Нефтегазопромысловая геология и геофизика

Федеральное агентство  по образованию РФ

ГОУ ВПО Удмуртский Государственный  Университет

Нефтяной факультет

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

по дисциплине: «Нефтегазопромысловая  геология и геофизика»

Выполнил:                                                             студент группы 060800-21(к)

Лызлов И.Ю.

Проверил:                                                                                     Борхович С.Ю.

Ижевск, 2007

Содержание:

1. Методика построения и примеры (структурная карта (метод треугольников, метод профилей), карта равных мощностей, геологические профили, корреляционные схемы, карта изобар, карта отбора и охвата) область применения графического материала.

                                                                                                               стр. 3

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

стр. 27

3. Стандартный комплекс ГИС используемый на месторождении и методика его интерпретации.

стр. 33

4. Список используемой  литературы.                                              стр. 53

1. Методика построения и примеры (структурная карта (метод треугольников, метод профилей), карта равных мощностей, геологические профили, корреляционные схемы, карта изобар, карта отбора и охвата) область применения графического материала.

Структурная карта. Структурная карта отображает  в горизонталях подземный рельеф кровли или подошвы какого-либо одного горизонта. Она дает четкое представление о строении недр, обеспечивает наиболее точное проектирование эксплуатационных и разведочных скважин, облегчает изучение залежей нефти и газа, в частности исследование изменения свойств продуктивных пластов (мощности, пористости, проницаемости, распределения пластовых давлений и т.п.) в различных участках структуры.

        При построении  структурных карт за базисную  плоскость обычно принимают уровень  моря, от которого отсчитывают  горизонтали (изогипсы) подземного  рельефа. Отметки изогипс ниже  уровня моря берут со знаком  «минус», который иногда не ставят, имея в виду, что отсутствие знака всегда указывает на минус, а отметки изогипс выше уровня моря показывают со знаком «плюс». Равные по высоте промежутки между изогипсами называются сечением изогипс.

          Изогипса  показывает простирание пласта. На криволинейных участках изгиба изогипс простирание в любой точке направлено по касательной к данной точке, а падение- -перпендикулярно к ней (от более мелких значений отрицательных отметок изогипс к более крупным). При однообразном падении пластов расстояния между изогипсами остаются одинаковыми. При уменьшении углов падения пластов изогипсы будут расходиться и, наоборот, при увеличении углов падения они будут сближаться.

           В  промысловой практике обычно  применяют два основных способа  построения структурных карт:

1. метод треугольников, который эффективно используют в случае малонарушенных или не имеющих нарушений структур;
2. метод профилей, который обычно применяют в случае сильнонарушенных структур; его также используют вместе со способом треугольников.

            Для составления структурной  карты выполняют следующее:

1. изучают разрезы скважин и выбирают горизонт, по кровле которого намечается построение структурной карты; выбранный горизонт должен быть развит по всей площади и хорошо выделяться в разрезах скважин; путем сопоставления разрезов скважин убеждаются в том, что выбранный горизонт находится в нормальном залегании и кровля его не размыта;
2. проверяют соответствие положения скважин на карте по положению их на местности, а также их альтитуды (превышения); 
   если возникают сомнения, то их разрешают с помощью топографо-геодезической съемки;
3. выбирают сечение изогипс в зависимости от требуемой детальности изучения структуры и сложности ее строения.

После этого  приступают к построению структурной карты.

Метод треугольников

      Метод треугольников состоит в том, что скважины, расположенные на плане, соединяют линиями так, чтобы образовалась система треугольников. Затем между вершинами (точками скважин) треугольников по данным отметок глубин залегания обычно кровли (реже подошвы) избранного пласта проводят интерполяцию и, соединяя одноименные отметки, строят структурную карту в соответствии с выбранным сечением пласта. При построении системы треугольников следует руководствоваться имеющимися данными о региональном простирании пород, проводя длинные стороны треугольников примерно параллельно простиранию и избегая интерполяции между скважинами вкрест предполагаемой оси складки. Для этого анализируют имеющиеся по скважинам отметки пласта, которые будут иметь примерно симметричные значения по одну и другую стороны от направления оси складки.

Рис. 1. Построение структурной карты  методом треугольников

В числителе дроби – номер скважины в знаменателе – абсолютная отметка скважины в метрах.

        Одноименные отметки соединяют плавными линиями (изогипсами), получая тем самым структурную карту (рис. 1)

          При построении структурной карты наиболее трудоемкой частью работы является интерполяция между скважинами. Для ее облегчения следует    пользоваться    масштабной сеткой  (высотной арфой), состоящей из ряда параллельных линий.

