ПОБУДОВА СТРУКТУРНОЇ КАРТИ ПОВЕРХНІ ВОДОНАФТОВОГО КОНТАКТУ (ВНК) І ВИЗНАЧЕННЯ ПОЛОЖЕННЯ КОНТУРІВ НАФТОГАЗОНОСНОСТІ
НА СТРУКТУРНИХ КАРТАХ
МЕТА І ЗАВДАННЯ РОБОТИ
Метою роботи є ознайомлення студентів з методом визначення границь покладів нафти чи газу при наявності в них нахилених контактів.
Завданням роботи є побудова карти поверхні водонафтового контакту покладу і визначення положення зовнішнього і внутрішнього контурів нафтоносності на структурних картах покрівлі і підошви продуктивного горизонту.
Основні ТЕОРЕТИЧНі положення
При підрахунку запасів, проектуванні і аналізі розробки покладів нафти і газу завжди необхідно знати точне положення їх границь. На геологічних профілях ця границя показується у вигляді площини розділу між нафтою (або газом) і водою, яка отримала назву водонафтового контакту – ВНК (газонафтового контакту – ГНК або газоводяного контакту – ГВК). На структурних картах границі покладу показують у вигляді контурів нафтогазоносності. Під контуром нафтогазоносності розуміють проекцію на горизонтальну площину лінії перетину площини ВНК з поверхнею пласта.
Карта водонафтового (газоводяного) контакту відображає в ізогіпсах положення розділу нафта-вода (нафта-газ, газ-вода).
При наявності покладів з контурними водами площина ВНК пересікає покрівлю і підошву пласта, а в покладах з підошвенними водами – тільки покрівлю. Тому в першому випадку виділяють два контури нафтоносності - зовнішній і внутрішній, а в другому – тільки один.
Карта водонафтового (газоводяного) контакту допомагає найбільш чітко і об’єктивно визначити границі покладу нафти (газу) і тим самим дає можливість правильно підходити до питання розміщення експлуатаційних і нагнітальних свердловин.
Виконання завдання починається з вибору масштабу і нанесення свердловин на план.
Для побудови карти водонафтового (газоводяного) контакту необхідно знати абсолютні відмітки водонафтового (газоводяного) контакту в свердловинах, пробурених у водонафтовій зоні продуктивного пласта.
Для отримання абсолютних відміток водонафтового (газоводяного) контакту в свердловинах необхідно від альтитуди гирла свердловини відняти глибину ВНК.
Вирахувані відмітки надписують біля відповідних свердловин і, використовуючи метод трикутників, проводять інтерполяцію відміток і будують карту поверхні водонафтового (газоводяного) контакту.
Для визначення границь покладу необхідно побудувати структурні карти покрівлі і підошви пласта. Січення ізогіпс структурних карт береться таким самим, як і січення ізогіпс на карті водонафтового (газоводяного) контакту. Точки пересічення ізоліній водонафтового (газоводяного) контакту з однойменними ізогіпсами покрівлі продуктивного пласта визначає на плані положення зовнішнього контуру нафтогазоносності, а точки перетину таких самих ізоліній водонафтового (газоводяного) контакту з однойменними ізогіпсами підошви продуктивного пласта визначають положення внутрішнього контуру нафтогазоносності.
ПОРЯДОК ВИКОНАННЯ РОБОТИ
1 Побудувати структурні карти покрівлі і підошви пласта. Для цього за координатами Х і Y спочатку будують план розміщення свердловин, вираховують абсолютні відмітки покрівлі і підошви пласта, підписують їх біля кожної свердловини і будують карти методом трикутників за допомогою палетки.
2 Побудувати карту поверхні ВНК. Для цього спочатку знаходять свердловини, які розкрили ВНК, а потім вираховують для них відмітку ВНК. Свердловини, які розкрили ВНК, відрізняються від інших тим, що в них загальна товщина пласта (різниця глибини залягання підошви і покрівлі) більша за нафтонасичену (газонасичену). Для таких свердловин відмітка ВНК вираховується за формулою
, (7.1)де hпк – абсолютна відмітка покрівлі пласта в даній свердловині, м;
hеф.н/н – ефективна нафтонасичена товща пласта в даній свердловині, м.
