Решающее значение при разведке газонефтяных залежей имеет качественное опробование пласта.
Опробование при разведке нефтяных оторочек следует проводить небольшими интервалами (3-5 м), поскольку большие интервалы испытания (например, до 12 м в скв. 39 Заполярного месторождения) не позволяют однозначно судить о положении ГНК и ВНК. Для контроля результатов испытаний в зоне контакта необходимо проводить геофизические исследования. Положение ГНК следует контролировать результатами повторного нейтронного каротажа в длительно простаивающих обсаженных скважинах, а положение ВНК целесообразно определять по данным исследования скважин, пробуренных на растворах с нефтяной основой. Положение контактов двухфазных залежей, определенных только по данным испытаний без проведения геофизических исследований, как предлагают ЯП. Басин и др., следует считать недостоверным независимо от объема выполненных испытаний. Достоверность определения контактов значительно повышается при применении опробователей пластов на кабеле.
Заложение скважин для оценки размеров газовых и нефтегазовых залежей по методу В.П. Савченко
В 50-х годах В.П. Савченко была разработана и в дальнейшем усовершенствована методика определения высотного положения газоводяных, водонефтяных и газонефтяных контактов открытых месторождений и залежей по результатам гидрогеологических и гидродинамических исследований в первых пробуренных скважинах.
Согласно данной методике, кроме скважин в сводовых частях структур, где ожидаются или открыты газовые и нефтегазовые залежи, на каждом крыле структуры должно быть заложено по скважине, вскрывающей весь разрез отложений в водонасыщенной части. В этих законтурных скважинах изучают воды всех перспективных горизонтов, величины напоров, характер и направление их изменения. В скважинах, вскрывших газовые залежи (нефтяные оторочки), определяют истинное пластовое давление газа (нефти), по возможности, в каждой залежи. По полученным данным рассчитывают высотное положение ГВК, ГНК и ВНК.
В районах или стратиграфических комплексах с незначительными изменениями напоров пластовых вод с целью обнаружения нефтяных оторочек, окаймляющих газовые залежи или полностью подстилающих их, одну-две скважины закладывают между внутренним и внешним расчетными контурами газоносности. При значительных изменениях пьезометрических напоров пластовых вод нефтяная оторочка может быть смещена на одно из крыльев. В этом случае скважину закладывают на участке наиболее низкого напора пластовых вод продуктивного горизонта. Непосредственный контакт газа с водой в скважине, пробуренной на этом участке, указывает вообще на отсутствие нефтяной оторочки в пределах данной залежи.
Методика В.П. Савченко позволяет небольшим числом скважин решать вопросы о наличии и размерах подгазовых нефтяных залежей, высотных положениях ГВК, ГНК и ВНК в разных залежах многопластовых месторождений, предварительно оценивать их запасы. Она неприменима в условиях нарушений начального равновесия в пласте в результате разработки разведываемой (или соседней продуктивной) залежи или длительного аварийного фонтанирования скважин газом, нефтью или водой. Впервые данная методика использована в Куйбышевской, Волгоградской, Бухарской областях и Ставропольском крае. В настоящее время она является ведущей при поисках и разведке газовых и нефтегазовых залежей.
Разведка мелких месторождений нефти (до 1 млн т) и газа ( до 3 млрд м )
Методические указания по поискам и разведке мелких месторождений нефти (до 1 млн т) и газа (до 3 млрд м3). Миннефтепром СССР. М., 1988. 56 с.
Основной целью разведочных работ является подготовка месторождения (залежи) к разработке, подсчет и дифференциация его запасов. Месторождение считается подготовленным к разработке при оценке ЦКЗ Министерства запасов по категориям С1 не менее 80%, С2 до 20%.
Для однопластовых и мелкоразмерных месторождений с запасами менее 0,5 млн т нефти и 1,5 млрд м3 газа, а также многопластовых месторождений с суммарными запасами около 1 млн т нефти и 3 млрд м3 газа, при оценке не менее 50% запасов по категориям Ci на поисковом этапе, если имеется необходимая материальная база, задачи стадии подготовки месторождения решаются в процессе опытно-промышленной (пробной) эксплуатации.
Методика проведения работ
Разведочные скважины на данном этапе размещаются на профилях (диагональных, продольных), включающих поисковую скважину, на расстояниях, не превышающих половину ширины (длины) залежи или двойного расстояния будущей сетки эксплуатационных скважин. При размещении скважин учитываются приемы "шага поискового бурения", "удельной высоты залежей" , "критического направления" и др.
Основным методическим принципом при проведении разведочного бурения должно быть заложение скважин в экстремальных точках, т.е. на участках, обеспечивающих получение максимальной геологической информации о залежи.
Применительно к наиболее часто встречающимся типам поднятий (брахиантиклинали и антиклинали, однокупольные поднятия изометрической формы, малоамплитудные поднятия с неясными элементами залегания на региональных моноклинальных склонах) рекомендуются следующие системы размещения скважин (таблица 5.3.1, рис. 5.3.8, в качестве примера использованы месторождения Волго-Урала).
Первая группа (извлекаемые запасы менее 0,1 млн т). Рекомендуется бурение одной (поисковой) скважины независимо от типа поднятий. Главной задачей является заложение скважины в наиболее оптимальных условиях. Скважина должна размещаться на трассах сейсмических профилей в точке наивысшего перегиба опорных сейсмических горизонтов. Это позволит исключить сомнения в оптимальности заложения скважины при её непродуктивности, а также осуществить последующую переинтерпретацию сейсмических данных с учетом проведенных в скважине исследований.
Вторая группа (извлекаемые запасы 0,1 -0,3 млн т). Залежи этой группы имеют относительно небольшие размеры. Для куполовидных и брахиантаклинальных поднятий тектонического и седиментационного генезиса, при отношении осей складок не более 1:3, предпочтение следует отдавать заложению разведочных скважин по продольному профилю в створе с поисковой скважиной. Системы разбуривания по поперечному профилю являются менее эффективными, особенно при большом градиенте погружения крыльев и для поднятий с низким коэффициентом заполнения ловушки. Заложение скважин по продольному профилю позволяет, при условии качественной подготовки, применять увеличенные расстояния между скважинами без риска их попадания за контур залежи. Разведочная скважина должна размещаться на более пологой периклинали с целью вскрытия ВНК и обеспечения максимального прироста запасов.
Таблица 5.3.1
Дифференциация мелких месторождений нефти по размерам с рекомендуемыми объемами поисково-разведочного бурения
Извлекаемые запасы, млн т
|
Балансовые запасы, млн т
|
Площадь,
2
км
|
Число поисковых и разведочных скважин
|
Терригенные
коллекторы
|
|
|
|
менее 0,1
|
менее 0,4
|
до 2,2
|
1
|
0,1 - 0.3
|
0,4-1,1
|
2,2 - 3,5
|
1-2
|
0,3 - 1,0
|
1,1-2,2
|
3,5 - 5,5
|
2-4
|
Карбонатные
коллекторы
|
|
|
|
менее 0,1
|
менее 0,6
|
до 2,5
|
1
|
0,1 - 0.3
|
0,6-1,4
|
2,5 - 4,5
|
1-2
|
0,3 - 1,0
|
1,4-4,5
|
4,5 - 8,0
|
2-4
|
На изометрических структурах разведочная скважина закладывается с учетом возможности смещения залежей в нижележащих отложениях. Отход от поисковой скважины определяется величиной возможного смещения структурных планов, но при этом скважина не должна выйти за контур базисной залежи.