При интерполяции между скважинами значений абсолютных глубин залегания предполагается, что их изменение происходит по линейному закону. При этом условии расстояния от скважин до точек пересечений прямой, соединяющей их, искомыми изогипсами можно рассчитать по формуле:

H_х = h₁ + h₁₅-h₁  * x                               где

                D

 Н_х — значение искомой изогипсы; м;

 Н₁. — абсолютная глубина залегания кровли горизонта в скв. 1, м;

Н₁₅ — абсолютная глубина залегания кровли горизонта в скв. 15, м;

D — расстояние между скв. 1 и 15, м;

 х — расстояние от скв. 1 до искомой изогипсы на прямой, соединяющей точки скв. 1 и 15, м.

     Методом треугольников нельзя проводить интерполяцию приведенных глубин между кустами скважин, расположенными на значительном расстоянии друг от друга. В подобных случаях во избежание ошибок лучше проводить интерполяцию по отдельным кустам скважин.

Метод профилей

   Метод профилей применяют для построения структурных карт при наличии структур, характеризующихся сложным тектоническим строением и разбитых разрывными нарушениями. Иногда его применяют совместно с методом треугольников.

   На  рис. 2 показана последовательность  построения структурной карты по методу профилей. Прежде всего по скважинам составляется ряд поперечных, а иногда продольных геологических профилей (профили I—I, II—II, III—III, IV—IV). На профилях выделяют кровлю (или подошву) опорного горизонта, по которому намечается построить структурную карту. В зависимости от сложности тектонического строения площади и желаемой степени детальности построений выбирается сечение изогипс (в приведенном примере 25 м).

Рис.2. Структурная  карта построения методом профилей

1 — изогипсы кровли опорного пласта, м; 2 — горизонтальные проекции следов пересечения кровли опорного горизонта поверхностями нарушений; 3 — оси тектонических структур; 4 — направление профилей.

        Затем кровля (подошва) опорного  горизонта на каждом профиле рассекается горизонтальными плоскостями согласно выбранному сечению и масштабу чертежа. Следы пересечения плоскости профиля горизонтальными

плоскостями на чертеже будут проходить параллельно линии профиля.

     Кроме того, на линию профиля также проектируют точки пересечения кровли горизонта поверхностью нарушения и точки ее перегибов.

    Построение структурной карты (рис. 2) следует начинать с проведения горизонтальных проекций следов пересечения кровли опорного горизонта с поверхностями нарушений (линий нарушения). На чертеже это достигается соединением плавной линией точек (крестиков), ограничивающих соответствующие блоки. После этого, соединяя проекции точек перегиба кровли горизонта, проводят оси тектонических структур. Дальнейшее построение структурных карт по каждому блоку ведется раздельно путем соединения плавными линиями (изогипсами) одноименных отметок пласта на профилях.

        Для большей точности построений рекомендуется сочетать профильный способ с интерполяцией между профилями значений глубин точек нарушений и точек перегиба кровли горизонта.

   Интерполяция  между значениями глубин соответствующих точек перегибов помогает определить углы наклона пластов вдоль оси складок, а следовательно, и расстояния между изогипсами.

Использование структурных карт

Структурные карты, как уже указывалось, широко применяют при решении различных геологических задач и проектировании разработки пласта. На промыслах их используют также для решения следующих частных вопросов:

1. Для определения проектной глубины скважины;
2. Для определения угла падения пластов b  на том или дру- 
   гом участке (рис.3).

Рис. 3 Определение проектной глубины скважины и угла падения пластов по структурной карте.

Построение  карт мощностей

Карты мощностей имеют  большое практическое значение при подсчете запасов для определения объема нефте- или газонасыщенной части залежи, для гидродинамических расчетов при составлении технологических схем и проектов разработки, для размещения добывающих и нагнетательных скважин, для анализа разработки.

Различают карты  суммарной, эффективной и эффективной нефтегазонасыщенной мощности пласта. Суммарная мощность (или общая мощность пласта)—это мощность пласта от кровли до подошвы, равна разности между глубинами залегания подошвы и кровли пласта. Эффективная мощность — это мощность пласта от кровли до подошвы за вычетом мощности всех плотных непроницаемых прослоев. Эффективная нефтенасыщенная (газонасыщенная) мощность пласта — это эффективная мощность пласта от кровли до поверхности ВНК (ГВК, ГНК).

Методика построения карт мощностей аналогична методике построения структурных карт способом треугольников. Вначале составляют план расположения скважин, номер вертикальной скважины подписывают около ее устья, а номер искривленной — в точке пересечения стволом скважины кровли пласта.

