п
= 25%)
Фильтрационные свойства пород–коллекторов.
%
V
V
m
ОБРАЗЦА
ПОР
СООБЩ
О
100
%
V
V
m
ОБРАЗЦА
ФИЛЬТР
ПОР
ЭФ
100
.п
о
k
43
Проницаемость. Важнейшим свойством пород–коллекторов является их способность к фильтрации, т.е. к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления.
Способность пород–коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется
проницаемостью.
Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к неколлекторам.
В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород–коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. однофазовая фильтрация. При других обстоятельствах может происходить двух– или трехфазовая фильтрация – совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды.
Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку.
К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией.
Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону
Дарси. Согласно которому объемный расход жидкости, проходящий сквозь породу при
ламинарном движении прямо пропорционально коэффициенту проницаемости,
площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления, и обратно
пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного пути.
где – объемный расход жидкости в м
3
/с;
– коэффициент проницаемости в м
2
;
F
– площадь поперечного сечения в м
2
;
– вязкость флюида в Па
с;
– длина пути в см;
– перепад давления в Па.
Единица
коэффициента
проницаемости называемая
дарси,
отвечает
проницаемости такой горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1см
2
,
при перепаде давления в 1ат на протяжении 1 см в 1 сек проходит 1 см
3
жидкости,
вязкость
которой
1 сп.
L
P
P
F
k
Q
ПР
)
(
2 1
Q
ПР
k
L
)
(
2 1
P
P
44
Проницаемость пород, служащих коллекторами для нефти, обычно выражают в
миллидарси или мкм
2
10
–3
Физический смысл размерности
(площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация.
В разных условиях фильтрации проницаемость породы–коллектора для каждой фазы будет существенно иной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.
Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико–химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости и зависит только от физических свойств породы.
Эффективной (фазовая) называется проницаемость пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз, от их соотношения между собой и от их физико–
химических свойств.
Относительной
проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.
Проницаемость горных пород зависит от следующих основных причин: от размера поперечного сечения пор; от формы пор; от характера сообщения между порами; от трещиноватости породы; от минералогического состава пород.
Нефте–,
газо–,
водонасыщенность
пород–коллекторов.
Полагают, что нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты первоначально были полностью насыщены водой. При образовании залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части пластов, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора.
ПР
k
ПР
k
.ЭФ
ПР
k
45
Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно–связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно–связанном состоянии в непроточной части пустот. Для разработки залежи интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве.
Коэффициентом нефтенасыщенности
(газонасыщенности
)называется
отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к
суммарному объему пустотного пространства.
Коэффициентом водонасыщенности
коллектора, содержащего нефть или газ,
называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном
пространстве, к суммарному объему открытых пустот.
Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями: для нефтенасыщенного коллектора –
; для газонасыщенного коллектора –
; для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды еще и остаточную нефть –
Изучение водонасыщенности имеет большое значение не только для количественной оценки нефтегазонасыщенности. Важно выяснить и качественную роль водонасыщенности.
Содержание в породах–коллекторах остаточной воды и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей.
В зависимости от условий формирования залежей, характеристики пород–
коллекторов, их емкостного объема и фильтрационных свойств и других параметров, значение начальной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов находится в пределах 97 –
50 % при соответствующей начальной водонасыщенности 3 – 50 %.
2. Практическая часть
Задача 1.
Определить коэффициент общей пористости образца породы, если известен общий объем и объем зерен. Данные для расчета принять из таблицы 1.
Решение:
1) Определяем коэффициент общей пористости по формуле:
H
K
Г
K
B
K
1
B
H
K
K
1
B
Г
K
K
1
B
H
Г
K
K
К
46 100%
обр
V
пор
V
обр
V
m
где V
обр
– объем образца породы, см
3
;
V
пор
– объем пор в породе, см
3 2) Сделать вывод о степени проницаемости породы – коллектора.
Таблица 3.1
Вариант
Параметры
V
обр
V
пор
1 3,56 2,29 2
5,28 4,98 3
15,32 13,57 4
11,65 10,12 5
32,2 31,34 6
14,36 13,8 7
6,24 4,98 8
7,46 6,23 9
4,39 3,58 10 15,36 14,54 11 16,32 15,69 12 9,65 8,1 13 7,37 6,1 14 24,26 22,34 15 34,65 33,14 16 6,27 5,12 17 7,61 6,35 18 9,46 8,52 19 25,34 24,1 20 31,56 30,89 21 6,35 5,69 22 5,36 5,1 23 8,74 7,99 24 9,53 8,75 25 6,35 5,96 26 4,68 4,12 27 6,48 5,97
47
Вариант
Параметры
V
обр
V
пор
28 12,54 11,95 29 8,78 8,21 30 9,65 8,93
Задача 2.
Определить коэффициент абсолютной проницаемости породы, пропуская воздух через образец в течении 180 секунд.
Решение:
1) Определяем коэффициент абсолютной проницаемости по формуле:
)
(м
;
t
P
P
F
V
P
l
μ
2
к
2 2
2 2
1
в
2
пр
где l – длина образца, м;
μ – вязкость воздуха, Па·с;
F – площадь поперечного сечения образца, м
2
;
V
в
– объем воздуха, переместившегося через образец, м
3
; t – время продувки, с;
Р
1
, Р
2
– давление на торцах образца, Па.
2) Написать вывод.
Данные для расчета взять из таблицы 2.
Таблица 3.2
Вариант
Параметры
Длина,
l, м
Диаметр,
d, м
Давление
Вязкость
воздуха
μ, мПа·с
Объем
воздуха
V
в
, м
3
Р
1
, Па
Р
2
, Па
1 0,03 0,025 1,4·10 5
1,0·10 5
0,018 0,0036 2
0,13 0,056 1,6·10 5
1,1·10 5
0,026 0,006 3
0,06 0,062 2,4·10 5
2,1·10 5
0,034 0,0047 4
0,07 0,050 1,6·10 5
1,2·10 5
0,036 0,0064 5
0,04 0,025 1,8·10 5
1,5·10 5
0,042 0,0044 6
0,03 0,030 2,2·10 5
1,8·10 5
0,050 0,0042 7
0,05 0,0025 1,4·10 5
1,1·10 5
0,022 0,0066 8
0,07 0,0026 1,9·10 5
1,6·10 5
0,038 0,0052 9
0,087 0,0025 3,4·10 5
2,9·10 5
0,026 0,0048 10 0,09 0,0045 1,8·10 5
1,3·10 5
0,020 0,0029
48 11 0,06 0,0028 1,4·10 5
0,9·10 5
0,019 0,0026 12 0,051 0,0031 1,7·10 5
1,2·10 5
0,024 0,0033 13 0,04 0,022 1,6·10 5
1,35·10 5
0,013 0,0062 14 0,064 0,051 1,1·10 5
0,9·10 5
0,014 0,0042 15 0,06 0,023 2,5·10 5
1,9·10 5
0,017 0,0062
Задача 3.
Определить удельную поверхность породы использовав для решения значения выше решенных задач.
Решение:
1) Определяем удельную поверхность породы по формуле:
3 2
пр уд
/м м
k m
m
C
F
где С – коэффициент, зависящий от разнородности частиц песка (принимается равным
0,353).
49
Таблица 3.3
Классификация песчано–алевритовых коллекторских пород по пористости и проницаемости (по А.А. Ханину, 1973)
Класс коллектора
Название породы
Эффективная пористость, %
Проницаемость, мкм
2
I–очень высокий
Песчаник среднезернистый
>16,5
≥1
Песчаник мелкозернистый
>20,0
Алевролит крупнозернистый
>23,5
Алевролит мелкозернистый
>29,0
II–высокий
Песчаник среднезернистый
15–16,5 0,5–1,0
Песчаник мелкозернистый
18–19,0
Алевролит крупнозернистый
21,5–23,5
Алевролит мелкозернистый
26,5–29,0
III–средний
Песчаник среднезернистый
11–15 0,1–0,5
Песчаник мелкозернистый
14–18
Алевролит крупнозернистый
16,8–21,5
Алевролит мелкозернистый
20,5–26,5
IV–средний
Песчаник среднезернистый
5,8–11 0,01–0,1
Песчаник мелкозернистый
8–14
Алевролит крупнозернистый
10–16,8
Алевролит мелкозернистый
12–20,5
V–низкий
Песчаник среднезернистый
0,5–5,8 0,001–0,01
Песчаник мелкозернистый
2–8
Алевролит крупнозернистый
3,3–10
Алевролит мелкозернистый
3,6–12
VI–очень низкий, непромышленный.
Песчаник среднезернистый
<0.5
<0.001
Песчаник мелкозернистый
<2
Алевролит крупнозернистый
<3.3
Алевролит мелкозернистый
<3.6
50
Контрольные вопросы к практической работе №3
1. Что понимают под коллектором нефти и газа?
2. Охарактеризуйте виды коллекторов и их особенности.
3. Перечислите и охарактеризуйте основные коллекторские свойства пород–
коллекторов.
4. Что понимают под пористостью горных пород, какими показателями она характеризуется и понимается?
5. Каким законом пользуются при определении проницаемости горных пород?
6. Перечислите виды проницаемости?
7. Что называется неколлектором?
8. Назовите какие существуют межзерновые пространства?
9. Напишите формулу Дарси и выведите из нее коэффициент проницаемости.
51
Практическая работа №4
Тема: «Построение геологического профиля по данным бурения»
Цель: приобретение практических умений построения геологических профилей
Порядок выполнения работы:
1.Изучение методики построения геологического профиля
2. Из таблицы выбрать данные своего варианта.
3. Определить масштаб построения с учётом размеров листа.
4. Выполнить построение в соответствии с методическими указаниями.
5. Оформить и защитить практическую работу.
Краткие теоретические сведения по рассматриваемой проблеме:
Методика построения геологического профиля
Основное назначение поисковой скважины – вскрыть заданную толщу отложений земной коры и, используя методы геологии, геофизики, гидродинамики и геохимии, выявить продуктивные (обеспечивающие промышленный приток углеводородов) пласты (интервалы) или однозначно установить их отсутствие. При решении этой задачи используют следующие основные методы исследования разреза поисковой скважины: 1) оперативный геологический контроль бурения; 2) геофизические методы; 3) методы испытания на приток, гидродинамические методы.
Оперативный геолого–технический контроль бурения поисковой скважины является основным методом получения информации о вскрываемом разрезе до испытания скважины, используемой для выбора объекта испытания. На скважине, на основе геолого–технического контроля ее бурения оперативно, получают по метровую информацию о вскрываемом разрезе, позволяющую выделить коллекторы и во многих случаях оценить характер их насыщения.
Все характеристики, получаемые на основе оперативного геологического контроля бурения скважины, привязывают к глубине.
Данные оперативного геолого–технического контроля сводят в таблицу, на основе которой строят (оперативно на скважине) график комплексной оценки вскрываемого бурением разреза скважины, дающий 100%–ную по метровую освещенность разреза с указанием количества коллекторов, интервалов их залегания и их характеристик.
В дальнейшем этот график коррелируют с данными геофизических исследований.