Для однокупольных поднятий изометрической формы целесообразна трехлучевая система расположения скважин по радиальным профилям с центром в скважине- открывательнице. Разведочные скважины располагаются на трех лучах, направленных от свода структуры под углом в 120°. Первую разведочную скважину желательно располагать на небольшом расстоянии от скважины-открывательницы (не более 500 м ) на границе запасов категории Сь Данные этих двух скважин в случае оптимальности заложения поисковой скважины дадут необходимую информацию о строении структуры, которую необходимо использовать для заложения последующих разведочных скважин. Кроме того, появляется возможность открытия разведочной скважиной небольших литологических и структурнолитологических залежей на склонах структуры. Последующие разведочные скважины бурятся по методу "шага поискового бурения". Точками заложения скважин являются пересечения поверхности условного BHK с кровлей пласта.
Для успешного проведения разведки залежи по этому методу требуются достоверные данные о крутизне наклона крыльев структуры, к которой приурочена залежь. Для хорошо изученных районов целесообразно провести статистический анализ элементов залегания типичных структур, в том числе углов падения крыльев и периклиналей по различным горизонтам осадочного чехла. Эти обобщенные данные необходимо использовать для корректирования сейсмоосновы и определения точек заложения разведочных скважин. Бурение скважин может быть осуществлено наклонно направленным способом с устья поисковой. В случае разведки без вскрытия BHK, на залежи выделяется некоторое количество запасов категории С2, ограниченных границей запасов С1 и предполагаемым контуром нефтеносности. Эти запасы следует рассматривать как резерв для прироста запасов промышленных категорий в процессе эксплуатационного разбуривания.
КЛАССЫ
|
б г ах и з нт и к л и н ал и
|
куполовидные поднятия
|
мало амп л и туд ные поднят*
|
пи вели мине за ПАСОВ
|
ТВ*"**' Г* Я
|
|
типы залвкей
|
типы залежеЛ
|
ипастиво свсднвые
|
массивней
|
пластиво-сьияивыг
|
массивные
|
пласта&о-г.мтиьые
|
пассивны
|
I
|
gp>
|
|
|
(Ц)
|
|
|
ТУ
|
//
у*- ■ —сд
|
|
|
V A# •
|
|
—
|
|
|
|
|
|
|
|
Ж
|
(gf
|
т)
|
|
crev-i: размещения разведочных скважин на различных типах структур ^кражины: I \ § - поисковые ,
2® - разведочные 4 0 4 g 5 4
Рис. 5.3.8. Системы размещения скважин на структурах различного типа
Для малоамплитудных структур, приуроченных к региональным склонам, применяется метод критического направления. Как правило, залежи этих структур являются водоплавающими, в связи с чем ВНК обычно устанавливается первыми скважинами. Бурение дополнительных скважин на периклинальных погружениях структуры может вызваться необходимостью детализации строения залежи в связи с неясной морфологией продуктивного пласта.
Все рекомендации по выбору систем размещения разведочных скважин, рассмотренные выше, относятся в основном к пластово-сводовым залежам. Для массивных залежей в силу их специфичности требуется примерно на одну скважину меньше. Для массивных залежей контур нефтеносности определяется пересечением плоскости BHK с кровлей продуктивного пласта. При надежной структурной основе, в принципе, оконтуривание массивных залежей может быть приведено по данным скважины-открывательницы. Сводовая скважина позволяет установить границы залежи, а для небольших залежей оценить запасы. Для массивных залежей III класса бурение 1-2 разведочных скважин оправдывается необходимостью иметь представление о продуктивности залежи на разных гипсометрических отметках и в разных частях залежи, так как массивные залежи часто характеризуются резкой неоднородностью коллекторских свойств.
Количество скважин для разведки многозалежных месторождений зависит от количества и разницы в глубинах залегания этажей разведки или совпадения структурных планов нефтенасыщенных пластов. Для месторождений с базисными залежами в верхней или средней частях разреза рекомендуется применять единую сетку скважин, но с уменьшением количества скважин на нижние залежи - в соответствии с их размерами и запасами. Для месторождений с приблизительно одинаковыми по размерам залежами оптимальной является единая сетка скважин, бурящихся до нижних залежей и позволяющих оценить запасы по всему разрезу. В случае резкой разницы в запасах для открытия и разведки залежей, находящихся ниже базисной, осуществляется прогнозирование их размеров по данным сейсморазведки с учетом карт схождения, а вскрытие - углубленными эксплуатационными скважинами. Залежи, находящиеся выше базисной, выявляются по данным ГИС и разведываются попутно скважинами, бурящимися на базисные горизонты.
