Особенности подсчета запасов литологически и стратиграфически ограниченных и тектонически экранированных залежей.

Лекция 7-8-9

Карты эффективных нефтенасыщенных толщин тектонически экранированных залежей

Способы построения карт h_эфн зависят от характера направления и типа залежи

5. Карты h_эфн стратиграфически экранированных залежей

Принципы составления таких карт аналогичны составлению карт тектонически экранированных залежей. При этом изопахиты размытой части пласта в пределах залежи проводятся таким же образом, что и в водонефтяной зоне

Рисунок 8.1.1.1 – Построение карты эффективных нефте(газо)насыщенных толщин h_н(г).эф массивной залежи по данным одной скважины.а– структурная карта; б– профиль изменения h_н(г).эф ; в – карта h_н(г).эф1 – контур нефтеносности; 2– изогипсы ОМГ, м; 3 – изолинии h_н(г).эф; 4 – скважина; 5 – граница площади с запасами C₁.Цифры у скважин: в числителе – номер скважины; в знаменателе – абсолютная отметка ОМГ в м (а) и h_н(г).эфв м (в); l – шаг будущей эксплуатационной сетки.

Особенности подсчета запасов литологически и стратиграфически ограниченных и тектонически экранированных залежей.

Рисунок 8.1.1.2 – Схемы определения объемов коллекторов литологически ограниченных залежей. Пласты: а – выклинивающийся по восстанию; б – с уменьшающейся общей толщиной и литолого-фациальным замещением; в – с выдержанной общей толщиной и литолого-фациальным замещением; границы: 1 – выклинивания пласта, 2 – литолого-фациального замещения пласта; 3– плохо проницаемые породы; 4 – нефть; 5 – вода; скважины: 6– продуктивные, 7 – без притока, 8– давшие воду; контуры нефтеносности: 9 – внешний, 10 – внутренний; 11 – изолинии h _н.эф; 12 – границы площади с запасами категории C₁; цифры у скважин: верхняя– номер скважины, средняя– общая толщина пласта, нижняя– эффективная нефтенасыщенная толщина.

Определение границ стратиграфически ограниченных залежей.Определение граництаких залежей осуществляют по данным сейсмических исследований с учетом закономерностей распространения залежей подобных типов в исследуемом районе, а также по данным пробуренных скважин, последняя из которых оказалась продуктивной.

Обычно залежи этого типа связаны с пластами, примыкающими к выступам древнего рельефа или подвергшимися размыву и перекрытыми более молодыми осадками (рисунок 8.1.1.4). Примерами первых, в частности, могут служить залежи нефти Шаимского района и газовые залежи Березовского района Тюменской области.

Рисунок 8.1.1.4 – Схема определения объема коллекторов стратиграфически ограниченных залежей по данным одной скважины.а – профиль залежи, примыкающей к выступу древнего эрозионного рельефа; б – залежь в плане; в – профиль залежи, продуктивный пласт которой размыт и перекрыт более молодыми осадками; 1 – нефть; 2 – вода; 3 – зона отсутствия коллектора; 4 – кора выветривания; 5 – плохо проницаемые породы; 6 – скважины; контуры нефтеносности: 7 – внешний, 8 – внутренний; 9 – границы площади с запасами категории C₁;

Определение границ тектонически экранированных залежей.По этим же формулам без составления карт изопахит подсчитываются запасы тектонически экранированных залежей. Особенность расчета объемов коллекторов в залежах этого типа заключается в геометризации призабойной зоны.

При вертикальной плоскости нарушения на пластовых залежах эффективная нефте(газо)насыщенная толщина пласта в зоне нарушения учитывается полностью, а при наклонной – берется лишь ее половина (рисунок 8.1.1.5).

Рисунок 8.1.1.5 – Схема определения объема коллекторов тектонически экранированной залежи при вертикальной плоскости нарушения (а) и наклонной (б).

1 – нефть; 2 – вода; 3 – плохо проницаемые породы, подстилающие и перекрывающие пласт; 4– линия нарушения; 5– скважина; контуры нефтеносности: 6 – внешний; 7 – внутренний; 8 – площадь нефтеносности в зоне нарушения; 9 – границы площади с запасами категории C₁.

Способы определения среднего значения h_эфн продуктивного пласта

6.1 Если на залежь пробурена только одна скважина, в которой получен промышленный приток нефти, то при подсчете запасов категории С₁ принимается значение эффективной нефтенасыщенной толщины этого пласта, определенной в скважине.

6.2 Если залежь разбурена несколькими скважин, то при nодсчёте запасов нефти среднее значение h_эфн продуктивного пласта может быть рассчитано различными способами.

6.2.1. Как средняя арифметическая величина – этот способ применяется, когда количество определений h_эфн невелико (менее 20-30) и при этом отсутствует закономерность измерения этого параметра в пределах залежи, следовательно невозможно построить карту изопахит. Для расчета используется следующая формула

hэфн =

6.2.2. Как средняя арифметическая величина с учетом частоты. Способ применяется в тех случаях когда количество исходных данных превышает 20-30 значений, при этом закономерность изменения h_эфн в пределах залежи установить не удается. В этом случае выборку значений h_эфн разбивают на равновеликие классы и весь объем совокупности распределяют по классам.

Расчет h_эфн производится по формуле:

hэфн = ,

где j – класс; к - количество классов; m_j – число наблюдений (количество значений) в каждом классе.

6.2.3. Как средневзвешенная по площади залежи величина. Способ применятся, когда удается установить закономерность изменения h_эфн в пределах залежи, составляется карта изопахит и планиметрированием определяется F_зал и f_i между двумя соседними изопахитами.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: