Нефтегазопромысловая геология и геофизика

L — глубина скважины от устья до кровли пласта, м;

Н — альтитуда скважины, м;

l - приведенная изобара (с соответствующим знаком), м.

   Вычисленные  приведенные изобары используют  для построения карты приведенных изобар. Для этого приведенные изобары надписывают у скважин на плане их расположения и далее аналогично структурной карте путем интерполяции строят карту приведенных изобар (рис. 11).

 

Рис. 11. Карта  приведенных изобар для брахиантиклинальной  складки

/ — изогипсы  по кровле пласта, м; 2 — приведенные  изобары, м; зоны давлений: 3 — повышенного, 4 — пониженного; 5 — внешний контур нефтеносности; точками показано положение скважин

На ней  отчетливо видна резкая дифференциация зон депрессий и зон повышенного давления, являющаяся следствием неравномерной разработки пласта. В этом заключается преимущество карт приведенных изобар при анализе разработки пласта.

      Карты истинных изобар при  существенном угле падения пород не позволяют эффективно провести анализ разработки, хотя составлять их полезно для решения ряда геолого-промысловых вопросов. Построение таких карт значительно облегчается при наличии карт приведенных изобар. Для этого карту приведенных изобар накладывают на структурную карту и, пользуясь методом схождения, в точках пересечения приведенных изобар и изогипс подземного рельефа определяют значения истинных изобар       (рис. 12) по формуле

_{±l-(±h и. к)= h}                                    где

А_{и. к} — изогипса кровли пласта, м;

Н — истинная изобара, м.

            По вычисленным таким образом значениям строят карту истинных изобар (рис. 13).

 

Рис. 12. Схема  построения карты истинных изобар по данным карты приведенных изобар по методу карты схождения. 

1— изогипсы, м; 2 - приведенная изобара, м; 3 – точки для построения карты истинных изобар

  

               Для   пологих структур,  когда угол падения пород не превышает 1—2°, строят непосредственно карты истинных изобар, в других же случаях для анализа разработки пласта составляют карты приведенных изобар

 

Рис. 13. Карта  истинных изобар

Однако при  наличии карты приведенных изобар полезно строить и карту истинных изобар, которая является основной для определения среднего пластового давления на дату ее составления. Сопоставление средних пластовых давлений на различные даты позволяет судить о явлениях, происходящих в недрах в процессе разработки, и намечать соответствующие мероприятия для интенсификации добычи нефти и повышения коэффициента нефтеотдачи.

    Карты  истинных изобар удобнее выражать  не в метрах (h) нефтяного                 столба, а в мегапаскалях по соотношению _p=hp/100,                                         где p — плотность нефти.    Средним пластовым давлением в каком-либо выделенном объеме пласта называется то давление, которое установилось бы в нем после полного перераспределения и выравнивания давления в результате мгновенной изоляции этого объема от окружающей среды.

    Среднее  пластовое давление вычисляют  по карте истинных изобар как средневзвешенную величину по площади или по объему, пользуясь формулой:

                                     где

р_ср. —среднее пластовое давление на дату составления карты изобар, МПа;

 f_1,f₂,...,f_п—площади отдельных участков пласта, ограниченные соседними изобарами, м;

 h_1,h₂,...,h_п—средние мощности пористой части пласта между соответствующими соседними изобарами, м;

 p_1,p₂, ..., p_п — средние давления в соответствующих участках, определяемые как средние величины между двумя соседними крайними изобарами, МПа.

В тех случаях, когда мощность пласта не меняется или изменяется незначительно, среднее пластовое давление определяют путем взвешивания лишь по площади, при значительной изменчивости мощности среднее пластовое давление определяют путем взвешивания по объему.

Расхождения в определении среднего пластового давления при взвешивании по площади и по объему обычно не превышают 5—6% (иногда достигают 10%); величины этих расхождений зависят от характера изменения мощности пласта и вида карт изобар.