Ограничение количества разведочных скважин обусловливает жесткие требования к проведению разведки. Для этого необходимо комплексное использование современных методов прогнозирования границ залежей, их геологических особенностей и сложности строения. Возможно использование следующих геолого-геофизических методов раннего оконтуривания залежей: метод условного контура, аналитические методы, а также методы скважинной электроразведки и сейсморазведки, детализационная сейсморазведка, структурное бурение. Необходимо в каждом конкретном районе выявить закономерности в условиях залегания залежей УВ с целью определения их размеров на ранних стадиях изучения. Такими закономерностями могут стать: изменение коэффициента заполнения ловушек на территории в целом или по различным нефтегазоносным комплексам; связи между глубиной залегания свода ловушки и положением ВНК, между высотой залежи и толщиной покрышки и т.д.
По результатам разведочного цикла работ производится подсчет начальных балансовых и извлекаемых запасов углеводородов, а также сопутствующих компонентов по разведанным и выявленным залежам (продуктивным горизонтам ) месторождений.
Подсчет запасов нефти, газа и попутных компонентов проводится в соответствии с "Инструкцией ... " ГКЗ СССР, 1984. Возможно более широкое использование аналогии с соседними месторождениями, а также статистических связей между геологическими параметрами.
Особенности разведки мелких месторождений (залежей) газа.
Ввиду различия физических свойств нефти и газа, практически ничтожной вязкости газа по сравнению с вязкостью нефти, разведка газовых месторождений осуществляется по более упрощенной методике.
Рациональная последовательность разведочных работ мелких чисто газовых месторождений в обустроенном районе после получения первого промышленного притока газа в поисковой скважине следующая:
ввод залежи (поисковой скважины) в опытно-промышленную эксплуатацию (ОПЭ);
подсчет запасов газа по методу падения пластового давления в залежи и получение исходных данных для проектирования разработки;
анализ данных ОПЭ и сейсморазведки с целью решения вопросов о необходимости доразведки залежи разведочным бурением.
В этом перечне работ по подготовке чисто газовых залежей к разработке этап разведки как таковой опускается, поскольку поисковая скважина переводится в эксплуатацию, а задачи разведки решаются ОПЭ в комплексе с данными сейсморазведки.
В процессе работ выполняются следующие мероприятия.
Опробование всех верхних перспективных горизонтов в поисковой скважине после получения первого промышленного притока газа приостанавливается до завершения ОПЭ или даже разработки нижней залежи. Если по данным, полученным на начальной стадии ОПЭ, доказано, что для подсчета запасов по методу падения давления требуется значительный срок, соизмеримый с бурением новой скважины, решается вопрос о целесообразности опробования верхней части разреза специальной разведочной скважиной - дублером поисковой скважины.
В процессе проведения опытно-промышленной эксплуатации скважин проводится детальный анализ динамики пластовых давлений и объемов отбора газа. Срок ОПЭ зависит от возможных запасов газа вскрытой залежи и должен обеспечить надежный подсчет запасов по методу падения давления. Наиболее уверенный подсчет запасов по МПД может быть достигнут при снижении начального пластового давления не менее чем на 1,0-1,5 МПа.
На основании полученных величин запасов газа, эффективной толщины продуктивного горизонта, вскрытого поисковой скважиной, ориентировочных величин остальных подсчетных параметров и результатов переинтерпретации сейсморазведки оценивается площадь газоносности. После этого решается вопрос о целесообразности доразведки залежи дополнительными разведочными скважинами, которые при получении промышленных притоков газа могли бы стать эксплуатационными, а при получении притока пластовой воды - пьезометрическими. Разведочные (а при необходимости и опережающие эксплуатационные) скважины рекомендуется закладывать на расстоянии, не превышающем двух радиусов интенсивного дренирования (до 1000-1200 м). Каждая последующая разведочная скважина должна закладываться с учетом новых эксплуатационных и результатов предыдущих разведочных скважин.