52
Геологический профиль месторождения представляет собой сечение месторождения вертикальной плоскостью.
Геологический профиль (разрез) месторождения составляют по разрезам скважин: он оказывает большую помощь геологу, давая наглядное представление о строении месторождения построение профиля, помимо указанного, облегчает проектирование разведочных скважин, оказывает значительную помощь при построении структурной карты, показывает изменчивость фаций в различных направлениях и положение залежи нефти и газа, а также характер контакта их друг с другом и с водой. Поэтому усвоение методики построения геологического профиля по скважинам является важной задачей.
Схема построения геологического разреза по линии профиля I–Г
В зависимости от поставленных задач выбирают то, или иное направление профиля.
Поперечный профиль (вкрест простирания пород или по падению пород) проектируют для изучения тектоники месторождения: для изучения какого–либо нарушения проводят профиль вкрест нарушения.
53
Продольный профиль (по простиранию пород) строят также для изучения тектоники месторождения: по существу он вытекает из сопоставления ряда поперечных профилей и дополняет их.
Профили других направлений, диагональные простиранию и падению составляют для изучения, например, нарушений и фациальной изменчивости отложений в указанных выше направлениях.
Геологический профиль по скважинам строят как правило, в масштабе геологической или структурной карты, по которой его составляют. Если масштаб карты очень мелкий, а в профиле необходимо показать различные детали, то профиль выполняют в более крупном масштабе.
Горизонтальный и вертикальный масштабы при построении профиля берут одинаковыми во избежание искажения углов падения пород. Разные масштабы принимают лишь в тех случаях, когда горизонтальное расстояние между скважинами весьма большое (например, на платформе), а для более детального изучения разреза по вертикали необходимо принять более крупный масштаб.
Однако и в этом случае более целесообразно брать одинаковые масштабы, для того чтобы уместить скважины на одном листе бумаги, показав разрывы между ними.
Профиль вычерчивают в определенной последовательности в отношении стран света, располагая слева на право: ю–с, юз–св, з–в, сз–юв.
ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ
1. Ознакомиться с методом построения профиля.
Составляют профиль в следующем порядке:
Проводят линию уровня моря и вычерчивают графический вертикальный масштаб.
На линии уровня моря точками показывают положение скважин в профиле согласно выбранному масштабу.
Через указанные точки проводят вертикальные линии стволов скважин и в масштабе показывают альтитуды скважин: содержание отметок альтитуд дает рельеф поверхности в направлении составляемого профиля.
Проводят вторую линию, параллельную стволу скважины, и вычерчивают колонку разреза скважины, пользуясь условными знаками.
Проводят корреляцию (сопоставление) разрезов скважин и окончательно вычерчивают геологический профиль.
2. Из таблицы выбрать данные своего варианта.
3. Определить масштаб построения с учётом размеров листа.
4. Выполнить построение в соответствии с методическими указаниями.
5. Оформить и защитить практическую работу.
54
Вариант 1
По предложенным данным построить геологический профиль в условных обозначениях:
Забой скв.
2600
2300
2250
1970
2150
2120
1980
1980
2050
№ скв.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ГЛИНА
0–200 400–450 550–600 0–150 350–400 500–650 0–150 300–350 550–600 0–150 300–350 500–550 0–200 300–400 500–550 0–200
–
350–400 0–250
–
400–550 0–300 350 550–
600 0–350 400–450 500–600
ПЕСЧАНИК
200–400 450–550.
800–1000 150–350 400–500 850–1050 150–300 350–450 700–1000 150–300 350–450 600–900 200–300 300–400 600–800 200–250 300–350 650–800 250–300 350–400 800–850 300–350 350–500 700–900 350–400 450–500 700–900
НЕФТЬ
2050–2750 2000–2500 1900–2500 1800–2400 1750–2350 1750–2300 1600–2100 1750–2350 1800–2400
ВОДОНАСЫЩ.
600–700 2750–2900 650–750 2500–2600 600–700 2500–2600 550 2400–2500 2350–2450 2300–2400 550 2100–2200 600–700 2350–2450 600–700 2400–2500
Условные обозначения:
Глины (абсолютные отметки кровли и подошвы), м
Песчаник (), м
Нефтенасыщенный коллектор ( ),м
Водонасыщенный коллектор (), м
Расстояния между скважинами считать одинаковыми.
55
Вариант 2
По предложенным данным построить геологический профиль в условных обозначениях:
Забой скв.
2600
1100
2160
2240
2050
1900
1850
1985
2120
№ скв.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ГЛИНА
0–200 400–450 550–600 0–150 350–400 500–650 0–150 300–350 550–600 0–150 300–350 500–550 0–200 300–400 500–550 0–200
–
350–400 0–250
–
400–550 0–300 350 550–600 0–350 400–450 500–600
ПЕСЧАНИК
200–400 450–550.
800–1000 120–260 400–500 800–1300 150–300 350–450 700–1000 150–300 350–450 600–900 200–300 300–400 600–800 200–250 300–350 650–800 250–300 350–430 800–850 300–350 350–570 700–900 350–400 450–500 700–
900
ГАЗ
2050–2750 910–1200 1900–2500 1800–2400 1750–2350 1750–2300 1600–2100 1750–2350 1800–2400
ВОДОНАСЫЩ.
550–800 2750–2900 600–800 2500–2600 600–700 2500–2600 550–600 2400–2500 430–600 2350–2450 350–650 2300–2400 430–800 2100–2200 570–700 2350–2450 500–700 2400–2500
56
Вариант 3
По предложенным данным построить геологический профиль в условных обозначениях:
Забой скв.
3050
2600
3000
2800
2750
2900
1850
2200
1720
№ скв.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ГЛИНА
0–150 400–450 550–600 0–100 350–400 500–650 0–250 300–350 550–600 0–100 300–350 500–550 0–200 300–400 500–550 0–200
–
350–400 0–250
–
400–550 0–300 350 550–600 0–350 400–450 500–600
ПЕСЧАНИК
200–400 450–550.
800–1000 150–350 400–500 850–1050 150–300 350–450 700–1000 150–300 350–450 600–900 200–300 300–400 600–800 200–250 300–350 650–800 250–300 350–400 800–850 300–350 350–500 700–900 350–400 450–500 700–900
НЕФТЬ
–
–
450–600 450–630 490–670 500–700
–
–
–
ГАЗ
2040–2650 2120–2780 2230–3200 2800–3200 2750–3260 2650–3150 1600–2100 1750–2350 1800–2400
ВОДОНАСЫЩ.
600–700 2750–2900 650–750 2500–2600 600–700 2500–2600 550 2400–2500 2350–2450 2300–2400 550 2100–2200 600–700 2350–2450 600–700 2400–2500
57
Вариант 4
По предложенным данным построить геологический профиль в условных обозначениях:
Забой скв.
2235
2500
2400
1850
2750
1900
1850
1890
2300
№ скв.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ГЛИНА
0–200 400–450 550–600 0–150 350–400 500–650 0–150 300–350 550–600 0–150 300–350 500–550 0–200 300–400 500–550 0–200
–
350–400 0–250
–
400–550 0–300 350 550–600 0–350 400–450 500–600
ПЕСЧАНИК
200–400 450–550.
800–1000 150–350 400–500 850–1050 150–300 350–450 700–1000 150–300 350–450 600–900 200–300 300–400 600–800 200–250 300–350 650–800 250–400 800–850 300–350 350–500 700–900 350–400 450–500 700–900
НЕФТЬ
2120–2750 2300–2800 1900–2500 1800–2400 1750–2350 1750–2300 1600–2100 1750–2350 1800–2400
ВОДОНАСЫЩ.
600–700 2750–2900 650–750 2500–2600 600–700 2500–2600 550 2400–2500 400–500 2350–2450 400–650 2300–2400 550–800 2100–2200 600–700 2350–2450 600–700 2400–2500
58
Вариант 5
По предложенным данным построить геологический профиль в условных обозначениях:
Забой скв.
2650
2400
2560
2500
2550
2500
1850
2000
232000
№ скв.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ГЛИНА
0–230 400–450 550–600 0–100 350–400 500–650 0–100 300–350 550–600 0–100 300–350 500–550 0–200 300–400 500–550 0–200
–
350–400 0–250
–
400–550 0–300 350 550–600 0–350 400–450 500–600
ПЕСЧАНИК
200–400 450–550.
800–1000 150–350 400–500 850–1050 150–300 350–450 700–1000 150–300 350–450 600–900 200–300 300–400 600–800 200–250 300–350 650–800 250–300 350–400 800–850 300–350 350–500 700–900 350–400 450–500 700–
900
ГАЗ
–
100–350 100–300 100–300
–
–
–
–
–
НЕФТЬ
2150–2780 2320–2600 1960–2780 1800–2700 1750–2750 1750–2700 1600–2100 1750–2350 1800–2400
ВОДОНАСЫЩ.
600–700 2750–2900 650–750 2500–2600 600–700 2500–2600 550 2400–2500 2350–2450 2300–2400 550 2100–2200 600–700 2350–2450 600–700 2400–2500
59
ПРИМЕР ВЫПОЛНЕНИЯ ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ
В разрезе месторождений Большого Уренгоя выделено несколько этажей газоносности. Схематический геологический профиль Уренгойского месторождения представлен на рисунке. В целом, слагающие продуктивную толщу породы литологически неоднородны, анизотропны и имеют различные геолого–физические свойства. Залежи углеводородов – пластовые, сводовые. Коллекторами являются песчаники и алевролиты с глинистым цементом.
Верхний этаж газоносности – водоплавающие сеноманские залежи с большой площадью газоносности, залегающие на глубине 1030–1280м. Сеноманская залежь
Уренгойского месторождения приурочена к мощной толще песчано–глинистых отложений, сложно переслаивающихся глинами. Залежь сводовая, подстилаемая водой, с неоднородным терригенным коллектором. Продуктивная толща характеризуется сильной изменчивостью по площади и по разрезу, при крайней неоднородности разреза содержание песчаных пород в нем превалирует над глинистыми, наличие отдельных глинистых разделов большого распространения обуславливает строение залежи близкое к пластово–массивному типу.
Глубина залегания залежи от 1000 до 1250 м. Поверхность ГВК наклонена с юга на север от
1187 до 1200 метров, при этом данные разведки и эксплуатационного бурения свидетельствуют о сложном характере поверхности начального ГВК. Покрышкой залежи служат турондатские отложения толщиной до 600 метров. Фильтрационно–емкостные свойства и начальные термобарические условия залегания залежи характеризуются следующими показателями: пористость от 28 до 37%, проницаемость варьируется от 300 до
3500 мД, газонасыщенность от 70 до 74%, максимальный этаж газоносности 230 м, начальное пластовое давление 122.1 МПа, температура 31 С.
Средний этаж газоносности – газоконденсатонефтяные залежи нижнего мела.
Глубина залегания от 1700 до 3340 м. Залежи этих месторождений приурочены к валанжинским отложениям и в них выделяется от 13 до 17 газоносных пластов. Эти объекты по разведанным запасам почти в пять раз меньше сеноманских, но являются основными по содержанию жидких углеводородов (нефть, конденсат), а также этана и пропан–бутана.