   При  определении среднего пластового  давления путем взвешивания по объему построение карты изобар ведут в следующем порядке:

1. строят карту истинных изобар;
2. строят карту равной эффективной мощности;
3.   накладывают одну карту на другую и в точках пересечения указанных изолиний берут произведения рh;

4) по   точкам   пересечения   изолиний  (по   значениям   рh) строят новую карту равных значений ph;

5) по этой карте рассчитывают среднее пластовое давление как величину, взвешенную по объему с той лишь разницей, что в данном случае производят взвешивание по площади значений ph, ограниченных соседними изолиниями ph.

         Карты изобар, как уже указывалось, широко применяют для определения среднего пластового давления и анализа разработки пласта на основании изучения распределения пластовых давлений.

    Обычно  карты изобар на промыслах составляются ежеквартально и раздельно для следующих площадей: 1) для зоны отбора жидкости, т. е. для площади, на которой расположены эксплуатационные скважины; 2) для кольцевой зоны между нагнетательными и экспуатационными скважинами; 3) в целом для всей площади, охваченной нагнетательными и эксплуатационными скважинами.

   Исследования  показали, что карты изобар могут  быть использованы и для решения других вопросов, а именно:

определения   скорости   перемещения   контура   нефтеносности на отдельных участках, что помогает при решении задачи по обеспечению равномерного его перемещения;

1. приближенного определения проницаемости пласта;
2. приближенной  оценки  внешней  области  залежи  путем изучения характера изменения давлений в связи с отбором жидкости внутри самой залежи;
3. приближенного   определения   положения   водонефтяного контакта.

При изучении распределения пластовых давлений по картам изобар следует иметь в виду, что отдельные участки сгущения изобар свидетельствуют об увеличении отбора жидкости из них, о нагнетании воды в пласт или об ухудшении коллекторских свойств пласта по сравнению со смежными участками.

     Производя расчет давлений по картам изобар, кроме среднего пластового давления для всей залежи полезно вычислить средние давления для различных зон пласта: зоны отбора, зоны нагнетания и др.

   Точность  составления карт изобар в  значительной мере зависит от точности замеров давлений в скважинах, что связано с конструкцией манометра и его техническим состоянием.

 

Карта отбора и охвата

   Важным  вопросом оценки эффективности  осуществляемой системы разработки является полнота выработки запасов нефти. В связи с этим при анализах разработки первостепенное внимание должно уделяться выяснению степени охвата разработкой отдельных частей залежи, продуктивных пластов и прослоев. Эта задача может быть успешно решена при организации достаточно эффективного контроля над процессом разработки, обеспечивающего получение данных для качественной и количественной оценки состояния выработки запасов залежи.

     Величина коэффициента охвата характеризует степень вытеснения из пласта нефти и эффективность осуществляемой системы заводнения.

  Контроль  выработки запасов и анализ  охвата пластов заводнением для однопластовых залежей проводится более успешно, так как в этом случае можно не учитывать характер охвата пласта заводнением по мощности, поскольку пластовое давление по всей мощности примерно одинаковое, что практически обеспечивает выработку пласта по всей мощности. Поэтому достаточно изучения степени охвата пласта заводнением по площади пласта.

    Сопоставляя  между собой отдельные участки  залежи по темпу отбора запасов и текущей добыче нефти, можно судить о том, какие из участков вырабатываются недостаточно и что следует сделать для интенсификации их выработки.

  Построение  карт охвата закачкой пластов  осуществляется следующим образом. На карту, отражающую особенности распределения типов коллекторов пласта, наносятся все работающие на данный пласт нагнетательные скважины с указанием объемов закачиваемой в них воды. По всем эксплуатационным скважинам приводится объем добычи из данного пласта и характер их работы. Для учета степени воздействия, закачки воды (степени охвата) по условиям эксплуатации скважин выделяют три типа участков:

1. участки, испытывающие влияние закачки, достаточное для фонтанной добычи;
2. участки испытывающие влияние закачки, достаточное для механизи-рованной добычи при относительной стабилизации пластового давления;

3) участки,  в  которых влияние закачки  не  наблюдается. 
При отнесении участков к тому или другому типу основным показателем служит работа пластов в каждой скважине.