Разведка газовых залежей с нефтяной оторочкой промышленного значения проводится оконтуривающими разведочными скважинами.
Поиски и разведка газовых залежей в горизонтах, расположенных под разрабатываемыми залежами, проводится преимущественно в начальный период разработки последних, до значительного снижения пластового давления.
Требования к повышению информативности скважин
Объемы поисково-разведочного бурения на мелких месторождениях предусматривают минимальное число скважин для их разведки. В связи с этим особое внимание следует обратить на полноту и качество всех видов исследований (ГИС, геологические, гидрогеологические, гидродинамические и др.), предусмотренных проектом, на увеличение процента выноса керна из продуктивной части пласта, отбор глубинных проб нефти, проведение опытной эксплуатации и др. Недобор информации в первой и зачастую единственной на структуре скважине потребует бурения второй скважины, которая может значительно ухудшить геолого-экономические показатели поисково-разведочного бурения. Поэтому пробуренная на объекте первая скважина должна обеспечить получение материалов стандартных и специальных видов ГИС, скважинных сейсмических исследований, максимально возможный объем выхода керна из нефтеперспективных интервалов (не менее 80%), качественное испытание объектов ИП по многоцикловой технологии. Интервал испытания при этом строго ограничивается толщиной пласта. Для получения достоверных данных ИП об объекте следует соблюдать оптимальные условия проводки скважин и не допускать длительных перерывов между вскрытием пласта и его испытанием.
Значительное повышение эффективности бурения скважин обеспечит внедрение новых технологических схем исследования разрезов скважин, таких как оперативный геологотехнологический контроль, измерения с воздействием на пласт и др. Геолого-технологический контроль направлен на максимальное извлечение информации о разрезе непосредственно в процессе бурения скважин. Он предусматривает круглосуточные геолого-геохимические и технологические наблюдения, в результате которых устанавливается вхождение в перспективный пласт, назначаются геофизические исследования ограниченным комплексом, оперативные гидродинамические исследования, характеризующие насыщенность коллекторов и их промышленную значимость. После завершения бурения скважины и выполнения заключительного комплекса ГИС по скважине выдается комплексное заключение, в котором даются количественная оценка свойств и промышленная значимость продуктивных коллекторов.
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОНТУРА ПРОДУКТИВНОСТИ В СКВАЖИНАХ (ВНК, ГВК)
Методы ускоренной разведки месторождений нефти и газа. Епифанов А.А., Марух- няк Н.И., Парахин Б.Г., Капканщикова И.А. М., Наука, 1982. 108 с.
Определение водонефтяного (ВНК), газоводяного (ГВК) и газонефтяного (ГНК) контактов по комплексу исследований в скважине
Оценка характера насыщенности производится с целью установления положений контактов между флюидами - водонефтяного (ВНК), газоводяного (ГВК) и газонефтяного (ГНК).
Положение ВНК или ГВК устанавливается с учетом толщины водонефтяной или газоводяной зоны, величина которой может меняться от долей метра до нескольких десятков метров. По условиям фильтрации пластовых флюидов эта зона делится на три части:
- нижнюю, с однофазной фильтрацией воды;
среднюю, с двухфазной фильтрацией воды и нефти или газа;
верхнюю, в которой возможна только однофазная фильтрация нефти или газа.
Положения ВНК и ГВК устанавливают по границе между верхней и средней частями
зоны с изменяющейся насыщенностью. При данном положении ВНК и ГВК производится оценка запасов части залежи, обеспечивающей безводные притоки нефти или газа.