Рис.4. Схема построения карты эффективных нефтенасыщенных  мощностей

а – карта эффективных  мощностей с внешним и внутренним контурами нефтеносности, б –  карта эффективных нефтенасыщенных мощностей.

Около номера скважины указывают значение мощности пласта, определенное в результате детальной корреляции и обработки комплекса промыслово-геофизических материалов. Затем точки скважин соединяют прямыми линиями с тем, чтобы по возможности получить равносторонние треугольники, значения мощностей интерполируют. Точки с одинаковыми значениями мощностей соединяют плавными линиями, называемыми изопахитами. Поэтому карты мощностей называют еще картами изопахит.

Для получения карты эффективных нефтенасыщенных мощностей строят вначале карту эффективных мощностей, которую накладывают на карту с внешним и внутренним контурами нефтеносности. В пределах внутреннего контура нефтеносности изопахиты эффективных мощностей будут полностью соответствовать эффективным нефтенасыщенным мощностям пласта. Между внутренним и внешним контурами нефтеносности изопахиты эффективных нефтенасыщенных мощностей проводят путем интерполяции между максимальными значениями мощностей на внутреннем и нулевыми — на внешнем контурах нефтеносности (рис. 4). Такие карты необходимы при подсчете запасов и проектировании разработки нефтяных и газовых залежей.

Корреляция разрезов скважин

          Особое значение имеет изучение отдельных горизонтов в целях выяснения изменчивости их мощности и коллекторских свойств и характера распределения неоднородности горизонта в пределах всего месторождения. Для детального изучения всех указанных вопросов необходимо провести тщательную корреляцию разрезов скважин, что является первоочередной и важной задачей геолога на промысле после составления разрезов по отдельным скважинам.

   Корреляция  разрезов скважин заключается  в выделении опорных пластов (и горизонтов) и в определении глубин их залегания в целях установления последовательности расположения пород, выделения одноименных пластов для прослеживания за изменением их мощности, литологического состава и фациальной изменчивости в различных направлениях. Корреляция разрезов скважин по сравнению с профилями и структурными картами, построенными непосредственно по данным разрезов скважин без их предварительной корреляции, позволяет более подробно изучить продуктивные горизонты. При сложном геологическом строении месторождения, когда наблюдаются дизъюнктивные нарушения или трансгрессивные несогласия в залегании пород, правильное построение профилей и структурных карт без предварительной корреляции разрезов скважин практически невозможно.

В зависимости  от поставленной геологической задачи проводят общую корреляцию разрезов скважин или зональную.

Составление геологического профиля

      Геологический профиль месторождения  представляет собой сечение месторождения вертикальной плоскостью.

     Геологический профиль (разрез) месторождения  составляют по разрезам скважин; он дает наглядное представление о строении месторождения, показывает изменчивость фаций в различных направлениях и положение залежей нефти и газа, а также характер контакта их друг с другом и с водой. Кроме того, при сложном строении месторождения составление профиля облегчает проектирование разведочных скважин, оказывает значительную помощь при построении структурной карты. Поэтому усвоение методики построения геологического профиля по скважинам является важной задачей.

   В зависимости  от поставленных геологических  задач выбирают то или иное направление профиля (рис. 6).

    Поперечный  профиль, (вкрест простирания пластов  или по падению) проектируют для изучения тектоники месторождения; для изучения какого-либо нарушения проводят профиль вкрест нарушения.

Продольный  профиль (по простиранию пластов) также строят 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 в указанных выше направлениях.

Рис. 6. Геологические  профили:

I-I - поперечный; II-II - продольный;  III-III- диагональный; IV-IV - поперечный по отношению к нарушению.

/ — простирание  и падение пород; 2 — направление нарушения

  Геологический  профиль по скважинам, как правило, строят в масштабе геологической или структурной карты, по которой его составляют.

   Горизонтальный  и вертикальный масштабы при построении профиля берут одинаковыми во избежание искажения углов падения пластов. 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.

    Профиль  вычерчивают в определенной последовательности в отношении стран света, располагая слева направо: юг—север, юго-запад—северо-восток, запад—восток, северо-запад—юго-восток.

    Составляют профиль в следующем порядке:

1. проводят линию уровня моря и вычерчивают графический вертикальный масштаб;
2. на линии уровня моря точками показывают положение скважин на профиле согласно выбранному масштабу;

3) через указанные  точки проводят вертикальные линии стволов скважин и в масштабе показывают амплитуды скважин; соединение отметок альтитуд дает схематично рельеф поверхности в направлении составляемого профиля;

4. проводят вторую линию, параллельную стволу скважины, 
   и вычерчивают колонку разреза скважины, пользуясь условными знаками;
5. проводят корреляцию разрезов скважин и окончательно вычерчивают геологический профиль.

