Методические указания (3). Методические указания по выполнению лабораторных работ по дисциплине нефтегазопромысловая геология
 Скачать 1.39 Mb.
|
|
аб, а точки лежащие ниже разрыва - по линии вг. Точка нарушения (Р) сносится по среднему азимуту, равному полусумме азимутов простирания пород в различных тектонических блоках (структурных этажах). В результате на линии геологического профильного разреза имеем точки 1', 2', 3', (п-1)', п'. 25 Рисунок 3.2 - Проецирование точек на плоскость профиля на горизонтальную проекцию искривленного ствола скважины (инклинограмму) Если искривление скважины происходит в различные стороны и направления искривлений не совпадают с направлением профильного разреза, вертикальную проекцию строят способом засечек или комбинированным способом. Способ засечек. На листе чертежной бумаги (или миллиметровки) нужно нанести уровень моря, который будем принимать и за направление плоскости геологического профильного разреза I-I. По краям чертежа, в его верхней части рекомендуется для удобства указать стороны света (Ю-С или 3-В). Нанести на уровень моря произвольную точку, О' и провести из нее перпендикуляр, длина которого равна альтитуде скважины в масштабе геологического разреза (если альтитуда положительна, то перпендикуляр откладывается вверх, если она отрицательна - вниз от уровня моря). Точка О на конце перпендикуляра будет соответствовать положению устья скважины на земной поверхности (рисунок 3.3). Далее на линии уровня моря, в масштабе геологического разреза и соблюдая правила его ориентации, от вертикали, 26 проходящей через точки О', откладывают отрезки О'-1', О-2', О'-3', О'-(п-1) ', О- n', которые берутся с инклинограммы. При этом нужно помнить о том, что инклинограмма и вертикальная проекция строятся в различных масштабах, т.е. на вертикальной проекции длина отрезков должна быть во столько раз меньше во сколько раз мельче масштаб вертикальной проекции. Через полученные точки проводят тонкие вспомогательные вертикальные линии. Если скважина начала искривляться от устья, то из точки О раствором циркуля, равным в масштабе профиля интервалу замера кривизны (l), делают засечку на вертикальной линии, проходящей через точку l ', получают точку 1 (рисунок 3.3) . Если же скважина искривляется не от устья, то на вертикали от точки О откладывают глубину, на которой в последний раз зафиксировано нулевое ис- кривление скважины, получают точку О''. Из этой точки делают первую засечку радиусом l на вертикали, проходящей через следующую точку. Затем переставляют ножку циркуля в точку 1 и делают вторую засечку радиусом l на вертикали, проходящей через точку 2', получают точку 2 и т.д. Если величины приращения горизонтального смещения очень малы и отрезки, соответствующие первым участкам искривления, невозможно нанести в масштабе профиля, то их суммируют и первую засечку делают радиусом, равным сумме объединённых интервалов замера кривизны на вертикали, соответствующей последнему интервалу рассматриваемого участка. 27 Рисунок 3.3 - Построение вертикальной проекции искривленного ствола скважины способом засечек Соединяя полученные точки О, 1, 2, ... n-1, n между собой и с устьем скважины, получают вертикальную проекцию ствола скважины в плоскости профиля. Комбинированный способ построения вертикальной проекции 28 искривленного ствола скважины. В отличие от рассматриваемого метода засечек при построении вертикальной проекции искривленного ствола скважины комбинированным способом рассчитывают не только величину горизонтального смещения ΔХ, но и длину вертикальной проекции каждого участка искривления по формуле: cos l Y , ( 3.1) Затем определяют вертикальное расстояние Y от устья скважины для каждой точки замера кривизны как сумму вертикальных проекций каждого участка искривления. Результаты расчетов заносят в таблицу 3.1. Таблица 3.1 – Исходные и расчетные данные для построения инклинограммы и вертикальной проекции комбинированным способом № интерва ла Глубин а замера кривиз ны l, м. Угол искривле ния ствола скважины α 1, град. Азимут искривле ния с учетом поправки на магн. склонени е φ,град. Средний угол искривле ния ствола скважины ά, град. Приращение горизонталь ного смещения ствола скважины ΔX, м. Вертикаль ная проекция участка искривлен ия ΔY, м. Вертикаль ное расстояние от устья скважины Y, м. 1 0 0 – ά 1 ΔX 1 ΔY 1 Y 1 l 1 α 1 φ 1 2 ά 2 ΔX 2 ΔY 2 Y 2 l 2 α 2 φ 2 3 ά 3 ΔX 3 ΔY 3 Y 3 l 3 α 3 φ 3 … … … … … … … … n–1 ά n–1 ΔX n–1 ΔY n–1 Y n–1 l n–1 α n–1 φ n–1 n ά n ΔX ΔY Y l n α n φ n Построение