На чистий лист паперу копіюють із структурної карти план розташування свердловин, які розкрили ВНК, надписують біля них абсолютні відмітки ВНК і методом трикутників будують карту поверхні ВНК.
3 Нанести на структурні карти положення зовнішнього (на карті покрівлі пласта) і внутрішнього (на карті підошви пласта) контурів нафтоносності. Для цього необхідно накласти структурну карту на карту поверхні ВНК так, щоб співпали однойменні свердловини, а потім знайти точки перетину ізогіпс обох карт, які мають однакові абсолютні відмітки. Через отримані точки провести контури нафтоносності. При цьому необхідно враховувати, що свердловини, які розкрили ВНК, повинні бути всередині зовнішнього контуру нафтоносності і зовні внутрішнього контуру нафтоносності (рис. 7.1, 7.2).
Рисунок 7.1 – Визначення положення зовнішнього контуру нафтоносності при нахиленому контакті нафта-вода
1 – ізогіпси покрівлі продуктивного пласта; 2 – ізогіпси поверхні контакту нафта-вода; 3 – зовнішній контур нафтоносності
Рисунок 7.2 – Визначення положення внутрішнього контуру нафтоносності при нахиленому контакті нафта-вода
1 – ізогіпси підошви продуктивного пласта; 2 – ізогіпси поверхні контакту нафта-вода; 3 – внутрішній контур нафтоносності
КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ
1 Що називають контуром нафтоностності (газоносності)?
2 Коли будують карту поверхні ВНК?
3 Як знаходять відмітку ВНК?
4 Як знаходять положення зовнішнього і внутрішнього контурів нафтоносності?
5 Для чого необхідно знати межі покладу?
ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 8
ПОБУДОВА КАРТ ЕФЕКТИВНИХ ТОВЩИН ТА ЕФЕКТИВНИХ НАФТОНАСИЧЕНИХ ТОВЩИН
МЕТА І ЗАВДАННЯ РОБОТИ
Метою роботи є отримання навичок побудови карт ефективних і ефективних нафтонасичених товщин пласта.
Завданням роботи є побудова карт ефективних і ефективних нафтонасичених товщин пласта за індивідуально виданим завданням.
Основні ТЕОРЕТИЧНі положення
Карти товщин використовуються при підрахунку запасів для визначення об’ємів нафто- або газонасиченої частини покладу, для гідродинамічних розрахунків при виборі систем розробки покладів, для розміщення на покладі видобувних і нагнітальних свердловин, для аналізу розробки.
Розрізняють карти загальної, ефективної і ефективної нафтогазонасиченої товщини пласта. Загальна товщина – це товщина пласта від покрівлі до підошви. Ефективна товщина – це загальна товщина всіх проникних прошарків в пласті від його покрівлі до підошви. Під ефективною нафто-, газонасиченою товщиною розуміють загальну потужність проникної частини пласта, насиченої нафтою (газом).
Перед побудовою карти ефективної нафто-, газонасиченої товщини будується карта ефективних товщин пласта. Значення ефективних товщин в свердловинах отримується як різниця між глибинами залягання підошви і покрівлі пласта (за винятком непроникних прошарків). Отримані значення підписують біля відповідних свердловин і інтерполюються методом трикутників. Січення ізопахіт (лінії рівних товщин) приймаються 0,5 м, 1 м, 2 м, 5 м.
На карту ефективних товщин переносяться зовнішній і внутрішній контури нафтоносності. Ефективні товщини в межах внутрішнього контуру нафтоносності будуть відповідати ефективним нафтонасиченим товщинам (область повного нафтонасичення пласта).
У межах водонафтової зони ефективна нафтонасичена товщина буде змінюватись від значень ефективної товщини від лінії внутрішнього контуру нафтоносності до нуля до лінії зовнішнього контуру нафтоносності, тобто в межах водонафтової зони лише частина ефективної товщини є нафтонасиченою (рис. 8.1).
ПОРЯДОК ПОБУДОВИ
Дана робота є продовженням попередньої роботи, тому для її виконання використовуються вже дані попередньої роботи. Робота виконується в наступному порядку:
1 Побудувати карту ефективних товщин. Для цього на планшеті розміщення свердловин надписати величини ефективних товщин пласта в кожній свердловині і далі з допомогою палетки побудувати ізолінії ефективної товщини пласта (методом трикутників). У даній роботі умовно допускається, що пласт від покрівлі до підошви повністю проникний, тобто ефективна товщина дорівнює загальній.
2 Нанести на побудовану карту зовнішній і внутрішній контури нафтоносності.
3 Побудувати карту ефективних нафтонасичених товщин. На цій карті в межах внутрішнього контуру нафтоносності ефективна нафтонасичена товщина дорівнює ефективній, тому ізопахіти (ізолінії товщин) пласта на цій ділянці карти повністю відповідають ізопахітам на карті ефективних товщин. Між внутрішнім і зовнішнім контурами нафтоносності ізопахіти ефективних нафтонасичених товщин проводять шляхом інтерполяції між максимальними значеннями товщин на внутрішньому і нульовими – на зовнішньому контурах нафтоносності з врахуванням даних свердловин, пробурених на цій ділянці. В межах ділянки покладу ізопахіти, як правило, повторюють конфігурації контурів нафтоносності.
Рисунок 8.1 – Побудова карти ефективної
нафтонасиченої товщини
а – карта ефективних товщин;
б – карта ефективних нафтонасичених товщин;
1 – зовнішній контур нафтоносності; 2 – внутрішній контур нафтоносності; 3 – ізолінії ефективної товщини;
4 – ізолінії ефективної нафтонасиченої товщини.
КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ
1 Що називають загальною, ефективною і ефективною нафтонасиченою товщиною пласта?
2 Як будується карта ефективної товщини пласта?
3 Як змінюється ефективна нафтонасичена товщина пласта в міжконтурній зоні?
4 Як будується карта ефективних нафтонасичених товщин?
5 З якою метою використовується карта ефективних нафтонасичених товщин?
ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 9
ПОБУДОВА КАРТ ІСТИННИХ І ПРИВЕДЕНИХ ІЗОБАР
Мета та завдання роботи
Метою роботи є навчити студентів методики побудови карт ізобар (пластових тисків).
У завдання роботи входить побудова карт істинних і приведених ізобар (за виданим індивідуальним завданням).
ОСНОВНІ ТЕОРЕТИЧНІ ПОЛОЖЕННЯ
Газ, нафта і вода, які заповнюють пори в пластах, знаходяться під деяким напором, який називається пластовим тиском. Величина пластового тиску залежить від цілого ряду факторів (глибини залягання, відстані до області живлення та ін.) і змінюється по площі продуктивного горизонту.
У пластах, які знаходяться в розробці, пластовий тиск значно змінюється в часі та просторі. Вивчення характеру зміни величини пластового тиску в процесі розробки є дуже важливим для пізнання процесів, які протікають в пласті та для контролю за розробкою.
для вивчення характеру розподілу пластових тисків по площі покладу та їх зміну в процесі розробки широко використовують карти пластових тисків. Як правило, такі карти складають поквартально або по півріччям.
розрахунок істинних пластових тисків
Вихідним матеріалом для побудови карт ізобар є результати визначення величин пластових тисків в свердловинах, які розкрили даний пласт. визначення пластових тисків в експлуатаційних свердловинах нафтових родовищ проводяться за допомогою глибинного манометра. В п’єзометричних свердловинах, де рівень рідини знаходиться нижче гирла, величину пластового тиску можна визначити розрахунковим методом.
Визначення тисків глибинним манометром часто проводиться не на глибині залягання продуктивного пласта, а вище або нижче. У цьому випадку величина пластового тиску розраховується за формулою:
, (9.1)де Рпл – пластовий тиск, МПа;
Рвим – тиск, виміряний глибинним манометром, МПа;
Нпк, Нпід – відповідно, глибина залягання покрівлі і підошви продуктивного пласта, м;
Нвим – глибина точки виміру тиску глибинним манометром, м;
rр – густина рідини (нафти або води), кг/м3;
g – прискорення вільного падіння, м/с2 (в розрахунках
g = 9.81 » 10 м/с2).