На рис.7 показан  геологический профиль, построенный  по данным изучения пробуренных скважин.

Рис. 7. Геологический  профиль по скважинам

1-песок; 2 -доломит; 3 - глина; 4 - мергель; 5 - нефтеносный  песок; 6 - гипс; 7 -битуминозный сланец; 8 - известняк; 9- глинистый песок; 10 -водоносный песок; 11 -песчаник глинистый плотный; 12 — глинистый сланец; 13 — устье скважины, 14 - след пересечения поверхности нарушения плоскостью профиля

При составлении  геологического профиля необходимо учитывать возможные его искажения вследствие как неправильного снесения точек скважин на линию профиля, так и искривления стволов скважин. Чтобы избежать искажения геологического профиля, нужно вводить поправки на снос скважин (не попавших в сечение профиля) на профиль, а также учитывать путем соответствующих построений искривление стволов скважин.

Следует иметь  в виду, что профильный разрез, составленный с использованием скважин, не лежащих на линии профиля, не всегда позволяет установить закономерность изменения разреза в данном направлении.  

  При составлении геологического профиля использование искривленных скважин приводит к искажению профиля.

 Для учета искривления скважины прежде всего нужно привести искривление ее к одной плоскости.

    Проведение наклонно-направленных (направленно-искривленных) скважин обычно применяют:

1. при наличии на дневной поверхности намеченной к разработке продуктивной площади, больших водоемов, оврагов, заболоченных труднодоступных участков, капитальных сооружений и т. п.;
2. при разработке морских нефтяных площадей (в Баку, Дагестане и др.) ;
3. при разработке крутопадающих поднадвиговых пластов (например, в Грозненском районе);
4. в особых случаях, например для ликвидации мощных от крытых фонтанов путем бурения издалека направленной скважины в зону ствола фонтанирующей скважины и для закачки в эту зону глинистого раствора и т. п.

Общая корреляция

    Общую  корреляцию проводят с целью изучения характера изменения отложений в разрезах скважин в пределах всего месторождения. 

   При общей корреляции сопоставляют разрезы скважин в целом по одному или нескольким имеющимся в разрезах горизонтам (или реперам). Для этого предварительно находят такие горизонты (реперы), которые сохраняют свою характеристику в большинстве сопоставляемых разрезов.

Реперный  пласт, как правило, должен иметь  выдержанную по площади мощность. Проведенное сопоставление будет тем надежнее, чем больше реперов удастся выделить в изучаемом разрезе пород, пройденном скважинами.

     Общую корреляцию можно проводить  по стратиграфическому, электрическому или радиоактивному реперам, маркирующему пласту и данным комплексных наблюдений (изучение шлама, микрофауны, механический каротаж и т. п.). В промысловых условиях ее обычно ведут по данным электрического каротажа.

     Чаще всего для корреляции  используются диаграммы стандартного каротажа в масштабе 1:500 или 1:200 с предварительным нанесением на них данных других методов исследования скважин.

При общей  корреляции сопоставляются разрезы  скважин в целом — от устьев до забоев — с целью прослеживания одноименных стратиграфических свит и литологических пачек. Она позволяет составить представление о строении разрезов скважин в пределах всего месторождения, о наличии (или отсутствии) разрывных нарушений, о поверхности размыва, об изменении мощности и литологии отдельных стратиграфических горизонтов и литологических пачек и т. п.

    На  рис.5 приводится пример такой общей корреляции диаграмм стандартного каротажа скважин в пределах продуктивной толщи девона Шкаповского нефтяного месторождения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. На сопоставляемых диаграммах выделяется ряд горизонтов, хорошо прослеживающихся во всех скважинах.

Указанные пласты на диаграммах электрического каротажа отмечаются постоянными показаниями, что свидетельствует о выдержанности их литологического состава в сопоставляемых скважинах. Учитывая, что последние расположены на больших расстояниях друг от друга и  в  различных  частях структуры, можно говорить о постоянстве литологического состава этих пластов в пределах всей площади нефтяного месторождения.

Непостоянная  мощность, фациальная изменчивость и  изменение положения границ продуктивных пластов внутри стратиграфических горизонтов заставляют полагать, что указанные пласты в пределах рассматриваемой площади представляют собой отдельные, возможно изолированные друг от друга, линзы песчано-алевролитовых пород.