Начальное пластовое давление в залежах от 23, 5 до 34,5 МПа, пластовая температура плюс
62 – плюс 97 0
С. Среднее потенциальное содержание конденсата изменяется от 75 до 370 г/м
3
60
Третий этаж газоносности – юрский глубокозалегающий комплекс, сложенный ачимовскими отложениями. Его большие потенциальные ресурсы (по газу более 7 трлн. м3) наименее реализованы.
Продуктивность ачимовских отложений на Уренгойском месторождении установлена в 1978 году. В настоящее время залежи находятся в стадии разведки. Пробурено более 40 разведочных скважин. По экспертным оценкам ВНИИГаза эти залежи будут преимущественно мелкими и средними с аномально высокими пластовыми давлениями и низкими коллекторскими свойствами.
Ачимовские отложения – единый глинистый массив, включающий песчаные тела клиноформенного типа, характеризующиеся как гидродинамическая система закрытого типа.
Глины и песчаники недоуплотнены, имеют большую пористость и аномально высокие поровые и пластовые давления. Коллекторы изменчивы, порового и поровотрещиноватого типа с широким диапазоном изменения проницаемости, характером насыщения: газ, конденсат, нефть, вода.
Глубина залегания ачимовской толщи от 3472 до 3687 м. Дебиты скважин по газу от
3 до 360 тыс.м
3
/сутки, дебиты нефти от 2 до 30 м
3
/сутки. Пористость коллектора 10–18%, нефтегазонасыщенность
–
65%, проницаемость
– доли единиц миллидарси, нефтенасыщенные толщины от 4 до 14 м.
Общая толщина пластов изменяется от 20 до 40 м. Аномально высокие пластовые давления от 49,2 до 65,8 МПа. Потенциальное содержание конденсата достигает 483 гр/м
3
Разрез Уренгойского месторождения представлен породами палеозойского складчатого фундамента и песчано–глинистыми терригенными отложениями платформенного мезозойско–кайнозойкого осадочного комплекса.
62
Контрольные вопросы к практической работе №4
1. Дать определение понятию «геологический профиль»?
2. На основании, каких данных проводится построение профилей на промыслах?
3. Как обозначается горные породы при построении профилей?
4. Какие могут быть направления профилей?
5. Каково значение геологических профилей?
6. В каком масштабе выполняют геологический профиль?
7. Что показывает поперечный профиль?
8. Что такое типовой разряд и сводный разрез?
9. Какие материалы используются при составлении нормального разреза месторождения?
63
Практическая работа№5
2>
1 2 3 4 5 6
Тема: «Определение коэффициента пористости и проницаемости пород – коллекторов»
Цель: углубление и закрепление полученных теоретических знаний по изучению методик определения коллекторских свойств пород коллекторов.
Порядок выполнения работы:
1. Изучение теоретических представлений о коэффициенте пористости и проницаемости.
2. Изучение методик и формул для расчета основных фильтрационно–
емкостных свойств пород–коллекторов.
3. Решение задач для закрепления материала.
Краткие теоретические сведения по рассматриваемой проблеме:
1. Теоретическая часть.
Породы коллекторы и неколлекторы.
Одной из важнейших задач на стадии разведки и подготовке к разработке залежи является изучение внутреннего строения залежи нефти или газа.
Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого–
физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или
газа в ее пустотном пространстве. Порода–коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.
Породы с такими геолого–физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невозможно, называются неколлекторами.
Внутреннее строение залежи определяется различным размещением неколлекторов и коллекторов, а также коллекторов с разными геолого–физическими свойствами как в разрезе, так и по площади залежи.
Соответственно емкостные свойства породы определяются ее пустотностью, которая слагается из объема пор, трещин и каверн.
По времени образования выделяются первичные пустоты и вторичные. Первичные
пустоты формируются в процессе седиментогенеза и диагенеза, то есть одновременно с
образованием самой осадочной породы, а вторичные образуются в уже сформировавшихся
КАВЕРН
ТРЕЩ
ПОР
ПУСТ
V
V
V
V
41
породах.
Первичная пустотность присуща всем без исключения осадочным породам, в которых встречаются скопления нефти и газа – это прежде всего межзерновые поры, пространства между крупными остатками раковин и т.п. К вторичным пустотам относятся поры каверны и трещины, образовавшиеся в процессе доломитизации известняков и выщелачивания породы циркулирующими водами, а также трещины возникшие в результате тектонических движений.
На рисунке 1 показаны некоторые типы пустот встречающиеся в породах.
а – хорошо отсортированная порода с высокой пористостью;
б – плохо отсортированная порода с низкой пористостью;
в – хорошо отсортированная пористая порода;
г – хорошо отсортированная порода, пористость которой уменьшена в результате отложения минерального вещества в пустотах между зернами;
д – порода, ставшая пористой благодаря растворению;
е – порода, ставшая коллектором благодаря трещиноватости.
Рисунок 1 – Различные типы пустот в породе
Пористость и строение порового пространства
Выделяют полную, которую часто называют общей или абсолютной, открытую, эффективную и динамическую пористость.
Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные
(замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Коэффициентом полной пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому его объему:
%
V
V
m
ОБРАЗЦА
ПОР
П
100
42
Открытая пористость образуется сообщающимися порами. Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор к видимому объему образца:
Эффективная учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью.
Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости, который измеряется в долях или процентах от объема породы.
Пористость породы в большой степени зависит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, которые в свою очередь определяются гранулометрическим составом слагающих породу частиц и степенью их сцементированности.
При решении задач нефтегазопромысловой геологии используется коэффициент открытой пористости который определяется как по образцам в лаборатории, так и по данным геофизических исследований скважин.
Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах – от нескольких процентов до 35 %. По большинству залежей она составляет в среднем 12 – 25 %.
В гранулярных коллекторах большое влияние на пористость оказывает взаимное расположение зерен. Данное число можно считать теоретически возможным максимумом пористости для терригенных пород. При более плотной укладке идеального грунта (Рисунок
2) пористость будет составлять всего 25,9 %.
Рисунок 2 – Примеры идеальной упаковки зерен: кубическая (К
п
= 45%); ромбическая (К
п
= 25%)
Фильтрационные свойства пород–коллекторов.
%
V
V
m
ОБРАЗЦА
ПОР
СООБЩ
О
100
%
V
V
m
ОБРАЗЦА
ФИЛЬТР
ПОР
ЭФ
100
.п
о
k
43
Проницаемость. Важнейшим свойством пород–коллекторов является их способность к фильтрации, т.е. к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления.
Способность пород–коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется
проницаемостью.
Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к неколлекторам.
В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород–коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. однофазовая фильтрация. При других обстоятельствах может происходить двух– или трехфазовая фильтрация – совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды.
Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку.
К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией.
Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону
Дарси. Согласно которому объемный расход жидкости, проходящий сквозь породу при
ламинарном движении прямо пропорционально коэффициенту проницаемости,
площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления, и обратно
пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного пути.
где – объемный расход жидкости в м
3
/с;
– коэффициент проницаемости в м
2
;
F
– площадь поперечного сечения в м
2
;
– вязкость флюида в Па
с;
– длина пути в см;
– перепад давления в Па.
Единица
коэффициента
проницаемости называемая
дарси,
отвечает
проницаемости такой горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1см
2
,
при перепаде давления в 1ат на протяжении 1 см в 1 сек проходит 1 см
3
жидкости,
вязкость
которой
1 сп.
L
P
P
F
k
Q
ПР
)
(
2 1
Q
ПР
k
L
)
(
2 1
P
P
44
Проницаемость пород, служащих коллекторами для нефти, обычно выражают в
миллидарси или мкм
2
10
–3
Физический смысл размерности
(площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация.
В разных условиях фильтрации проницаемость породы–коллектора для каждой фазы будет существенно иной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.
Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико–химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости и зависит только от физических свойств породы.
Эффективной (фазовая) называется проницаемость пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз, от их соотношения между собой и от их физико–
химических свойств.
Относительной
проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.
Проницаемость горных пород зависит от следующих основных причин: от размера поперечного сечения пор; от формы пор; от характера сообщения между порами; от трещиноватости породы; от минералогического состава пород.
Нефте–,
газо–,
водонасыщенность
пород–коллекторов.
Полагают, что нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты первоначально были полностью насыщены водой. При образовании залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части пластов, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора.
ПР
k
ПР
k
.ЭФ
ПР
k
45
Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно–связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно–связанном состоянии в непроточной части пустот. Для разработки залежи интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве.
Коэффициентом нефтенасыщенности
(газонасыщенности
)называется
отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к
суммарному объему пустотного пространства.
Коэффициентом водонасыщенности
коллектора, содержащего нефть или газ,
называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном
пространстве, к суммарному объему открытых пустот.
Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями: для нефтенасыщенного коллектора –
; для газонасыщенного коллектора –
; для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды еще и остаточную нефть –
Изучение водонасыщенности имеет большое значение не только для количественной оценки нефтегазонасыщенности. Важно выяснить и качественную роль водонасыщенности.
Содержание в породах–коллекторах остаточной воды и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей.
В зависимости от условий формирования залежей, характеристики пород–
коллекторов, их емкостного объема и фильтрационных свойств и других параметров, значение начальной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов находится в пределах 97 –
50 % при соответствующей начальной водонасыщенности 3 – 50 %.
2. Практическая часть
Задача 1.
Определить коэффициент общей пористости образца породы, если известен общий объем и объем зерен. Данные для расчета принять из таблицы 1.
Решение:
1) Определяем коэффициент общей пористости по формуле:
H
K
Г
K
B
K
1
B
H
K
K
1
B
Г
K
K
1
B
H
Г
K
K
К
46 100%
обр
V
пор
V
обр
V
m
где V
обр
– объем образца породы, см
3
;
V
пор
– объем пор в породе, см
3 2) Сделать вывод о степени проницаемости породы – коллектора.
Таблица 3.1
Вариант
Параметры
V
обр
V
пор
1 3,56 2,29 2
5,28 4,98 3
15,32 13,57 4
11,65 10,12 5
32,2 31,34 6
14,36 13,8 7
6,24 4,98 8
7,46 6,23 9
4,39 3,58 10 15,36 14,54 11 16,32 15,69 12 9,65 8,1 13 7,37 6,1 14 24,26 22,34 15 34,65 33,14 16 6,27 5,12 17 7,61 6,35 18 9,46 8,52 19 25,34 24,1 20 31,56 30,89 21 6,35 5,69 22 5,36 5,1 23 8,74 7,99 24 9,53 8,75 25 6,35 5,96 26 4,68 4,12 27 6,48 5,97
47
Вариант
Параметры
V
обр
V
пор
28 12,54 11,95 29 8,78 8,21 30 9,65 8,93
Задача 2.
Определить коэффициент абсолютной проницаемости породы, пропуская воздух через образец в течении 180 секунд.
Решение:
1) Определяем коэффициент абсолютной проницаемости по формуле:
)
(м
;
t
P
P
F
V
P
l
μ
2
к
2 2
2 2
1
в
2
пр
где l – длина образца, м;
μ – вязкость воздуха, Па·с;
F – площадь поперечного сечения образца, м
2
;
V
в
– объем воздуха, переместившегося через образец, м
3
; t – время продувки, с;
Р
1
, Р
2
– давление на торцах образца, Па.