Знак “+” перед дужками ставиться тоді, коли глибина точки виміру тиску глибинним манометром менша за глибину середини пласта, а “–” – коли більша.
Рівень рідини в п’єзометричних свердловинах заміряється або спеціальною желонкою, або ехолотом. При встановленому статистичному рівні протитиск, який чинить рідина, що заповнила свердловину, на пласт дорівнює пластовому тиску. Знаючи висоту стовпа рідини та її густину, можна вирахувати величину пластового тиску.
Якщо рідина в свердловині однорідна, то розрахунок пластового тиску проводиться за формулою:
Рпл = hрЧrрЧgЧ10-6, (9.2)
де hр – висота стовпа рідини, м.
Якщо свердловина заповнена нафтою і водою, розрахунок проводиться за наступною формулою:
Рпл = (hнЧrн+ hв Чrв) ЧgЧ10-6, (9.3)
де hн, hв – відповідно стовпи нафти і води в свердловині, м;
rн, rв – відповідно густина нафти і води, кг/м3.
розрахунок пластових тисків приведених
ДО РІВНЯ МОРЯ
Розрахунок приведених пластових тисків проводиться за наступною схемою:
а) для свердловин, які дають чисту нафту (рис. 9.1):
Рисунок 9.1 – Схема визначення приведених до рівня моря пластових тисків в нафтових свердловинах при різному розташуванні покрівлі пласта
1 Пластовому тиску вираховують еквівалентний йому стовп нафти за формулою:
hн = PплЧ106/rнЧg, (9.4)
де hн – висота стовпа нафти від середини продуктивного пласта, м.
2 Приведений до рівня моря тиск визначається як відстань від рівня моря до розрахованого рівня нафти в свердловині. У випадку, коли рівень нафти знаходиться вище рівня моря, приведений тиск приймається із знаком “+”, а якщо нижче - із знаком “-”. Розрахунок приведених до рівня моря пластових тисків проводиться за формулою:
±l = hн - L + А, (9.5)
де L – глибина середини пласта, м;
А – альтитуда гирла свердловини, м;
±l– приведена ізобара (з відповідним знаком), м.
б) для свердловин, які дають воду.
Пластовий тиск, на середині продуктивного пласта, розраховується за формулою:
Pпл=hвЧrвЧgЧ10-6, (9.6)
Висота, на якій би знаходився рівень рідини в свердловині, якщо б вона була заповнена нафтою дорівнює:
hн = PплЧ106/rнЧg, (9.7)
Підставляючи (9.6) в (9.7), отримаємо:
hн = hвЧrв /rн, (9.8)
де hв – висота стовпа води від середини продуктивного пласта, м
1 За формулою (9.6) знаходимо висоту стовпа води від середини продуктивного пласта
hв = PплЧ106/rвЧg, (9.9)
2 Приведений до рівня моря тиск визначається за формулою:
. (9.10)де hвнк – абсолютна відмітка початкового водонафтового контакту, м;
hср.п. – абсолютна відмітка середини продуктивного пласта, м.
в) для свердловин, які дають нафту і воду.
У таких свердловинах висота стовпа нафти, що створював би протитиск на середину продуктивного пласта, дорівнює висоті сумарного стовпа нафти і води.
1 Висоти стовпів нафти і води розраховуються за формулами (9.4) та (9.9)
2. Приведений до рівня моря тиск визначається за формулою:
. (9.11)розрахунок пластових тисків приведених ДО відмітки початкового водонафтового контакту
При розрахунку пластових тисків приведених до відмітки початкового водонафтового контакту (ВНК) необхідно враховувати положення поточного ВНК.
