8.2. Методы построения карт поверхностей коллекторов, их использование в нефтепромысловой практике

Стр-ная карта - карта, на к-ой с помощью линий одинаковых высот (изогипс) подземного рельефа изображается положение в прост-ве опорной пов-ти (кровли и подошвы пласта).

Стр-ные карты позволяют решать слопросы:

1) проектировать точное положение разв. скв-н;

2) установить положение и кол-во доб. и нагн. скв-н на площади н. или г. залежей при составлении технол-их схем и проектов разработки;

3) определение местоположения внеш. и внутр. контуров нефтегазоносности;

4) выяснить закономерности изменения св-в продукт-ого пласта;

5) выявить особенности распределения пласт-ого давления в пределах залежи;

6) оценивать запасы н. и г., а также их категорийность в пределах залежи;

7) установить закономерности продвижения текущих контуров нефтеносности в процессе разработки залежи;

8) опр-ть текущую нефтеотдачу вырабатываемых участков залежи.

Три основных способа постр-ия стр-ных карт:

1) метод треугольников, когда изучаемая структура обычно не имеет тектон-их нарушений. Сначала наносят план расп-ния скв-н,  где указывают № скв. и АО кровли (подошвы) пласта, все точки скв-н соединяют так, чтобы по возможности обр-лись равносторонние или равнобедренные треугольники, затем выбирают сечение изогипс и соотв-но производят интерполяцию отметок м/у скв-ми, одноименные  отметки  соед-ют  плавными  изолиниями;

2) метод профилей прим-ся когда изучаемая стр-ра разбита рядом тектон-их нарушений и для узких высокоамплитудных складок. Строят по скв-ам ряд поперечных геол-их разрезов по линиям профилей, по к-ым производят разведку м/р-ия. Затем выбирают сечение изогипс и на расст-ях, равных этому сечению, проводят гориз-ые паралл-ые линии. Полученные точки пересечения этих линий с кровлей (подошвой) пласта сносят на линию профиля с соотв-щими отметками, а затем на план расположения скв-н. Одноименные отметки соединяют плавными линиями (изогипсами);

3) методом схождения исп-тся тогда, когда возни­кает необходимость постр-ия стр-ной карты по опорной повер-ти, вскрытой лишь единичными скв-ми. Обяз-ым условием явл-ся наличие на той же площади какого-либо маркирующего горизонта, залегающего выше по разрезу и пройденного значительным числом скв-н, позволяющих уверенно составить по нему стр-ную карту. Карта получается в рез-те наложения изохор (линий одинаковых толщин между 2-мя соседними повер-ями) на стр-ую карту кровли. Сумма АО опорного пласта и величины изохоры дает АО нижезалегающего пласта.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7.2 Литологическое расчленение разрезов карбонатных и гидрохимических отложений по данным ГИС.

 

АК, ∆tскел

δтвазы (плотность)

Кп

 

Известняки

160 мкс

2,7

0-4

Кп по ρпКп по АК≈Кп по НК

Доломиты

155

2,79

2-8

Кп по АК≈ Кп по ρп; Кп по АК> Кп по НК

Ангидрит

145

2,84

<1

Кп по АК> Кп по НК+2%

Гипс

-

2,2

0,5-1,5

Кп по АК< Кп по НК; Jнк<Jнк* (Jнк* ≈ 3у)

Соли: Галит

190

2,1

→0

dскв>>dном

Jнк→max

Jгк→min

(J – плотность потока)

Сильвин

-

2,1

0

Карналлит

-

2,1

0

Мергель

 

2,1

 

Jнкmax

Jгкmax

ρп<ρп*

Гипс: высокие показатели НК (нейтронный метод по тепловым нейтронам), высокое водородосодержание по ГГМ, низкая пористость по АК.

Каменная соль: высокие показания НК, увел-е диаметра, низкая естественная радиоактивность.

Калийные соли: высокие показания НК и ГК, увел-е диаметра.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.2 Тектонические критерии нефтегазоносности.

Глритерием явл-тся устойчивое прогибание тер-рии и амплитуда прогибания.

Тектон-кие факторы – процессы, которые идут на уровне планеты, отдельных осадочных бассейнов и зон. На н/г-носность влияют:

1. Морфолог-ие формы (структурно-морфолог-ие). Наиболее благоп-ные морфолог-ие формы – своды, мегавалы. Наименее – прогибы.

2. Характер движения (м.б. гориз-ое и верт-ое разного масштаба);

Морфология тектонических структур:

Надпорядковые- ≥ 100 000 км2 (платформы, геосинкл системы, плиты, мегаантрии и синклинории, НГ-носные бассейны, провинции)

I порядка 6 000 – 100 000 км2 (своды, мегавпадины, мегапрогибы, мегавалы)

II порядка 200 – 6 000 км2 (валы, зоны поднятий, впадины, ложбины, седловины)

III  порядка 20 – 200 км2 (локальные поднятия, струкосы)

VI  порядка ≤ 20 км2 (купола, ослож-щие локальные поднятия).

Залежи открыты во всех структурах (+ и -), осадочный бассейн – седиментационный. Max-ая концентрация запасов на сводах, основная ловушка – антиклинальная структура, есть залежи и в синклинальных ловушках.

Масштаб движений разный. Выделяют планитарный регион-ый масштаб (это субдукция, спрединг, абдукции, надвиги, подвиги, раздвиги). Выделяются:

1. Пассивные окраины континентов (Атлантический океан), в которых идет концентрация н., спокойно прогибаются, генерируют.

2. Активные окраины - испытывают огромные движения, к-ое ломает структуру, где температурный градиент 10-120С – выделение газа и интенсивное разрушение сформировавшейся залежи нефти. Тихоокеанская окраина является самой богатой.

Динамика погружения явл. благоп-ым фактором для н/г-образования. Тектоническая напряженность – сумма квадратов погружения G= H12+H22+…+Hn2/n,  Н1,Н2,Н3 – через равные промежутки времени. Тектонические напряжения в осадочном бассейне идут из силовых полюсов. При длительном нахождении на глубине 500 м идет разрушение ОВ, является отрицательным фактором.

Движение локальных стр-р (3 и 4 порядка). Чем интенсивнее росла стр-ра, чем она была более унаследованной, тем она благоп-ее для н/г-образования (не благоп-ая – погребенная стр-ра). Впадина – расформировавшаяся стр-ра, неблагоп-ый фактор.

Поэтому изучают палеотектонику, палеотектонические движения. В результате палеотектонические карты сравнивают с совр-ными, если расхождения маленькие м/у конфигурациями, то это хорошо, если большие расхождения –были структурные перестройки.

Региональные подъемы тер-рии, как и прогибание играют +-ую роль, приводят к снижению давления, газ начинает выделяться в свободную фазу из растворенного состояния, в результате чего образуется новое м-ие, амплитуда совр-ых подъемов  500-700м. Для всей планеты новейший подъем был в палеогене 3 и неогене 1.

Субдукция – надвигание литосферных плит, обр-тся крупные ловушки, высокие температуры (способствует интесив-ой генерации УВ), высокие амплитуды стровушек, к-ые возникают в процессе дробления и сжатия, образование разломов которые являются экраном и образует пути миграции. В местах субдукции набл-ся как интенсив-ое обр-ние УВ, так и разрушение сформ-хся УВ.

Спрединг – раздвижение и прогибание, огромная скорость седиментации, большие мощности осадков, хорошая температура. Форм-ся рифтовые зоны. По разломам, ограничивающим рифты, происходит поступление из мантии тепла, нужного для генерации УВ.

Надвиги – когда горы надвигаются на платформы и обр-тся поднадвиговые залежи. В ЗС это встречается в палеозойских отложениях.

Дрейф континентов - движение плиты по остаточной намагниченности (бассейны Аравийского п-ва). Дрейф был как в северном направлении, так и в южном (в юре на юг, в триассе – на север). MAX-ое же нефтеобразование приходится на эпохи пониженной скорости движения и изменения знака движения.