2) Написать вывод.
Данные для расчета взять из таблицы 2.
Таблица 3.2
Вариант
Параметры
Длина,
l, м
Диаметр,
d, м
Давление
Вязкость
воздуха
μ, мПа·с
Объем
воздуха
V
в
, м
3
Р
1
, Па
Р
2
, Па
1 0,03 0,025 1,4·10 5
1,0·10 5
0,018 0,0036 2
0,13 0,056 1,6·10 5
1,1·10 5
0,026 0,006 3
0,06 0,062 2,4·10 5
2,1·10 5
0,034 0,0047 4
0,07 0,050 1,6·10 5
1,2·10 5
0,036 0,0064 5
0,04 0,025 1,8·10 5
1,5·10 5
0,042 0,0044 6
0,03 0,030 2,2·10 5
1,8·10 5
0,050 0,0042 7
0,05 0,0025 1,4·10 5
1,1·10 5
0,022 0,0066 8
0,07 0,0026 1,9·10 5
1,6·10 5
0,038 0,0052 9
0,087 0,0025 3,4·10 5
2,9·10 5
0,026 0,0048 10 0,09 0,0045 1,8·10 5
1,3·10 5
0,020 0,0029
48 11 0,06 0,0028 1,4·10 5
0,9·10 5
0,019 0,0026 12 0,051 0,0031 1,7·10 5
1,2·10 5
0,024 0,0033 13 0,04 0,022 1,6·10 5
1,35·10 5
0,013 0,0062 14 0,064 0,051 1,1·10 5
0,9·10 5
0,014 0,0042 15 0,06 0,023 2,5·10 5
1,9·10 5
0,017 0,0062
Задача 3.
Определить удельную поверхность породы использовав для решения значения выше решенных задач.
Решение:
1) Определяем удельную поверхность породы по формуле:
3 2
пр уд
/м м
k m
m
C
F
где С – коэффициент, зависящий от разнородности частиц песка (принимается равным
0,353).
49
Таблица 3.3
Классификация песчано–алевритовых коллекторских пород по пористости и проницаемости (по А.А. Ханину, 1973)
Класс коллектора
Название породы
Эффективная пористость, %
Проницаемость, мкм
2
I–очень высокий
Песчаник среднезернистый
>16,5
≥1
Песчаник мелкозернистый
>20,0
Алевролит крупнозернистый
>23,5
Алевролит мелкозернистый
>29,0
II–высокий
Песчаник среднезернистый
15–16,5 0,5–1,0
Песчаник мелкозернистый
18–19,0
Алевролит крупнозернистый
21,5–23,5
Алевролит мелкозернистый
26,5–29,0
III–средний
Песчаник среднезернистый
11–15 0,1–0,5
Песчаник мелкозернистый
14–18
Алевролит крупнозернистый
16,8–21,5
Алевролит мелкозернистый
20,5–26,5
IV–средний
Песчаник среднезернистый
5,8–11 0,01–0,1
Песчаник мелкозернистый
8–14
Алевролит крупнозернистый
10–16,8
Алевролит мелкозернистый
12–20,5
V–низкий
Песчаник среднезернистый
0,5–5,8 0,001–0,01
Песчаник мелкозернистый
2–8
Алевролит крупнозернистый
3,3–10
Алевролит мелкозернистый
3,6–12
VI–очень низкий, непромышленный.
Песчаник среднезернистый
<0.5
<0.001
Песчаник мелкозернистый
<2
Алевролит крупнозернистый
<3.3
Алевролит мелкозернистый
<3.6
50
Контрольные вопросы к практической работе №3
1. Что понимают под коллектором нефти и газа?
2. Охарактеризуйте виды коллекторов и их особенности.
3. Перечислите и охарактеризуйте основные коллекторские свойства пород–
коллекторов.
4. Что понимают под пористостью горных пород, какими показателями она характеризуется и понимается?
5. Каким законом пользуются при определении проницаемости горных пород?
6. Перечислите виды проницаемости?
7. Что называется неколлектором?
8. Назовите какие существуют межзерновые пространства?
9. Напишите формулу Дарси и выведите из нее коэффициент проницаемости.
51
Практическая работа №4
Тема: «Построение геологического профиля по данным бурения»
Цель: приобретение практических умений построения геологических профилей
Порядок выполнения работы:
1.Изучение методики построения геологического профиля
2. Из таблицы выбрать данные своего варианта.
3. Определить масштаб построения с учётом размеров листа.
4. Выполнить построение в соответствии с методическими указаниями.
5. Оформить и защитить практическую работу.
Краткие теоретические сведения по рассматриваемой проблеме:
Методика построения геологического профиля
Основное назначение поисковой скважины – вскрыть заданную толщу отложений земной коры и, используя методы геологии, геофизики, гидродинамики и геохимии, выявить продуктивные (обеспечивающие промышленный приток углеводородов) пласты (интервалы) или однозначно установить их отсутствие. При решении этой задачи используют следующие основные методы исследования разреза поисковой скважины: 1) оперативный геологический контроль бурения; 2) геофизические методы; 3) методы испытания на приток, гидродинамические методы.
Оперативный геолого–технический контроль бурения поисковой скважины является основным методом получения информации о вскрываемом разрезе до испытания скважины, используемой для выбора объекта испытания. На скважине, на основе геолого–технического контроля ее бурения оперативно, получают по метровую информацию о вскрываемом разрезе, позволяющую выделить коллекторы и во многих случаях оценить характер их насыщения.
Все характеристики, получаемые на основе оперативного геологического контроля бурения скважины, привязывают к глубине.
Данные оперативного геолого–технического контроля сводят в таблицу, на основе которой строят (оперативно на скважине) график комплексной оценки вскрываемого бурением разреза скважины, дающий 100%–ную по метровую освещенность разреза с указанием количества коллекторов, интервалов их залегания и их характеристик.
В дальнейшем этот график коррелируют с данными геофизических исследований.
52
Геологический профиль месторождения представляет собой сечение месторождения вертикальной плоскостью.
Геологический профиль (разрез) месторождения составляют по разрезам скважин: он оказывает большую помощь геологу, давая наглядное представление о строении месторождения построение профиля, помимо указанного, облегчает проектирование разведочных скважин, оказывает значительную помощь при построении структурной карты, показывает изменчивость фаций в различных направлениях и положение залежи нефти и газа, а также характер контакта их друг с другом и с водой. Поэтому усвоение методики построения геологического профиля по скважинам является важной задачей.
Схема построения геологического разреза по линии профиля I–Г
В зависимости от поставленных задач выбирают то, или иное направление профиля.
Поперечный профиль (вкрест простирания пород или по падению пород) проектируют для изучения тектоники месторождения: для изучения какого–либо нарушения проводят профиль вкрест нарушения.
53
Продольный профиль (по простиранию пород) строят также для изучения тектоники месторождения: по существу он вытекает из сопоставления ряда поперечных профилей и дополняет их.
Профили других направлений, диагональные простиранию и падению составляют для изучения, например, нарушений и фациальной изменчивости отложений в указанных выше направлениях.
Геологический профиль по скважинам строят как правило, в масштабе геологической или структурной карты, по которой его составляют. Если масштаб карты очень мелкий, а в профиле необходимо показать различные детали, то профиль выполняют в более крупном масштабе.
Горизонтальный и вертикальный масштабы при построении профиля берут одинаковыми во избежание искажения углов падения пород. Разные масштабы принимают лишь в тех случаях, когда горизонтальное расстояние между скважинами весьма большое (например, на платформе), а для более детального изучения разреза по вертикали необходимо принять более крупный масштаб.
Однако и в этом случае более целесообразно брать одинаковые масштабы, для того чтобы уместить скважины на одном листе бумаги, показав разрывы между ними.
Профиль вычерчивают в определенной последовательности в отношении стран света, располагая слева на право: ю–с, юз–св, з–в, сз–юв.
ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ
1. Ознакомиться с методом построения профиля.
Составляют профиль в следующем порядке:
Проводят линию уровня моря и вычерчивают графический вертикальный масштаб.
На линии уровня моря точками показывают положение скважин в профиле согласно выбранному масштабу.
Через указанные точки проводят вертикальные линии стволов скважин и в масштабе показывают альтитуды скважин: содержание отметок альтитуд дает рельеф поверхности в направлении составляемого профиля.
Проводят вторую линию, параллельную стволу скважины, и вычерчивают колонку разреза скважины, пользуясь условными знаками.
Проводят корреляцию (сопоставление) разрезов скважин и окончательно вычерчивают геологический профиль.
2. Из таблицы выбрать данные своего варианта.
3. Определить масштаб построения с учётом размеров листа.
4. Выполнить построение в соответствии с методическими указаниями.
5. Оформить и защитить практическую работу.
54
Вариант 1
По предложенным данным построить геологический профиль в условных обозначениях:
Забой скв.
2600
2300
2250
1970
2150
2120
1980
1980
2050
№ скв.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ГЛИНА
0–200 400–450 550–600 0–150 350–400 500–650 0–150 300–350 550–600 0–150 300–350 500–550 0–200 300–400 500–550 0–200
–
350–400 0–250
–
400–550 0–300 350 550–
600 0–350 400–450 500–600
ПЕСЧАНИК
200–400 450–550.
800–1000 150–350 400–500 850–1050 150–300 350–450 700–1000 150–300 350–450 600–900 200–300 300–400 600–800 200–250 300–350 650–800 250–300 350–400 800–850 300–350 350–500 700–900 350–400 450–500 700–900
НЕФТЬ
2050–2750 2000–2500 1900–2500 1800–2400 1750–2350 1750–2300 1600–2100 1750–2350 1800–2400
ВОДОНАСЫЩ.
600–700 2750–2900 650–750 2500–2600 600–700 2500–2600 550 2400–2500 2350–2450 2300–2400 550 2100–2200 600–700 2350–2450 600–700 2400–2500
Условные обозначения:
Глины (абсолютные отметки кровли и подошвы), м
Песчаник (), м
Нефтенасыщенный коллектор ( ),м
Водонасыщенный коллектор (), м
Расстояния между скважинами считать одинаковыми.
55
Вариант 2
По предложенным данным построить геологический профиль в условных обозначениях:
Забой скв.
2600
1100
2160
2240
2050
1900
1850
1985
2120
№ скв.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ГЛИНА
0–200 400–450 550–600 0–150 350–400 500–650 0–150 300–350 550–600 0–150 300–350 500–550 0–200 300–400 500–550 0–200
–
350–400 0–250
–
400–550 0–300 350 550–600 0–350 400–450 500–600
ПЕСЧАНИК
200–400 450–550.
800–1000 120–260 400–500 800–1300 150–300 350–450 700–1000 150–300 350–450 600–900 200–300 300–400 600–800 200–250 300–350 650–800 250–300 350–430 800–850 300–350 350–570 700–900 350–400 450–500 700–
900
ГАЗ
2050–2750 910–1200 1900–2500 1800–2400 1750–2350 1750–2300 1600–2100 1750–2350 1800–2400
ВОДОНАСЫЩ.
