Изучение внешних форм залежей углеводородов

2 Изучение  внешних форм залежей углеводородов

2.1 Общие сведения

Залежь – это единичное  скопление углеводородов в ловушке  любого типа. Под ловушкой понимается замкнутая геологическая структура, экранируемая за счет перегиба слоев (антиклинальная форма), либо возможными литологическим, стратиграфическим или дизъюнктивным экранами. Залежь подразумевает также наличие пород – коллекторов, перекрываемых и подстилаемых непроницаемыми породами.

Каждая залежь имеет свою определенную форму и объем.

В общий объем входят все слагающие залежь породы (коллекторы и неколлекторы) от ВНК (ГНК) до кровельной поверхности продуктивного горизонта.

Эффективный объем залежи – это объем только нефтегазонасыщенных пластов – коллекторов, находящихся в тех же границах общего объема, но с исключением объема плотных пород - неколлекторов.

Форма залежи в пространстве определяется:

1. положением кровли и подошвы пласта – коллектора;
2. положением границ раздела между коллектором и неколлектором (литологическое выклинивание, стратиграфическое несогласие и т.п.);
3. дизъюнктивными нарушениями;
4. поверхностями водо – газо – нефтяных контактов.

Линии пересечения на структурных картах названных выше граничных поверхностей образуют границы  залежей (контуры нефтегазоносности, границы коллекторов, линии дизъюнктивных нарушений).

Процедуру нахождения и  вынесения на карту всех названных  поверхностей и геологических границ, определяющих общий и эффективный  объем залежей, называют геометризацией залежи, что предусматривает изображение ее в препарированном виде, где можно видеть структуру кровли и подошвы пласта, его строение (однородное или расчлененное на пропластки), положение ВНК или ГНК, осложняющие залежь линии выклинивания коллекторов, дизъюнктивные нарушения и другие осложнения (рисунок 1).

2.2 Изучение  структурных поверхностей, ограничивающих залежь

Подавляющее большинство  залежей приурочено к тектоническим  структурам (антиклинальным поднятиям, куполам и другим формам складок). Поэтому форма тектонических  структур, в основном, определяет и  форму залежи.

В качестве верхней границы залежи принимается кровля продуктивного горизонта или пласта. В том случае, когда прикровельная часть продуктивного горизонта выполнена проницаемыми породами, верхней границей залежи служит поверхность пласта – коллектора.

Нижней границей залежи служат подошва пласта – коллектора и водонефтяной или газоводяной контакты (рисунок 1).

 

Рисунок 1 – Примеры  проведения верхней и нижней границ залежи и коллекторов в однопластовом  продуктивном горизонте (а), залежи в  многопластовом продуктивном горизонте (б), коллекторов в многопластовом продуктивном горизонте (в).

 

Форма рельефа верхней  и нижней границ залежи изучается  и изображается с помощью структурных  карт, т.е. с помощью изолиний (изогипс). Для построения структурной карты  любой поверхности, в том числе кровли и подошвы пласта, необходимо определить:

1. глубину залегания этой поверхности во всех скважинах (по каротажу);
2. проекцию точки пересечения ствола скважины с искомой поверхностью, т.е. определить смещение забоя относительно устья по инклинограмме и вынести эту точку на план со скважинами. Значение абсолютной отметки нашего горизонта будет относиться не к устью скважины, а к точке расположения на карте ее забоя;
3. рассчитать абсолютные отметки горизонта по всем скважинам и вынести их на план расположения скважин в нужном нам масштабе. Около каждой скважины подписываются данные в виде дроби, в числителе которой пишется номер скважины, в знаменателе – абсолютная отметка поверхности горизонта.

Абсолютная отметка  поверхности в данной точке определяется по формуле:

 

где H – абсолютная отметка горизонта относительно уровня моря;

    L – глубина искомой поверхности;

      А – альтитуда устья скважины, т.е. превышение ее устья над уровнем моря;

     ∆L – удлинение скважины за счет искривления ствола (поправка на кривизну) (рисунок 2)

 

Рисунок 2 – Определение  абсолютной отметки погребенной  поверхности в скважинах, пробуренных  с отклонением от вертикали.

 

Структурная карта –  это изображение рельефа любой поверхности в плане при помощи изолиний, т.е. линий равных абсолютных отметок (рисунок 3). Применяются два основных способа построения структурных карт: способ треугольников (для простых ненарушенных структур) и способ профилей, рекомендуемый для построения поверхности, расчлененной дизъюнктивными нарушениями на блоки.