1. Якщо переміщення ВНК не спостерігається або не значне, то розрахунок приведених тисків проводиться за формулами:
а) для свердловин, які дають нафту:
, (9.12)де
– приведений пластовий тиск до відмітки початкового ВНК, МПа;
– абсолютна відмітка початкового ВНК, м;б) для свердловин, які дають воду:
. (9.13)2 Якщо ВНК в процесі розробки перемістився на значну відстань, розрахунок приведеного тиску у свердловинах, які дають нафту проводиться за формулою:
, (9.14)де
– абсолютна відмітка поточного ВНК, м;Порядок побудови
1 побудувати структурну карту покрівлі продуктивного горизонту.
2 Нанести початковий контур нафтоносності.
3 розрахувати значення пластових тисків у всіх свердловинах.
4 Методом трикутників побудувати карту істинних ізобар (на фоні структурної карти).
5 Розрахувати пластові тиски приведені до рівня моря та до відмітки початкового ВНК.
6 Методом трикутників побудувати карту приведених пластових тисків до рівня моря.
7 Методом трикутників побудувати карту приведених пластових тисків до відмітки початкового ВНК.
ПОБУДОВА П’ЄЗОМЕТРИЧНОГО ПРОФІЛЮ
Різні значення величин пластових тисків залежать від співвідношення між положенням п’єзометричної поверхні, глибиною залягання пласта і перевищенням гирла свердловини на рівнем моря.
При визначенні пластових тисків існує три варіанти співвідношень між глибиною залягання пласта, положенням п’єзометричної поверхні та гирл свердловин (рис 9.2).
Рисунок 9.2 – Співвідношення глибини залягання пласта, положення п’єзометричної поверхні та гирл свердловин
А,В,С – гирла свердловин; П.п – п’єзометрична поверхня;
Н’ – відстань від п’єзометричної поверхні до гирла свердловини.
1 При Рпл < 0,01ЧН, п’єзометрична поверхня знаходиться нижче гирла свердловини (див. рис. 9.2а). При цьому пластовий тиск дорівнює:
, (9.15)де Рпл – пластовий тиск, МПа;
Н – глибина залягання покрівлі продуктивного горизонту, м;
h – відстань від гирла свердловини до п’єзометричної поверхні, м;
rв – густина води, кг/м3, приймається rв = 1000 кг/м3;
g – прискорення вільного падіння, м/с2 , приймається g=10 м/с2.
Звідси
. (9.16)2 При Рпл = 0,01Чш, п’єзометрична поверхня співпадає з положенням гирла свердловини (див. рис. 9.2б). У даному випадку
. (9.17)Відповідно
. (9.18)3 При Рпл > 0,01ЧН, п’єзометрична поверхня знаходиться вище гирла свердловини (див. рис. 9.2в). У цьому випадку
. (9.19)Тоді
. (9.20)ПОРЯДОК ПОБУДОВИ
П’єзометричний профіль будується наступним чином:
1 Вибирається напрямок п’єзометричного профілю, як правило це напрямок навхрест простягання структури.
2 Ламаною лінією з’єднують свердловини, через які буде побудований профіль.
3 Переносять лінію профілю (яка буде служити за лінію рівня моря) на планшет, витримуючи при цьому віддалі між свердловинами в масштабі карти.
4 З точок свердловин у вибраному відносно планшета вертикальному масштабі відкладають альтитуди гирл, які потім з’єднують між собою (при цьому утворюється рельєф денної поверхні) та глибину залягання покрівлі і підошви продуктивного пласта ( створюючи модель продуктивного пласта).
5 Від точок гирл свердловин відкладають віддалі до п’єзометричної поверхні.
6 Отримані точки з’єднують прямими лініями при цьому одержуємо п’єзометричний профіль.
КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ
Що таке пластовий тиск? Які тиски існують в природних резервуарах?
Який тиск називається гідростатичним, надгідростатичним та меншим за гідростатичний?
Що називають ізобарою ?
Якими способами визначається пластовий тиск?
З якою метою будують карти істинних і приведених ізобар?
Який порядок визначення пластових тисків приведених до рівня моря та до поверхні ВНК?
Для чого будують п’єзометричний профіль?
Які існують варіанти співвідношень між глибиною залягання пласта, положенням п’єзометричної поверхні та гирл свердловин?
ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 10
1 2 3 4 5