550–800 2750–2900 600–800 2500–2600 600–700 2500–2600 550–600 2400–2500 430–600 2350–2450 350–650 2300–2400 430–800 2100–2200 570–700 2350–2450 500–700 2400–2500
56
Вариант 3
По предложенным данным построить геологический профиль в условных обозначениях:
Забой скв.
3050
2600
3000
2800
2750
2900
1850
2200
1720
№ скв.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ГЛИНА
0–150 400–450 550–600 0–100 350–400 500–650 0–250 300–350 550–600 0–100 300–350 500–550 0–200 300–400 500–550 0–200
–
350–400 0–250
–
400–550 0–300 350 550–600 0–350 400–450 500–600
ПЕСЧАНИК
200–400 450–550.
800–1000 150–350 400–500 850–1050 150–300 350–450 700–1000 150–300 350–450 600–900 200–300 300–400 600–800 200–250 300–350 650–800 250–300 350–400 800–850 300–350 350–500 700–900 350–400 450–500 700–900
НЕФТЬ
–
–
450–600 450–630 490–670 500–700
–
–
–
ГАЗ
2040–2650 2120–2780 2230–3200 2800–3200 2750–3260 2650–3150 1600–2100 1750–2350 1800–2400
ВОДОНАСЫЩ.
600–700 2750–2900 650–750 2500–2600 600–700 2500–2600 550 2400–2500 2350–2450 2300–2400 550 2100–2200 600–700 2350–2450 600–700 2400–2500
57
Вариант 4
По предложенным данным построить геологический профиль в условных обозначениях:
Забой скв.
2235
2500
2400
1850
2750
1900
1850
1890
2300
№ скв.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ГЛИНА
0–200 400–450 550–600 0–150 350–400 500–650 0–150 300–350 550–600 0–150 300–350 500–550 0–200 300–400 500–550 0–200
–
350–400 0–250
–
400–550 0–300 350 550–600 0–350 400–450 500–600
ПЕСЧАНИК
200–400 450–550.
800–1000 150–350 400–500 850–1050 150–300 350–450 700–1000 150–300 350–450 600–900 200–300 300–400 600–800 200–250 300–350 650–800 250–400 800–850 300–350 350–500 700–900 350–400 450–500 700–900
НЕФТЬ
2120–2750 2300–2800 1900–2500 1800–2400 1750–2350 1750–2300 1600–2100 1750–2350 1800–2400
ВОДОНАСЫЩ.
600–700 2750–2900 650–750 2500–2600 600–700 2500–2600 550 2400–2500 400–500 2350–2450 400–650 2300–2400 550–800 2100–2200 600–700 2350–2450 600–700 2400–2500
58
Вариант 5
По предложенным данным построить геологический профиль в условных обозначениях:
Забой скв.
2650
2400
2560
2500
2550
2500
1850
2000
232000
№ скв.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ГЛИНА
0–230 400–450 550–600 0–100 350–400 500–650 0–100 300–350 550–600 0–100 300–350 500–550 0–200 300–400 500–550 0–200
–
350–400 0–250
–
400–550 0–300 350 550–600 0–350 400–450 500–600
ПЕСЧАНИК
200–400 450–550.
800–1000 150–350 400–500 850–1050 150–300 350–450 700–1000 150–300 350–450 600–900 200–300 300–400 600–800 200–250 300–350 650–800 250–300 350–400 800–850 300–350 350–500 700–900 350–400 450–500 700–
900
ГАЗ
–
100–350 100–300 100–300
–
–
–
–
–
НЕФТЬ
2150–2780 2320–2600 1960–2780 1800–2700 1750–2750 1750–2700 1600–2100 1750–2350 1800–2400
ВОДОНАСЫЩ.
600–700 2750–2900 650–750 2500–2600 600–700 2500–2600 550 2400–2500 2350–2450 2300–2400 550 2100–2200 600–700 2350–2450 600–700 2400–2500
59
ПРИМЕР ВЫПОЛНЕНИЯ ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ
В разрезе месторождений Большого Уренгоя выделено несколько этажей газоносности. Схематический геологический профиль Уренгойского месторождения представлен на рисунке. В целом, слагающие продуктивную толщу породы литологически неоднородны, анизотропны и имеют различные геолого–физические свойства. Залежи углеводородов – пластовые, сводовые. Коллекторами являются песчаники и алевролиты с глинистым цементом.
Верхний этаж газоносности – водоплавающие сеноманские залежи с большой площадью газоносности, залегающие на глубине 1030–1280м. Сеноманская залежь
Уренгойского месторождения приурочена к мощной толще песчано–глинистых отложений, сложно переслаивающихся глинами. Залежь сводовая, подстилаемая водой, с неоднородным терригенным коллектором. Продуктивная толща характеризуется сильной изменчивостью по площади и по разрезу, при крайней неоднородности разреза содержание песчаных пород в нем превалирует над глинистыми, наличие отдельных глинистых разделов большого распространения обуславливает строение залежи близкое к пластово–массивному типу.
Глубина залегания залежи от 1000 до 1250 м. Поверхность ГВК наклонена с юга на север от
1187 до 1200 метров, при этом данные разведки и эксплуатационного бурения свидетельствуют о сложном характере поверхности начального ГВК. Покрышкой залежи служат турондатские отложения толщиной до 600 метров. Фильтрационно–емкостные свойства и начальные термобарические условия залегания залежи характеризуются следующими показателями: пористость от 28 до 37%, проницаемость варьируется от 300 до
3500 мД, газонасыщенность от 70 до 74%, максимальный этаж газоносности 230 м, начальное пластовое давление 122.1 МПа, температура 31 С.
Средний этаж газоносности – газоконденсатонефтяные залежи нижнего мела.
Глубина залегания от 1700 до 3340 м. Залежи этих месторождений приурочены к валанжинским отложениям и в них выделяется от 13 до 17 газоносных пластов. Эти объекты по разведанным запасам почти в пять раз меньше сеноманских, но являются основными по содержанию жидких углеводородов (нефть, конденсат), а также этана и пропан–бутана.
Начальное пластовое давление в залежах от 23, 5 до 34,5 МПа, пластовая температура плюс
62 – плюс 97 0
С. Среднее потенциальное содержание конденсата изменяется от 75 до 370 г/м
3
60
Третий этаж газоносности – юрский глубокозалегающий комплекс, сложенный ачимовскими отложениями. Его большие потенциальные ресурсы (по газу более 7 трлн. м3) наименее реализованы.
Продуктивность ачимовских отложений на Уренгойском месторождении установлена в 1978 году. В настоящее время залежи находятся в стадии разведки. Пробурено более 40 разведочных скважин. По экспертным оценкам ВНИИГаза эти залежи будут преимущественно мелкими и средними с аномально высокими пластовыми давлениями и низкими коллекторскими свойствами.
Ачимовские отложения – единый глинистый массив, включающий песчаные тела клиноформенного типа, характеризующиеся как гидродинамическая система закрытого типа.
Глины и песчаники недоуплотнены, имеют большую пористость и аномально высокие поровые и пластовые давления. Коллекторы изменчивы, порового и поровотрещиноватого типа с широким диапазоном изменения проницаемости, характером насыщения: газ, конденсат, нефть, вода.
Глубина залегания ачимовской толщи от 3472 до 3687 м. Дебиты скважин по газу от
3 до 360 тыс.м
3
/сутки, дебиты нефти от 2 до 30 м
3
/сутки. Пористость коллектора 10–18%, нефтегазонасыщенность
–
65%, проницаемость
– доли единиц миллидарси, нефтенасыщенные толщины от 4 до 14 м.
Общая толщина пластов изменяется от 20 до 40 м. Аномально высокие пластовые давления от 49,2 до 65,8 МПа. Потенциальное содержание конденсата достигает 483 гр/м
3
Разрез Уренгойского месторождения представлен породами палеозойского складчатого фундамента и песчано–глинистыми терригенными отложениями платформенного мезозойско–кайнозойкого осадочного комплекса.
62
Контрольные вопросы к практической работе №4
1. Дать определение понятию «геологический профиль»?
2. На основании, каких данных проводится построение профилей на промыслах?
3. Как обозначается горные породы при построении профилей?
4. Какие могут быть направления профилей?
5. Каково значение геологических профилей?
6. В каком масштабе выполняют геологический профиль?
7. Что показывает поперечный профиль?
8. Что такое типовой разряд и сводный разрез?
9. Какие материалы используются при составлении нормального разреза месторождения?
63
Практическая работа№5
2>
1 2 3 4 5 6
41
породах.
Первичная пустотность присуща всем без исключения осадочным породам, в которых встречаются скопления нефти и газа – это прежде всего межзерновые поры, пространства между крупными остатками раковин и т.п. К вторичным пустотам относятся поры каверны и трещины, образовавшиеся в процессе доломитизации известняков и выщелачивания породы циркулирующими водами, а также трещины возникшие в результате тектонических движений.
На рисунке 1 показаны некоторые типы пустот встречающиеся в породах.
а – хорошо отсортированная порода с высокой пористостью;
б – плохо отсортированная порода с низкой пористостью;
в – хорошо отсортированная пористая порода;
г – хорошо отсортированная порода, пористость которой уменьшена в результате отложения минерального вещества в пустотах между зернами;
д – порода, ставшая пористой благодаря растворению;
е – порода, ставшая коллектором благодаря трещиноватости.
Рисунок 1 – Различные типы пустот в породе
Пористость и строение порового пространства
Выделяют полную, которую часто называют общей или абсолютной, открытую, эффективную и динамическую пористость.
Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные
(замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Коэффициентом полной пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому его объему:
%
V
V
m
ОБРАЗЦА
ПОР
П
100
42
Открытая пористость образуется сообщающимися порами. Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор к видимому объему образца:
Эффективная учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью.
Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости, который измеряется в долях или процентах от объема породы.
Пористость породы в большой степени зависит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, которые в свою очередь определяются гранулометрическим составом слагающих породу частиц и степенью их сцементированности.
При решении задач нефтегазопромысловой геологии используется коэффициент открытой пористости который определяется как по образцам в лаборатории, так и по данным геофизических исследований скважин.
Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах – от нескольких процентов до 35 %. По большинству залежей она составляет в среднем 12 – 25 %.
В гранулярных коллекторах большое влияние на пористость оказывает взаимное расположение зерен. Данное число можно считать теоретически возможным максимумом пористости для терригенных пород. При более плотной укладке идеального грунта (Рисунок
2) пористость будет составлять всего 25,9 %.
Рисунок 2 – Примеры идеальной упаковки зерен: кубическая (К
п
= 45%); ромбическая (К
п
= 25%)
Фильтрационные свойства пород–коллекторов.
%
V
V
m
ОБРАЗЦА
ПОР
СООБЩ
О
100
%
V
V
m
ОБРАЗЦА
ФИЛЬТР
ПОР
ЭФ
100
.п
о
k
43
Проницаемость. Важнейшим свойством пород–коллекторов является их способность к фильтрации, т.е. к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления.
Способность пород–коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется
проницаемостью.
Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к неколлекторам.