Построение структурных  карт только по данным скважин, т.е. чисто формально, может дать искаженную картину, далекую от фактической формы. Поэтому при построении структурных карт следует учитывать всю дополнительную информацию о форме поверхности, в первую очередь сейсмические карты и профили, которые помогут установить положение сводов поднятий, отдельных куполов, крыльев складок и периклиналей.

Выбор сечения изогипс  – важная задача. Величина сечения  является критерием точности карт. Она зависит от плотности точек  наблюдения, т.е. от количества скважин, точности исходных данных, сложности картируемой поверхности, амплитуды структуры. Чем меньше сечение, тем с большей детальностью может быть отрисована структурная карта (обычно на практике сечение изогипс принимается не менее 5 м.). В среднем, для наших платформенных структур это 10 – 20 м, но для высокоамплитудных структур типа Оренбургского вала величина сечения может быть увеличена до 50 м и более.

 

Рисунок 3 – Изображение  рельефа погребенной поверхности  в разрезе и в плане –  на структурной карте (по И.О.Броду и Н.А.Еременко).

2.3 Изучение  дизъюнктивных нарушений

Дизъюнктивные нарушения  бывают в виде сброса и взброса. В  зависимости от того, открыты или  закрыты трещины в плоскости  нарушения, они бывают экранирующими или проводящими.

Если в пределах разных блоков ВНК, ГВК или ГНК находятся на разном уровне, или в одном блоке при одинаковых отметках горизонта содержится нефть (газ), а в другом блоке – вода, то разрывное нарушение относится к экранирующему типу и служит границей залежей. При одинаковых отметках водонефтяного или газоводяного контактов в соседних блоках тектонические нарушения являются проводящими.

Повторяющийся разрез в  скважине – признак взброса, выпадение  из разреза каких – то пластов  и горизонтов свидетельствует о наличии сброса (рисунок 4).

 

Рисунок 4 – Пример повторяющегося разреза в скважине при пересечении  ею плоскости взброса (по И.О.Броду  и Н.А. Еременко).

 

Для построения структурной  карты способом профилей пунктирными  линиями выносят проекции всех пересечений  с линиями уровней, а затем в пределах каждого блока проводят соответствующие изогипсы. Взбросовая часть блока рисуется сплошными линиями, а сбросовая часть, которая как бы невидима сверху, т.е. закрытая надвигом – рисуется пунктирной линией (рисунок 5).

 

Рисунок 5 – Изображение сброса-I и взброса-II на структурной карте и профильном разрезе (по М.А.Жданову).

2.4 Изучение  границ залежи, связанных с литологическим  или стратиграфическим выклиниванием  пласта – коллектора

Если в каких–то скважинах  пласт–коллектор замещается на неколлектор или срезается за счет стратиграфического несогласия, то граница залежи проводится на половинном расстоянии между скважинами, вскрывшими пласт – коллектор и скважинами, в которых пласт представлен плотными непроницаемыми породами (см. рисунок 1).

2.5 Определение  границ залежи, обусловленных положением ВНК (ГНК)

Нижними границами залежей  служат водонефтяные или газоводяные  разделы, т.е. уровни раздела нефть  – вода или газ – вода.

В пределах залежи газ, нефть, вода располагаются в соответствии с законом гравитации, т.е. газ – вверху, нефть занимает среднее положение, вода подстилает залежь снизу. Однако, кроме сил гравитации в пластах – коллекторах действуют еще и капиллярные силы.

Благодаря капиллярному воздействию на границах воды с нефтью и нефти с газом соответственно вода и нефть поднимаются выше уровня, соответствующего гравитационным силам.

Высота капиллярного подъема возрастает с уменьшением плотности фаз и температуры, с ростом минерализации воды. В результате действия капиллярных сил четких границ между фазами в залежах не образуется, а выделяются переходные зоны, в которых имеет место двухфазное состояние флюидов (рисунок 6). Толщина переходных зон изменяется в широких пределах – от единиц метров до 10- 15 м (например, в песчаных коллекторах Западной Сибири). Эти обстоятельства необходимо учитывать при обосновании границ раздела между флюидам.

 

 

Рисунок 6 – Типичное размещений нефти, газа и воды в пласте.

I – газовая шапка; II – зона перехода от газа к нефти; III – нефтяная залежь;

IV – зона перехода от нефти к воде; V – водоносный пласт;

1 – газ; 2 – нефть; 3 – вода.