Если запасы нефти или газа в зоне двухфазной фильтрации составляют более 5% суммарных запасов месторождения (залежи), то по границе между средней и нижней частями зоны с изменяющейся насыщенностью устанавливается положение другого контакта - ВНК или ГВК. В интервале глубин между ВНК (ГВК) и ВНК1 (ГВК1) производится оценка запасов части залежи, обеспечивающей притоки нефти (газа) с водой.
Определение положений ВНК и ГВК производится по материалам электрических методов ГИС сравнением удельного сопротивления пластов (рп) или коэффициентов увеличения сопротивлений (Рн) с граничными (критическими) значениями рпгр или Рнгр. Коллекторы относят к нефтегазонасыщенным, если рп > рп^ или Рн > Рнгр.
Определение положений ВНК1 и ГВК1 производят аналогично - сравнением рп и Рн с граничными (критическими) значениями рп1гр и Р1нгр.
Граничные значения рп и Рн устанавливают двумя способами - по результатам испытаний нефтегазонасыщенных и водонасыщенных пластов и (или) по результатам определений относительной фазовой проницаемости для нефти (газа) и воды на образцах керна.
Дополнительными методами ГИС для определения ВНК, ГВК и ГНК служат повторные измерения стационарным (НК) и импульсным (ИННК) нейтронным каротажем, выполненные в обсаженных скважинах в ходе расформирования зоны проникновения. По результатам исследований керна положение ВНК обосновывается по измеренным значениям остаточной нефтенасыщенности.
Положения ВНК и ГВК в терригенных коллекторах с небольшой (1-2 м) зоной изменяющейся насыщенности или при ее отсутствии могут определяться также по материалам гидродинамического каротажа (ГДК) и с помощью опробователей пластов на кабеле (ОПК).
Положение ГНК устанавливается, как правило, по данным ГДК и ОПК, полученным в открытом стволе, и по материалам повторных измерений НК и ИННК, выполненных в обсаженных скважинах в ходе расформирования зоны проникновения.
Положения ВНК, ГВК и ГНК, установленные по материалам ГИС, должны быть подтверждены результатами испытаний не менее чем 3-5 интервалов в зонах однофазного притока.
В сложно построенных залежах, представленных чередованием проницаемых и непроницаемых прослоев малой толщины (й<0,5м) с резко изменяющимися фильтрационноемкостными свойствами, когда положения контактов не определяются по материалам ГИС, их устанавливают по результатам испытаний пластов.
Методы определения контура продуктивности (ВНК, ГВК)
расчетным путем
Определение границ залежей нефти и газа расчетно-гидростатическим методом по результатам исследования продуктивной и законтурной скважин
Способы аналитического определения высотного положения контактов в залежах углеводородов по известным замерам пластовых давлений в продуктивной и водоносной частях пластов неоднократно привлекали внимание исследователей. В советской литературе вопрос расчетного определения контактов впервые был затронут в 1942 г. А.Н. Снарским и В.М. Барышевым. Они предложили гидростатический способ расчета высотного положения газонефтяного контакта, предполагая, что плотность газа в пластовых условиях равна нулю. В результате получена формула
(2.1)
Ь
10 (Рн -Рг)
Ун
гнк -
где ИГНК - расстояние по вертикали от точки замера пластового давления в нефтяной скважине до газонефтяного контакта; Рн, Рг - пластовое давление в скважинах, расположен
ных соответственно в газовой и нефтяной частях залежи; ун - среднее значение плотности нефти в пластовых условиях.