В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород–коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. однофазовая фильтрация. При других обстоятельствах может происходить двух– или трехфазовая фильтрация – совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды.
Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку.
К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией.
Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону
Дарси. Согласно которому объемный расход жидкости, проходящий сквозь породу при
ламинарном движении прямо пропорционально коэффициенту проницаемости,
площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления, и обратно
пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного пути.
где – объемный расход жидкости в м
3
/с;
– коэффициент проницаемости в м
2
;
F
– площадь поперечного сечения в м
2
;
– вязкость флюида в Па
с;
– длина пути в см;
– перепад давления в Па.
Единица
коэффициента
проницаемости называемая
дарси,
отвечает
проницаемости такой горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1см
2
,
при перепаде давления в 1ат на протяжении 1 см в 1 сек проходит 1 см
3
жидкости,
вязкость
которой
1 сп.
L
P
P
F
k
Q
ПР
)
(
2 1
Q
ПР
k
L
)
(
2 1
P
P
44
Проницаемость пород, служащих коллекторами для нефти, обычно выражают в
миллидарси или мкм
2
10
–3
Физический смысл размерности
(площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация.
В разных условиях фильтрации проницаемость породы–коллектора для каждой фазы будет существенно иной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.
Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико–химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости и зависит только от физических свойств породы.
Эффективной (фазовая) называется проницаемость пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз, от их соотношения между собой и от их физико–
химических свойств.
Относительной
проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.
Проницаемость горных пород зависит от следующих основных причин: от размера поперечного сечения пор; от формы пор; от характера сообщения между порами; от трещиноватости породы; от минералогического состава пород.
Нефте–,
газо–,
водонасыщенность
пород–коллекторов.
Полагают, что нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты первоначально были полностью насыщены водой. При образовании залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части пластов, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора.
ПР
k
ПР
k
.ЭФ
ПР
k
45
Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно–связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно–связанном состоянии в непроточной части пустот. Для разработки залежи интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве.
Коэффициентом нефтенасыщенности
(газонасыщенности
)называется
отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к
суммарному объему пустотного пространства.
Коэффициентом водонасыщенности
коллектора, содержащего нефть или газ,
называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном
пространстве, к суммарному объему открытых пустот.
Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями: для нефтенасыщенного коллектора –
; для газонасыщенного коллектора –
; для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды еще и остаточную нефть –
Изучение водонасыщенности имеет большое значение не только для количественной оценки нефтегазонасыщенности. Важно выяснить и качественную роль водонасыщенности.
Содержание в породах–коллекторах остаточной воды и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей.
В зависимости от условий формирования залежей, характеристики пород–
коллекторов, их емкостного объема и фильтрационных свойств и других параметров, значение начальной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов находится в пределах 97 –
50 % при соответствующей начальной водонасыщенности 3 – 50 %.
2. Практическая часть
Задача 1.
Определить коэффициент общей пористости образца породы, если известен общий объем и объем зерен. Данные для расчета принять из таблицы 1.
Решение:
1) Определяем коэффициент общей пористости по формуле:
H
K
Г
K
B
K
1
B
H
K
K
1
B
Г
K
K
1
B
H
Г
K
K
К
46 100%
обр
V
пор
V
обр
V
m
где V
обр
– объем образца породы, см
3
;
V
пор
– объем пор в породе, см
3 2) Сделать вывод о степени проницаемости породы – коллектора.
Таблица 3.1
Вариант
Параметры
V
обр
V
пор
1 3,56 2,29 2
5,28 4,98 3
15,32 13,57 4
11,65 10,12 5
32,2 31,34 6
14,36 13,8 7
6,24 4,98 8
7,46 6,23 9
4,39 3,58 10 15,36 14,54 11 16,32 15,69 12 9,65 8,1 13 7,37 6,1 14 24,26 22,34 15 34,65 33,14 16 6,27 5,12 17 7,61 6,35 18 9,46 8,52 19 25,34 24,1 20 31,56 30,89 21 6,35 5,69 22 5,36 5,1 23 8,74 7,99 24 9,53 8,75 25 6,35 5,96 26 4,68 4,12 27 6,48 5,97
47
Вариант
Параметры
V
обр
V
пор
28 12,54 11,95 29 8,78 8,21 30 9,65 8,93
Задача 2.
Определить коэффициент абсолютной проницаемости породы, пропуская воздух через образец в течении 180 секунд.
Решение:
1) Определяем коэффициент абсолютной проницаемости по формуле:
)
(м
;
t
P
P
F
V
P
l
μ
2
к
2 2
2 2
1
в
2
пр
где l – длина образца, м;
μ – вязкость воздуха, Па·с;
F – площадь поперечного сечения образца, м
2
;
V
в
– объем воздуха, переместившегося через образец, м
3
; t – время продувки, с;
Р
1
, Р
2
– давление на торцах образца, Па.
2) Написать вывод.
Данные для расчета взять из таблицы 2.
Таблица 3.2
Вариант
Параметры
Длина,
l, м
Диаметр,
d, м
Давление
Вязкость
воздуха
μ, мПа·с
Объем
воздуха
V
в
, м
3
Р
1
, Па
Р
2
, Па
1 0,03 0,025 1,4·10 5
1,0·10 5
0,018 0,0036 2
0,13 0,056 1,6·10 5
1,1·10 5
0,026 0,006 3
0,06 0,062 2,4·10 5
2,1·10 5
0,034 0,0047 4
0,07 0,050 1,6·10 5
1,2·10 5
0,036 0,0064 5
0,04 0,025 1,8·10 5
1,5·10 5
0,042 0,0044 6
0,03 0,030 2,2·10 5
1,8·10 5
0,050 0,0042 7
0,05 0,0025 1,4·10 5
1,1·10 5
0,022 0,0066 8
0,07 0,0026 1,9·10 5
1,6·10 5
0,038 0,0052 9
0,087 0,0025 3,4·10 5
2,9·10 5
0,026 0,0048 10 0,09 0,0045 1,8·10 5
1,3·10 5
0,020 0,0029
48 11 0,06 0,0028 1,4·10 5
0,9·10 5
0,019 0,0026 12 0,051 0,0031 1,7·10 5
1,2·10 5
0,024 0,0033 13 0,04 0,022 1,6·10 5
1,35·10 5
0,013 0,0062 14 0,064 0,051 1,1·10 5
0,9·10 5
0,014 0,0042 15 0,06 0,023 2,5·10 5
1,9·10 5
0,017 0,0062
Задача 3.
Определить удельную поверхность породы использовав для решения значения выше решенных задач.
Решение:
1) Определяем удельную поверхность породы по формуле:
3 2
пр уд
/м м
k m
m
C
F
где С – коэффициент, зависящий от разнородности частиц песка (принимается равным
0,353).
49
Таблица 3.3
Классификация песчано–алевритовых коллекторских пород по пористости и проницаемости (по А.А. Ханину, 1973)
Класс коллектора
Название породы
Эффективная пористость, %
Проницаемость, мкм
2
I–очень высокий
Песчаник среднезернистый
>16,5
≥1
Песчаник мелкозернистый
>20,0
Алевролит крупнозернистый
>23,5
Алевролит мелкозернистый
>29,0
II–высокий
Песчаник среднезернистый
15–16,5 0,5–1,0
Песчаник мелкозернистый
18–19,0
Алевролит крупнозернистый
21,5–23,5
Алевролит мелкозернистый
26,5–29,0
III–средний
Песчаник среднезернистый
11–15 0,1–0,5
Песчаник мелкозернистый
14–18
Алевролит крупнозернистый
16,8–21,5
Алевролит мелкозернистый
20,5–26,5
IV–средний
Песчаник среднезернистый
5,8–11 0,01–0,1
Песчаник мелкозернистый
8–14
Алевролит крупнозернистый
10–16,8
Алевролит мелкозернистый
12–20,5
V–низкий
Песчаник среднезернистый
0,5–5,8 0,001–0,01
Песчаник мелкозернистый
2–8
Алевролит крупнозернистый
3,3–10
Алевролит мелкозернистый
3,6–12
VI–очень низкий, непромышленный.
Песчаник среднезернистый
<0.5
<0.001
Песчаник мелкозернистый
<2
Алевролит крупнозернистый
<3.3
Алевролит мелкозернистый
<3.6
50
Контрольные вопросы к практической работе №3
1. Что понимают под коллектором нефти и газа?
2. Охарактеризуйте виды коллекторов и их особенности.
3. Перечислите и охарактеризуйте основные коллекторские свойства пород–
коллекторов.
4. Что понимают под пористостью горных пород, какими показателями она характеризуется и понимается?
5. Каким законом пользуются при определении проницаемости горных пород?
6. Перечислите виды проницаемости?
7. Что называется неколлектором?
8. Назовите какие существуют межзерновые пространства?
9. Напишите формулу Дарси и выведите из нее коэффициент проницаемости.
51
Практическая работа №4
Тема: «Построение геологического профиля по данным бурения»
Цель: приобретение практических умений построения геологических профилей
Порядок выполнения работы:
1.Изучение методики построения геологического профиля
2. Из таблицы выбрать данные своего варианта.
3. Определить масштаб построения с учётом размеров листа.
4. Выполнить построение в соответствии с методическими указаниями.
5. Оформить и защитить практическую работу.
Краткие теоретические сведения по рассматриваемой проблеме:
Методика построения геологического профиля
Основное назначение поисковой скважины – вскрыть заданную толщу отложений земной коры и, используя методы геологии, геофизики, гидродинамики и геохимии, выявить продуктивные (обеспечивающие промышленный приток углеводородов) пласты (интервалы) или однозначно установить их отсутствие. При решении этой задачи используют следующие основные методы исследования разреза поисковой скважины: 1) оперативный геологический контроль бурения; 2) геофизические методы; 3) методы испытания на приток, гидродинамические методы.
Оперативный геолого–технический контроль бурения поисковой скважины является основным методом получения информации о вскрываемом разрезе до испытания скважины, используемой для выбора объекта испытания. На скважине, на основе геолого–технического контроля ее бурения оперативно, получают по метровую информацию о вскрываемом разрезе, позволяющую выделить коллекторы и во многих случаях оценить характер их насыщения.
Все характеристики, получаемые на основе оперативного геологического контроля бурения скважины, привязывают к глубине.
Данные оперативного геолого–технического контроля сводят в таблицу, на основе которой строят (оперативно на скважине) график комплексной оценки вскрываемого бурением разреза скважины, дающий 100%–ную по метровую освещенность разреза с указанием количества коллекторов, интервалов их залегания и их характеристик.
В дальнейшем этот график коррелируют с данными геофизических исследований.
52
Геологический профиль месторождения представляет собой сечение месторождения вертикальной плоскостью.
Геологический профиль (разрез) месторождения составляют по разрезам скважин: он оказывает большую помощь геологу, давая наглядное представление о строении месторождения построение профиля, помимо указанного, облегчает проектирование разведочных скважин, оказывает значительную помощь при построении структурной карты, показывает изменчивость фаций в различных направлениях и положение залежи нефти и газа, а также характер контакта их друг с другом и с водой. Поэтому усвоение методики построения геологического профиля по скважинам является важной задачей.