Зональная корреляция

     Зональную корреляцию проводят  для детального изучения отдельных пластов и их пачек. Она особенно необходима для пластов, характеризующихся фациальной изменчивостью, расслаивающихся на отдельные пропластки и выклинивающихся в различных направлениях. Прослеживание отдельных пропластков пласта, их фациальной изменчивости, границ выклинивания, площадного распространения и т. д. имеет огромное значение при проектировании и анализе системы разработки пласта в целом.

         Зональную корреляцию для изучения продуктивного пласта следует вести по его кровле, если она нормально перекрывается вышележащими породами; по подошве, если кровля размыта, а подошва нормально подстилается нижележащими отложениями, и по маркирующему прослою внутри пласта, если кровля и подошва пласта размыты или недостаточно ясно выражены.

Рис.5. Схема  сопоставления диаграмм стандартного каротажа в продуктивной части разреза Шкаповского нефтяного месторождения (по Н. А. Перькову):

1 — песчаник; 2 — известняк; 3 — аргиллит

    При составлении типового разреза следует учитывать наличие аномальных разрезов скважин в отдельных участках, различающихся последовательностью отложений или фациальной характеристикой пород по сравнению с разрезами соседних скважин.

Карты изобар.

     Для наблюдения за поведением  пласта в процессе разработки необходимо изучать характер изменения и распределения пластовых давлений. Для этого строят карты изобар, т. е. карты равных пластовых давлений. Данными для этого служат замеры давлений в скважинах.

    При  замерах давления с целью построения  карт изобар в каждой скважине должно быть свое время выдержки на забое глубинного манометра, обусловленное системой взаимодействия пласт — скважина и физическими свойствами пород и флюидов.

   При наличии данных о давлениях по скважинам построение карт изобар не вызывает затруднений и методически аналогично построению структурных карт с той лишь разницей, что для них используют не приведенные глубины залегания пласта, а величины статических (фактически динамических забойных) пластовых давлений по скважинам.

     При построении карт изобар  необходимо учитывать:

1. наличие, как правило, исходных данных о давлениях на различные даты и необходимость приведения их на дату по строения карты изобар;
2. зависимость   давлений   от   глубины   залегания   пласта (давление  связано с углом   падения   пород) и необходимость приведения их к избранной условной поверхности;
3. отсутствие в пласте статического равновесия и необходимость применения в связи с этим соответствующих приемов интерполяции и особенно экстраполяции давлений.

      Рассмотрим особенности построения  карт изобар более детально. Приведение пластовых давлений по скважинам на дату построения карты изобар проще всего (для ориентировочных расчетов) осуществлять графическим методом, сущность которого заключается в следующем.

Все замеры пластовых  давлений на различные даты наносят в виде точек на график (рис. 8). По полученным точкам строят среднюю кривую падения давления. Затем, полагая, что указанный средний темп падения давления характеризует всю залежь и, следуя этому темпу, приближенно определяют давление на искомую дату в любой скважине.

Рис. 8. Схема  графического при-                       Рис. 9.   Влияние    глубины

ведения давлений на дату состав-                       залегания   пласта  на  вели-

ления карты изобар                                  чину забойного давления

1 — давления   по  скважинам;   2 — сред-                           П. п — пьезометрическая  поверх-

 няя   (хронологическая)   кривая падения                                    ность

 давления; 3 — точки расчетных давле-

 ний по скв. 1 и 2; 4 — искомые давле-

 ния по скв. 1 и 2

   Влияние глубины  залегания пласта (в связи с  падением пород) на величину забойного давления показано на рис.9, из которого видно, что даже при горизонтальном положении пьезометрической поверхности давления на забоях отдельных скважин различны вследствие падения пород.

     Давления необходимо приводить  к уровню моря во всех случаях, когда изменения давлений вследствие падения пород превышают принятую точность (0,05 МПа и менее) построения карты изобар.

    Давления, приведенные к уровню моря, в  дальнейшем будем называть приведенными изобарами. Расчет приведенной изобары можно производить по следующей схеме.

   Допустим, замеренное в скважине статическое пластовое давление оказалось равным р. Для этого давления вычисляют эквивалентный ему столб нефти (или воды) по формуле     h=100p , где ρ — плотность нефти (или воды).                               ρ

Рис. 10. Схема  расчета приведенной изобары

         Вычисленный столб нефти  (удобнее  расчеты вести по столбу нефти в нефтяных скважинах) отсчитывают от кровли пласта в данной скважине и определяют приведенную изобару (рис. 10). Изобару ниже уровня моря берут со знаком «минус», а выше уровня моря — со знаком «плюс». Приведенную изобару определяют с соответствующим знаком по формуле:

h-L=H=±l ,                                        где,

h — столб жидкости (до кровли пласта), эквивалентный забойному давлению, м;