В 1952 г. М.А. Жданов предложил способ расчета высотного положения газоводяного контакта по формуле, аналогичной приведенной выше (2.1). В 1970 г. он привел аналитические выражения для определения высотного положения контактов газ - вода, газ - нефть и нефть - вода по замерам пластовых давлений, которые имеют вид:
З
|
(2.2)
|
ЬгВК = hB - 10 ,Р" -Рг> ,
|
|
гВК в Ув
|
(2.3)
|
hrHK = hн - 10 (1‘" -Рг> ,
|
|
гНК н Ув
|
(2.4)
|
1 hв Ув - hн Ун - 10 (Рв -Рн)
|
|
Ув - Ун
десь ИгВК, ИгНК, ИВНК - абсолютные отметки соответственно газоводяных, газонефтяных и водонефтяных контактов; hH, hB - абсолютные отметки точек замеров пластовых давлений в скважинах, расположенных соответственно в нефтяной зоне и за пределами залежи, в водяной зоне; ув, ун - плотность нефти и воды в пластовых условиях;
Рг, Рн и Рв - пластовые давления в скважинах, расположенных соответственно в газовой и нефтяной зонах залежи и за ее контуром, в водяной зоне.
Вопросы расчетного определения положения водонефтяного контакта, его внутреннего и внешнего контуров с использованием гидростатических законов и гидродинамических характеристик пласта изучал С.Ф. Сайкин. В одной из статей [93] он рассмотрел случай, когда пласт находится в статическом состоянии. Определение положения водонефтяного контакта проведено на основе предположения о постоянстве плотностей пластовой нефти и воды, об отсутствии капиллярных сил на границе раздела жидкостей и без учета влияния регионального движения пластовых вод. При наличии одной скважины в пределах нефтяной залежи, а второй - в водоносной части пласта гидростатическое уравнение равновесия давлений на уровне водонефтяного контакта принимает вид:
(2.5)
Рп + hn ун (Нв ^н + М ув,
где Рп - пластовое давление у подошвы пласта в скважине, расположенной в нефтяной зоне; ун и ув - плотность нефти и воды в пластовых условиях; hn - расстояние от подошвы пласта в продуктивной скважине до плоскости водонефтяного контакта; hra - расстояние между подошвой пласта в нефтяной и водяной скважинах; Нв - высота столба воды, считая от подошвы пласта в водяной скважине.
Из формулы (2.5) следует, что расстояние от подошвы пласта в продуктивной скважине до поверхности водонефтяного контакта можно вычислить по выражению
(
h
п
Рп - (Нв hnn) ун
Ув - Ун
Расстояние от продуктивной скважины до внутреннего контура нефтеносности (L) определяется отношением
L =
h
п
tga
Подставив в формулу (2.7) выражения для определения hnи tga, найдем
(2.7а)
2.6)
Р
L = а
П - (Нв
Ицц) ув
^н (ув - ун)
Здесь а - угол наклона подошвы пласта; a - расстояние между нефтяной и водяной скважинами.
Уровень воды Нв в расчетах может быть заменен пластовым давлением (Рп), замеренным у подошвы пласта. Тогда формула для определения расстояния до внутреннего контура нефтеносности примет вид
(2.7б)
L
Рп - Рв
ЬвпУв
= a .
Ьвп (Ув - Ун)
При вычислении расстояния от продуктивной скважины до внешнего контура нефтеносности в выражения (2.7,а) и (2.7,б) следует подставить значения соответствующих величин применительно к кровле пласта.
С.Ф. Сайкин также рассмотрел роль колебания плотностей нефти и воды в различных областях пласта, определил влияние капиллярных сил и гидравлического напора вод на положение водонефтяного контакта. Он дал оценку и провел учет влияний различных физико-гидродинамических факторов на положение и форму водонефтяного контакта в статическом состоянии.
Положение газоводяного контакта в залежах устанавливается расчетным способом по статическому уровню воды на основе выражения:
(2.8)
Н _ С 10Рг
ГВК Уг
где С - абсолютная отметка статического уровня воды в законтурной скважине; Рг - пластовое давление в газовой скважине; уг - плотность газа в пластовых условиях.
В 1957 г. В. П. Савченко предложил следующие формулы для определения контактов газ - вода, нефть - вода и газ - нефть:
(2.9)
А
НГВК
ЬгвУв - 10 (Рв -Рг)
РАЦИОНАЛЬНЫЙ КОМПЛЕКС ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ 1
|
Скачать 1.24 Mb.