Схема построения геологического разреза по линии профиля I–Г
В зависимости от поставленных задач выбирают то, или иное направление профиля.
Поперечный профиль (вкрест простирания пород или по падению пород) проектируют для изучения тектоники месторождения: для изучения какого–либо нарушения проводят профиль вкрест нарушения.
53
Продольный профиль (по простиранию пород) строят также для изучения тектоники месторождения: по существу он вытекает из сопоставления ряда поперечных профилей и дополняет их.
Профили других направлений, диагональные простиранию и падению составляют для изучения, например, нарушений и фациальной изменчивости отложений в указанных выше направлениях.
Геологический профиль по скважинам строят как правило, в масштабе геологической или структурной карты, по которой его составляют. Если масштаб карты очень мелкий, а в профиле необходимо показать различные детали, то профиль выполняют в более крупном масштабе.
Горизонтальный и вертикальный масштабы при построении профиля берут одинаковыми во избежание искажения углов падения пород. Разные масштабы принимают лишь в тех случаях, когда горизонтальное расстояние между скважинами весьма большое (например, на платформе), а для более детального изучения разреза по вертикали необходимо принять более крупный масштаб.
Однако и в этом случае более целесообразно брать одинаковые масштабы, для того чтобы уместить скважины на одном листе бумаги, показав разрывы между ними.
Профиль вычерчивают в определенной последовательности в отношении стран света, располагая слева на право: ю–с, юз–св, з–в, сз–юв.
ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ
1. Ознакомиться с методом построения профиля.
Составляют профиль в следующем порядке:
Проводят линию уровня моря и вычерчивают графический вертикальный масштаб.
На линии уровня моря точками показывают положение скважин в профиле согласно выбранному масштабу.
Через указанные точки проводят вертикальные линии стволов скважин и в масштабе показывают альтитуды скважин: содержание отметок альтитуд дает рельеф поверхности в направлении составляемого профиля.
Проводят вторую линию, параллельную стволу скважины, и вычерчивают колонку разреза скважины, пользуясь условными знаками.
Проводят корреляцию (сопоставление) разрезов скважин и окончательно вычерчивают геологический профиль.
2. Из таблицы выбрать данные своего варианта.
3. Определить масштаб построения с учётом размеров листа.
4. Выполнить построение в соответствии с методическими указаниями.
5. Оформить и защитить практическую работу.
54
Вариант 1
По предложенным данным построить геологический профиль в условных обозначениях:
Забой скв.
2600
2300
2250
1970
2150
2120
1980
1980
2050
№ скв.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ГЛИНА
0–200 400–450 550–600 0–150 350–400 500–650 0–150 300–350 550–600 0–150 300–350 500–550 0–200 300–400 500–550 0–200
–
350–400 0–250
–
400–550 0–300 350 550–
600 0–350 400–450 500–600
ПЕСЧАНИК
200–400 450–550.
800–1000 150–350 400–500 850–1050 150–300 350–450 700–1000 150–300 350–450 600–900 200–300 300–400 600–800 200–250 300–350 650–800 250–300 350–400 800–850 300–350 350–500 700–900 350–400 450–500 700–900
НЕФТЬ
2050–2750 2000–2500 1900–2500 1800–2400 1750–2350 1750–2300 1600–2100 1750–2350 1800–2400
ВОДОНАСЫЩ.
600–700 2750–2900 650–750 2500–2600 600–700 2500–2600 550 2400–2500 2350–2450 2300–2400 550 2100–2200 600–700 2350–2450 600–700 2400–2500
Условные обозначения:
Глины (абсолютные отметки кровли и подошвы), м
Песчаник (), м
Нефтенасыщенный коллектор ( ),м
Водонасыщенный коллектор (), м
Расстояния между скважинами считать одинаковыми.
55
Вариант 2
По предложенным данным построить геологический профиль в условных обозначениях:
Забой скв.
2600
1100
2160
2240
2050
1900
1850
1985
2120
№ скв.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ГЛИНА
0–200 400–450 550–600 0–150 350–400 500–650 0–150 300–350 550–600 0–150 300–350 500–550 0–200 300–400 500–550 0–200
–
350–400 0–250
–
400–550 0–300 350 550–600 0–350 400–450 500–600
ПЕСЧАНИК
200–400 450–550.
800–1000 120–260 400–500 800–1300 150–300 350–450 700–1000 150–300 350–450 600–900 200–300 300–400 600–800 200–250 300–350 650–800 250–300 350–430 800–850 300–350 350–570 700–900 350–400 450–500 700–
900
ГАЗ
2050–2750 910–1200 1900–2500 1800–2400 1750–2350 1750–2300 1600–2100 1750–2350 1800–2400
ВОДОНАСЫЩ.
550–800 2750–2900 600–800 2500–2600 600–700 2500–2600 550–600 2400–2500 430–600 2350–2450 350–650 2300–2400 430–800 2100–2200 570–700 2350–2450 500–700 2400–2500
56
Вариант 3
По предложенным данным построить геологический профиль в условных обозначениях:
Забой скв.
3050
2600
3000
2800
2750
2900
1850
2200
1720
№ скв.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ГЛИНА
0–150 400–450 550–600 0–100 350–400 500–650 0–250 300–350 550–600 0–100 300–350 500–550 0–200 300–400 500–550 0–200
–
350–400 0–250
–
400–550 0–300 350 550–600 0–350 400–450 500–600
ПЕСЧАНИК
200–400 450–550.
800–1000 150–350 400–500 850–1050 150–300 350–450 700–1000 150–300 350–450 600–900 200–300 300–400 600–800 200–250 300–350 650–800 250–300 350–400 800–850 300–350 350–500 700–900 350–400 450–500 700–900
НЕФТЬ
–
–
450–600 450–630 490–670 500–700
–
–
–
ГАЗ
2040–2650 2120–2780 2230–3200 2800–3200 2750–3260 2650–3150 1600–2100 1750–2350 1800–2400
ВОДОНАСЫЩ.
600–700 2750–2900 650–750 2500–2600 600–700 2500–2600 550 2400–2500 2350–2450 2300–2400 550 2100–2200 600–700 2350–2450 600–700 2400–2500
57
Вариант 4
По предложенным данным построить геологический профиль в условных обозначениях:
Забой скв.
2235
2500
2400
1850
2750
1900
1850
1890
2300
№ скв.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ГЛИНА
0–200 400–450 550–600 0–150 350–400 500–650 0–150 300–350 550–600 0–150 300–350 500–550 0–200 300–400 500–550 0–200
–
350–400 0–250
–
400–550 0–300 350 550–600 0–350 400–450 500–600
ПЕСЧАНИК
200–400 450–550.
800–1000 150–350 400–500 850–1050 150–300 350–450 700–1000 150–300 350–450 600–900 200–300 300–400 600–800 200–250 300–350 650–800 250–400 800–850 300–350 350–500 700–900 350–400 450–500 700–900
НЕФТЬ
2120–2750 2300–2800 1900–2500 1800–2400 1750–2350 1750–2300 1600–2100 1750–2350 1800–2400
ВОДОНАСЫЩ.
600–700 2750–2900 650–750 2500–2600 600–700 2500–2600 550 2400–2500 400–500 2350–2450 400–650 2300–2400 550–800 2100–2200 600–700 2350–2450 600–700 2400–2500
58
Вариант 5
По предложенным данным построить геологический профиль в условных обозначениях:
Забой скв.
2650
2400
2560
2500
2550
2500
1850
2000
232000
№ скв.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ГЛИНА
0–230 400–450 550–600 0–100 350–400 500–650 0–100 300–350 550–600 0–100 300–350 500–550 0–200 300–400 500–550 0–200
–
350–400 0–250
–
400–550 0–300 350 550–600 0–350 400–450 500–600
ПЕСЧАНИК
200–400 450–550.
800–1000 150–350 400–500 850–1050 150–300 350–450 700–1000 150–300 350–450 600–900 200–300 300–400 600–800 200–250 300–350 650–800 250–300 350–400 800–850 300–350 350–500 700–900 350–400 450–500 700–
900
ГАЗ
–
100–350 100–300 100–300
–
–
–
–
–
НЕФТЬ
2150–2780 2320–2600 1960–2780 1800–2700 1750–2750 1750–2700 1600–2100 1750–2350 1800–2400
ВОДОНАСЫЩ.
600–700 2750–2900 650–750 2500–2600 600–700 2500–2600 550 2400–2500 2350–2450 2300–2400 550 2100–2200 600–700 2350–2450 600–700 2400–2500
59
ПРИМЕР ВЫПОЛНЕНИЯ ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЫ
В разрезе месторождений Большого Уренгоя выделено несколько этажей газоносности. Схематический геологический профиль Уренгойского месторождения представлен на рисунке. В целом, слагающие продуктивную толщу породы литологически неоднородны, анизотропны и имеют различные геолого–физические свойства. Залежи углеводородов – пластовые, сводовые. Коллекторами являются песчаники и алевролиты с глинистым цементом.
Верхний этаж газоносности – водоплавающие сеноманские залежи с большой площадью газоносности, залегающие на глубине 1030–1280м. Сеноманская залежь
Уренгойского месторождения приурочена к мощной толще песчано–глинистых отложений, сложно переслаивающихся глинами. Залежь сводовая, подстилаемая водой, с неоднородным терригенным коллектором. Продуктивная толща характеризуется сильной изменчивостью по площади и по разрезу, при крайней неоднородности разреза содержание песчаных пород в нем превалирует над глинистыми, наличие отдельных глинистых разделов большого распространения обуславливает строение залежи близкое к пластово–массивному типу.
Глубина залегания залежи от 1000 до 1250 м. Поверхность ГВК наклонена с юга на север от
1187 до 1200 метров, при этом данные разведки и эксплуатационного бурения свидетельствуют о сложном характере поверхности начального ГВК. Покрышкой залежи служат турондатские отложения толщиной до 600 метров. Фильтрационно–емкостные свойства и начальные термобарические условия залегания залежи характеризуются следующими показателями: пористость от 28 до 37%, проницаемость варьируется от 300 до
3500 мД, газонасыщенность от 70 до 74%, максимальный этаж газоносности 230 м, начальное пластовое давление 122.1 МПа, температура 31 С.
Средний этаж газоносности – газоконденсатонефтяные залежи нижнего мела.
Глубина залегания от 1700 до 3340 м. Залежи этих месторождений приурочены к валанжинским отложениям и в них выделяется от 13 до 17 газоносных пластов. Эти объекты по разведанным запасам почти в пять раз меньше сеноманских, но являются основными по содержанию жидких углеводородов (нефть, конденсат), а также этана и пропан–бутана.
Начальное пластовое давление в залежах от 23, 5 до 34,5 МПа, пластовая температура плюс
62 – плюс 97 0
С. Среднее потенциальное содержание конденсата изменяется от 75 до 370 г/м
3
60
Третий этаж газоносности – юрский глубокозалегающий комплекс, сложенный ачимовскими отложениями. Его большие потенциальные ресурсы (по газу более 7 трлн. м3) наименее реализованы.