    Первостепенной  задачей является определение  пластов, принимающих воду из  нагнетательных скважин. Для этого  используются такие виды исследований, как закачки в пласты радиоактивных изотопов и особенно определение приемистости пластов непосредственно в скважинах глубинными расходомерами, получение сведений о разобщении пластов пакерами, гидроразрывах и пр. В результате анализа данных исследований должно быть определено, сколько и в какие пласты закачано воды за какой-либо отрезок времени (с начала разработки, за год и т. п.).

    Только  после этого можно приступить  к анализу работы пластов в  эксплуатационных скважинах. Здесь  важно знать, сколько нефти добывается из каждого пласта и каким способом.

  На  рис. 14  приведена  карта  влияния  закачиваемой воды.

   При  расчлененности объекта разработки на ряд отдельных изолированных друг от друга пластов степень воздействия на каждый из них нередко бывает различной, что приводит к неравномерной выработке отдельных пластов.

   В связи  с разной проницаемостью пластов вода будет быстро вытеснять нефть из пластов с хорошими коллекторскими свойствами и почти совсем не будет вытеснять ее из пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами. В результате интенсивность выработки пластов будет весьма различной .

В таком случае о степени выработки отдельных пластов лучше всего судить по характеру приемистости воды в перфорированных интервалах пластов нагнетательных скважин.

 

 

 

2. Выделение терригенных  и карбонатных пластов-коллекторов по данным ГИС.

 

Терригенные породы

   При  изучении песчано-глинистого разреза,  представленного главным образом песками, песчаниками, алевролитами и глинами, основное значение имеют диаграммы электрического каротажа.

   Пески  и песчаники. Невысокие сопротивления соответствуют высокопористым породам: пескам и рыхлым песчаникам; малопористые сцементированные песчаники отмечаются высокими сопротивлениями, величины которых изменяются в больших пределах и при значительной степени цементации превышают в десятки и сотни раз сопротивление рыхлых песчаников. Сопротивление песчаных пород, насыщенных нефтью или газом, обычно во много раз больше сопротивления этих же пород, насыщенных пластовой водой, имеющей присущую данному горизонту минерализацию.

На диаграммах ПС пески и песчаники, чистые от примесей глин, в наиболее распространенном случае, когда минерализация пластовой воды превышает минерализацию бурового раствора, отмечаются отклонениями кривой ПС в сторону отрицательных значений — минимумами ПС. В противном случае пескам и песчаникам соответствуют положительные аномалии ПС. Песчаным пластам, содержащим в своем составе примеси глин, соответствуют неглубокие минимумы ПС; при достаточно больших примесях глин глинистые пески и глинистые песчаники на диаграммах ПС не выделяются.

   Слабыми  отклонениями ПС характеризуются  песчаники, сцементированные глинистым цементом. Плотные глинистые песчаники на диаграммах ПС также не выделяются. Нефтегазонасыщенные песчаники, как правило, отмечаются на кривых ПС такими же показаниями, как и водоносные.

    На  диаграммах микрозондов высокопористые  проницаемые пески и песчаники отмечаются невысокими кажущимися сопротивлениями, обычно в 1,5—2 раза большими сопротивления бурового раствора.

    Естественная  радиоактивность песчаных пород  значительно меньше естественной радиоактивности глинистых пород. Поэтому на диаграммах гамма-каротажа пласты песков и песчаников отмечаются пониженными показаниями по сравнению с вмещающими их глинами.

  Против  глинистых песков  песчаников  естественное гамма-излучение более высокое, чем против чистых песчаных пород; с увеличением степени глинистости песков и песчаников возрастает и их естественная радиоактивность.

   По  данным нейтронного гамма-каротажа  нефтеносные и водоносные пески и песчаники отмечаются пониженными показаниями вызванного гамма-излучения.