Продуктивность ачимовских отложений на Уренгойском месторождении установлена в 1978 году. В настоящее время залежи находятся в стадии разведки. Пробурено более 40 разведочных скважин. По экспертным оценкам ВНИИГаза эти залежи будут преимущественно мелкими и средними с аномально высокими пластовыми давлениями и низкими коллекторскими свойствами.
Ачимовские отложения – единый глинистый массив, включающий песчаные тела клиноформенного типа, характеризующиеся как гидродинамическая система закрытого типа.
Глины и песчаники недоуплотнены, имеют большую пористость и аномально высокие поровые и пластовые давления. Коллекторы изменчивы, порового и поровотрещиноватого типа с широким диапазоном изменения проницаемости, характером насыщения: газ, конденсат, нефть, вода.
Глубина залегания ачимовской толщи от 3472 до 3687 м. Дебиты скважин по газу от
3 до 360 тыс.м
3
/сутки, дебиты нефти от 2 до 30 м
3
/сутки. Пористость коллектора 10–18%, нефтегазонасыщенность
–
65%, проницаемость
– доли единиц миллидарси, нефтенасыщенные толщины от 4 до 14 м.
Общая толщина пластов изменяется от 20 до 40 м. Аномально высокие пластовые давления от 49,2 до 65,8 МПа. Потенциальное содержание конденсата достигает 483 гр/м
3
Разрез Уренгойского месторождения представлен породами палеозойского складчатого фундамента и песчано–глинистыми терригенными отложениями платформенного мезозойско–кайнозойкого осадочного комплекса.
62
Контрольные вопросы к практической работе №4
1. Дать определение понятию «геологический профиль»?
2. На основании, каких данных проводится построение профилей на промыслах?
3. Как обозначается горные породы при построении профилей?
4. Какие могут быть направления профилей?
5. Каково значение геологических профилей?
6. В каком масштабе выполняют геологический профиль?
7. Что показывает поперечный профиль?
8. Что такое типовой разряд и сводный разрез?
9. Какие материалы используются при составлении нормального разреза месторождения?
63
Практическая работа№5
2>
1 2 3 4 5 6
Тема: «Методика построения структурной карты по данным бурения»
Цель: приобретение практических умений по составлению структурных карт по кровле продуктивного пласта нефтяного (газового) месторождения способом треугольников.
Порядок выполнения работы:
1.
Изучить основные способы построения структурных карт
2.
Выбрать наиболее подходящий способ построения
3.
Заполнить таблицу по примеру Таб. 5.2
Краткие теоретические сведения по рассматриваемой проблеме:
ПОСТРОЕНИЕ СТРУКТУРНЫХ КАРТ
Структурная карта представляет собой изображение в горизонталях (изогипсах) рельефа какого–либо стратиграфического раздела.
Структурная карта дает четкое представление о строении выбранного горизонта, обеспечивает наиболее точное проектирование разведочных и эксплуатационных скважин, облегчает изучение изменения свойств по площади продуктивного горизонта
(мощности, пористости, проницаемости), помогает определять границы залежи и распределения давления.
За базисную поверхность при построении структурных карт обычно принимают уровень моря, от которого производится отсчет горизонталей (изогипс) глубинного рельефа. Отметки глубин, расположенных ниже уровня моря, берутся со знаком минус, а перед отметками изогипс, расположенных выше уровня моря, ставится знак плюс.
На рисунке 1 показан пример структурной карты, построенной по кровле пласта, сложенного известняком.
Сечение изогипс выбрано через
25 метров.
Рис.1 Изображение подземного рельефа пласта с помощью структурной карты
64
На практике сечение изогипс выбирается в зависимости от степени выраженности структуры. Чаще всего пользуются стандартными сечениями: 5, 10, 25, 50 и 100 метров. Для очень пологих структур сечение изогипс берут более мелким: 2 – 3 метра.
Изогипса пласта показывает его простирание. На криволинейных участках изогипс простирание в любой точке (точка А на рис. 1) направлено по касательной к ней, а падение – перпендикулярно касательной по направлению к большим глубинам. Расстояние между соседними изогипсами показывает угол падения пласта на данном участке. Чем ближе изогипсы расположены друг к другу, тем круче угол падения, а чем дальше – тем угол положе.
В промысловой практике применяются обычно два основных способа построения структурных карт: способ треугольников и способ профилей.
Построению структурной карты должны предшествовать:
1) выбор поверхности, по которой намечается построение; эта поверхность должна хорошо прослеживаться в разрезах всех пробуренных скважин и не являться границей размыва;
2) выбор масштаба структурной карты; в зависимости от поставленных задач чаще всего применяют масштабы 1:5000, 1:10000, 1:25000,
1:50000 и 1:100000;'
3) проверка правильности нанесения положения скважин на план, а также их альтитуд;
4) выбор сечения изогипс в зависимости от требуемой детальности изучения структуры и особенностей ее строения.
Способ треугольников
Построение структурных карт способом треугольников дает хорошие результаты при изучении сравнительно спокойно построенных структур, не имеющих разрывных нарушений или слабо нарушенных. Прежде всего, все точки скважин наносятся по координатной сетке на планшет выбранного масштаба. Составляется таблица исходных данных для построения.
Около каждой точки скважины на плане пишут соответствующие номера скважин и, в виде знаменателя дроби, значение приведенных к уровню моря глубин залегания поверхности, по которой строится структурная карта. После этого все точки скважин соединяют между собой
65 линиями так, чтобы они образовали систему треугольников, в каждой вершине которых должна находиться точка скважины. Затем между вершинами треугольников (точками скважин), по данным отметок глубин залегания, проводят интерполяцию в соответствии с выбранными интервалами сечения между изогипсами и, соединяя одноименные отметки плавными линиями строят структурную карту.
При построении системы треугольников следует, руководствуясь данными о положении оси складки, проводить длинные стороны треугольников примерно параллельно ей. Не допускается интерполяция между скважинами, находящимися на разных крыльях складки. Для этого предварительно анализируются отметки – глубин по скважинам, которые имеют примерно симметричные значения по одну и другую стороны от направления оси поднятия; кроме того, следует учитывать, что вдоль оси складки отмечаются минимальные углы падения пород.
Предположим, что на площади пробурено 15 скважин, вскрывших кровлю горизонта, по которому нужно составить структурную карту. Для систематизации данных по скважинам и для расчета абсолютных значений глубин залегания кровли горизонта составляется
специальная таблица (таблица 1).
Таблица 5.1
Номер сква- жины
Превышение устья скважины над уровнем моря, м
Глубина от устья, м
Приве- денная глубина, м
Номер сква- жины
Превышение устья скважины над уровнем моря, м
Глубина от устья, м
Приведенная глубина, м
1 35 628 593 9
51 673 622 2
41 643 602 10 48 652 604 3
47 638 591 11 64 695 631 4
38 651 613 12 57 677 620 5
40 657 617 13 37 661 624 6
34 646 612 14 49 675 626 7
43 667 624 15 42 667 625 8
40 665 625
Вычисленные значения приведенных глубин надписываются у соответствующих скважин на плане их расположения (рисунок 2). Анализ абсолютных значений глубин залегания кровли выбранного горизонта показывает, что ось складки проходит примерно через скважины 15, 1, 3, 10, 8. Точки скважин соединяют линиями, которые образуют треугольники; при этом стремятся к тому, чтобы длинные стороны треугольников были примерно параллельны намеченной оси.
Если при построении треугольника по соседним скважинам в его вершине образуется очень тупой угол (как при соединении скважин 9, 4, 8), то его длинную сторону лучше не
66 проводить, так как интерполяция между точками, находящимися на ее концах (скважине 9 и
8), практически повторяет, но менее точно, интерполяцию по коротким сторонам данного треугольника (между скважине 9 и 4 и между скважине 4 и 8). Затем выбирается сечение изогипс (в данном примере 10 м) и согласно ему производится интерполяция между скважинами таким образом, чтобы отметки изогипс были кратны выбранному сечению (в данном примере 600, 610, 620).
Рисунок 2 – Построение структурной карты по способу треугольников
В числителе дроби – номер скважины, в знаменателе – абсолютная отметка скважины.
Сечение изогипс 10 м
Полученные при интерполяции одноименные отметки соединяют плавными линиями
(изогипсами), получая тем самым структурную карту (см. рис. 2, на котором изображена брахиантиклинальная складка).
Порядок выполнения работы
1.
Выбрать масштаб структурной карты. Для этого нужно найти минимальные и максимальные значения координат X и Y, затем полученные значения сравнить с размером будущей карты (листа формата А4 или А3).
2. Отобразить на листе бумаге схему расположения устьев скважин в соответствии с координатами (X и Y), представленными в Вашем варианте.
3. С учетом азимута искривления ствола скважины (φ) и величины смещения (А
гор
) определить место положения точки пересечения ствола скважины с кровлей пласта.
67
Например, известно расположение устья скважины 1-Поисковой; азимут и величина смещения соответственно равны 90° и 100 м, масштаб карты - 1:10 000 (рисунок 3).
Рисунок 3 − Определения места положения точки пересечения ствола скважины с кровлей пласта
4. Рассчитать абсолютные отметки точек вскрытия кровли картируемого пласта (Н) в каждой скважине по формуле:
)
(
L
L
Alt
Н
где Alt – альтитуда устья скважины, м (рисунок 4); L - глубина точки вскрытия скважиной кровли пласта, замеренная по стволу, м; ∆L – поправка на удлинение скважины за счет ее искривления, м.
Данные для расчета выдаются отдельно.
Таблица 5.2 - Исходные данные для построения структурной карты методом треугольников
№ скв.
Альтитуда устья, м Alt
Глубина точки вскрытия кровли, м L
Поправка за удлинение ствола скважины, м ∆L
Абсолютная отметка точки вскрытия кровли, м H
+50
-675
+125
-550
…
…
…
…
…
+69
-650
68
Рисунок 4 - Определение абсолютной отметки точки вскрытия скважиной кровли пласта
5. Вычисленные значения абсолютных отметок кровли пласта нанести на схему скважин, поместив их под номером соответствующей скважины.
6. Выбрать сечение изогипс, исходя из разницы между минимальной и максимальной абсолютными отметками кровли пласта. Количество изогипс на структурной карте должно быть не менее 5 и не более 10.
7. Соединить между собой ближайшие скважины отрезками, получив систему треугольников (рисунок 5).
69
Рисунок 5− Построение структурной карты методом треугольников
(по М.А. Жданову)
8. На каждой стороне треугольника, применяя способ линейной интерполяции, определить места положения точек с абсолютными отметками, кратными сечению изогипс.
9. Точки с одинаковыми абсолютными отметками соединить плавными линиями; оцифровать изогипсы.
10. На построенную карту нанести внешний контур нефтеносности.
11. Составить легенду (условные обозначения) к структурной карте.
Содержание отчета, форма и правила оформления отчета о выполненной работе.
В отчете следует отразить: цель работы, краткое теоретическое обоснование, ход выполнения практической работы. Полученные данные представить в виде структурной карты кровли продуктивного пласта, а также таблицы, аналогичной таблице 2, где привести исходные данные и результаты расчётов.
Защита работы проводиться в устной форме.