вертикальной проекции искривленного ствола скважины комбинированным способом аналогично способу засечек. Также как и при методе засечек, составляется инклинограмма и все точки замеров искривления ствола скважины, вскрытия разрывных нарушений и угловых несогласий сносятся на линию профиля параллельно простиранию пород. Разница состоит 29 в том, что точки замера искривления на вертикальной проекции находятся не с помощью циркуля, а координатным методом. При этом значения (Y) берутся из таблицы 3.1, а соответствующие им координаты Х - с инклинограммы в виде отрезков О'-1', О'-2', O-З', O'-(n-1) ', О'-п'. Построение вертикальной проекции может быть упрощено, если на линии уровня моря отложить отрезки О'-1', О'-2', O-З', O'-(n-1)', О'-п' и через точки 1', 2', З', (n-1)', п' провести вспомогательные вертикальные линии. Откладывая на этих вертикальных линиях отрезки, равные соответственно Y 1 , Y 2 , Y 3 ,... Y n-1 Y n , можно получить точки 1, 2, 3,...п-1, п. Линия, соединяющая точку О с полученными точками и будет вертикальной проекцией искривленного ствола скважины (рисунок 3.4). 30 Рисунок 3.4 - Построение вертикальной проекции искривленного ствола скважины комбинированным способом Аппаратура и материалы. Методика и порядок выполнения работы После построения вертикальных проекций стволов всех скважин приступаем к составлению геологического профильного разреза месторождения в следующем порядке. 1. Провести линию уровня моря и расчертить графический вертикальный 31 масштаб геологического разреза (шкалу абсолютных отметок). 2. На линии уровня моря, являющейся в тоже время направлением плоскости разреза I-I в горизонтальном масштабе отложить расстояние между скважинами (горизонтальные проложения), которые берутся со структурной карты или таблицы. 3. Через полученные точки провести вертикальные линии, на которых в вертикальном масштабе геологического разреза отложить альтитуды устьев скважин, будет получено положение устьев скважин. 4. Соединяя плавной линией устья скважин, провести элементарный рельеф земной поверхности. 5. Начиная от устья каждой скважины, построить вертикальные проекции стволов скважин в плоскости геологического разреза (если проекции построены на отдельном листе, нужно перенести их на разрез с помощью перекалывания или пересвечивания на светостоле). 6. На стволы скважин по глубинам вскрытия нанести границы стратиграфических подразделений пластов, элементы залегания пород, точки вскрытия разрывных нарушений, несогласий или вычертить колонки разрезов скважин в условных обозначениях с отображением интересующих нас деталей. Все глубины нужно откладывать по искривленному стволу скважины, а не по вертикали. Провести линии разрывных нарушений и угловых несогласий, если таковые имеются Содержание отчета и его форма В отчете следует отразить: цель работы, краткое теоретическое обоснование. Полученные данные представить в виде Защита работы проводиться в устной форме. Вопросы для защиты работы 32 ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА 4 ПОСТРОЕНИЕ СТРУКТУРНЫХ КАРТ ПО КРОВЛЕ И ПОДОШВЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА И СОСТАВЛЕНИЕ КАРТЫ ЭФФЕКТИВНЫХ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ТОЛЩИН ЗАЛЕЖИ Цель и содержание: Приобретение навыков по составлению структурных карт по кровле и подошве продуктивного пласта нефтяного (газового) месторождения способом треугольников, а также освоение методики составления карт нефтегазонасыщенных толщин В теоретическом обосновании охарактеризованы задачи, решаемые при построении и анализе структурных карт, приведены методические приёмы и порядок составления структурных карт и карт изопахит продуктивных пластов. Теоретическое обоснование Структурная карта представляет изображение подземного рельефа какой- либо реперной поверхности, например, кровли или подошвы пласта, в проекции на плоскость, как правило, горизонтальную. Структурная карта является одним из основных геологических документов, так как дает наглядное представление о строение недр и позволяет решить многие геолого-промысловые задачи: - детальное изучение структурных особенностей залегания продуктивных пластов, положения разрывных нарушений, углов падения пород, характера выклинивания пород-коллекторов; - определение границ залежей нефти и газа; - определение местоположения и проектной глубины разведочных и эксплуатационных скважин; - подсчет запасов нефти и газа и др. На основе структурах карт составляют различные специальные карты, используемые при проектировании, контроле, анализе и регулировании разработки нефтяных и газовых месторождений. Структурные карты составляют для каждого продуктивного пласта на основе данных, полученных в 33 результате применения комплекса различных методов изучения бурящихся и законченные бурением скважин. Подземный рельеф картируемой поверхности на таких картах изображается в виде системы линий, равноудаленных от принятой плоскости отсчета. В качестве базисной плоскости отсчета используют, как правило, уровень моря, а линии равных абсолютных отметок, отсчитываемых от уровня моря, называют изогипсами (рисунок 4.1). Рисунок 4.1 – Подземный рельеф картируемой поверхности Пласты, залегающие ниже уровня моря, имеют отметки кровли и подошвы со знаком минус, а залегающие выше уровня моря со знаком плюс. Интервал по высоте между изогипсами называется сечением изогипс. Сечение изогипс выбирается в зависимости от масштаба карты и угла наклона картируемой поверхности. Изогипсы должны достаточно полно характеризовать рельеф изображаемой поверхности и при этом не загромождать карту. В общем случае, чем мельче масштаб карты, больше углы падения картируемой поверхности, тем больше сечение изогипс. Обычно при составлении структурных карт по кровле или подошве продуктивных пластов нефтяных и газовых месторождений используют следующие сечения изогипс; 5, 10, 20, 25, 50, 100, 200 метров. Масштаб структурной карты выбирается в зависимости отразмеров структуры и требуемой точности построения. Наиболее часто используют масштабы 1 : 5000, 1 : 10000, 1 : 25000, 1 : 50000 и 1 : 500000, 1 : 200000. Существуют различные способы графического построения структурных карт, среди которых наиболее часто применяется способ треугольников, 34 основанный на использовании процедуры нахождения промежуточных абсолютных отметок картируемой поверхности между двумя скважинами – интерполяции. Этот способ наиболее эффективен при составлении структурах карт продуктивных пластов на месторождениях сравнительно простого геологического строения, не осложнённых тектоническими разрывами и имеющих углы падения пород, не превышающих 60°. Исходными данными для составления структурной карты способом треугольников по результатам бурения и изучения скважин являются: 1. План расположения скважин (координаты устьев скважин); 2. Глубина вскрытия картируемой поверхности в скважинах; 3. Альтитуда устьев скважин; 4. Удлинение стволов скважин за счет их искривления; 5 Результирующие азимуты и величина горизонтального смещения стволов скважин от устья до точки вскрытия картируемой поверхности. Под картой толщины понимают графическое изображение на горизонтальной плоскости толщины пласта (горизонта) посредством изопахит. Изопахита – это линия, соединяющая точки с одинаковым значением толщины пласта. В нефтегазовой геологии различают общую (h 0 ), эффективную (h э ) и нефте(газо)насыщенную (h н ) толщину (рисунок 4.2). Рисунок 4.2 – Схема нефтяной залежи и виды толщины пласта: 1 – проницаемые прослои, 2 – непроницаемые прослои, 3 – линия 35 водонефтяного контакта, 4 – нефтенасыщенность. Общая толщина – это разность между глубинами залегания подошвы (Н п ) и кровли (Н к ) пласта: к п H H h 0 , (1) Эффективной толщиною называют суммарную толщину проницаемых прослоев, по которым возможно движение флюидов в пласте: 4 1 4 3 2 1 i i э h h h h h h (2) Нефте(газо)насыщенная толщина – это суммарная толщина проницаемых прослоев, заполненных нефтью (газом). Для ее определения необходимо знать положение водонефтяного (газоводяного) контакта. В зависимости от ориентации линии замера мощности в пространстве и относительно кровли (подошвы) пласта различают видимую (h в ) и истинную (h и ) толщины (pиcунок 4.3). Рисунок 4.3 – Определение толщины пласта в скважине Видимая толщина (h в ) – это расстояние между кровлей и подошвой пласта, измеренное по линии, произвольно ориентированной в пространстве к простиранию пласта. Частным случаем видимой мощности является вертикальная толщина (h в * ), представляющая собой расстояние между кровлей и подошвой пласта, замеренное по вертикали. Истинная (нормальная) толщина (h и ) есть кратчайшее (по перпендикуляру) расстояние между кровлей и подошвой пласта. Для изучения характера изменения толщины пласта в пределах площади 36 (залежи) составляют карты толщин, которые называют такие картами изопахит. При решении практических задач используют, как правило, карты истинных толщин. Истинную толщину определяют через видимую по формуле П. М. Леонтовского: ) cos cos cos sin (sin в и h h , (3) где h и – истинная толщина пласта, м; h в – видимая мощность пласта, замеренная по стволу скважины, м; α – угол падения пласта, градусы; β – угол искривления ствола скважины в интервале залегания пласта; градусы; γ – угол между направлением падения (восстания) пласта и линии замера мощности, называемый углом косого сечения, градусы. В формуле (4) знак «+» ставится при искривлении ствола скважины вниз по падению пласта, знак «–» – при искривлении вверх по восстанию. Угол падения пласта (α) и угол косого сечения (γ) определяют по структурной карте (рисунок 4.4). Рисунок 4.4 – Определение углов падения пласта и косого сечения по структурной карте Для этого на линии замера толщины выбирают две точки с известными абсолютными отметками (1 и 2), Измеряют длину участка, (l 1–2 ), ограниченного точками 1 и 2, и находят превышение его конечных точек (ΔН). Угол падения пласта (α) определяют по формуле; 37 2 1 l H tg , (4) Если направление искривления скважину совпадает с направлением падения (восстания) пород (γ=0), то величину h и находят по формуле; ) cos( a h h в и (5) В том случае, когда скважина искривляется по простиранию пород, т.е. (γ=90) расчетная формула принимает вид : ) * (cos соs a h h в и (6) Аппаратура и материалы. Методика и порядок выполнения работы Часть 1. Построение структурной карты кровли продуктивного горизонта. 1. Составляют план размещения устьев скважин в масштабе структурной карты. С этой целью положение устьев скважин наносят на план с помощью координатных осей X и У. 2. Определяют гипсометрические (абсолютные) отметки точек вскрытия картируемой поверхности по формуле ) ( L L АL АО (7) где АО – гипсометрические отметки точки вскрытия картируемой поверхности, м; АL – альтитуда устья скважины, м; L – глубина вскрытия картируемой поверхности, м; ΔL – величина суммарного удлинения ствола скважины за счёт её искривления, м (рисунок 4.5). Рисунок 4.5 – Вертикальная проекция• искривлённого ствола скважины: А – устье скважины; М – точка вскрытия пласта; N – забой скважины Около каждой точки, соответствующей устью скважины, показывают в виде дроби её номер (числитель) и абсолютную отметку картируемой 38 поверхности (знаменатель). 3. От устья каждой скважины откладывают результирующий азимут искривления ствола и горизонтальное смещение точки вскрытия картируемой поверхности относительно устья скважины (рисунок 4.6). Таким образом получают на плане положение точки вскрытия пласта. Рисунок 4.6 – Горизонтальная проекция искривлённого ствола скважины: φ – результирующий азимут искривления; AM – горизонтальное смещение точки вскрытия картируемой поверхности. 4. Изучают гипсометрические отметки с целью выявления в общих чертах характера залегания картируемой поверхности, обращая внимание на приподнятые и опущенные участки этой поверхности. При этом приближённо намечают осевую линию структуры. 5. Все точки вскрытия картируемой поверхности, расположенные по одну сторону от предполагаемой оси структуры, соединяют прямыми линиями по кратчайшему расстоянию, образуя систему треугольников. Не следует проводить стороны треугольников, образующих углы менее 30 о и более 120 о 6. В соответствии с выбранным сечением изогипс производят интерполяцию сторон треугольников, т.е. нахождение на сторонах каждого треугольника точек с абсолютными отметками, кратными выбранному сечению. 7. Полученные в результате интерполяции точки с равными по величине гипсометрическими отметками соединяют плавными линиями, изогипсами. 8. Построенную карту оформляют в соответствии с требованиями, предъявляемыми к геологической графике (рисунок 4.7). 39 Рисунок 4.7 – Структурная карта кровли чокракского горизонта Лесной площади Часть 2. Построение карты нефтегазонасыщенной талщины продуктивного горизонта по данным бурения скважины Основой для выполнения, задания является структурная карта по кровле продуктивного пласта. На ней показывают положение внешнего и внутреннего контуров нефте(газо)носности. Сведения о видимой эффективной толщине продуктивных отложений и углах искривления скважин в пределах изучаемой части приведены по вариантам в приложении к настоящим методическим указаниям 1. Определяют угол падения продуктивных отложений (α) и угол косого сечения (γ) между горизонтальными проекциями линии падения пласта и линии искривления ствола скважины, 2. По формулам рассчитывают значения истинной эффективной толщины пласта в каждой скважине. 3. Полученные данные и результаты расчетов представляют в виде нижеследующей таблицы (таблица 4.1 ). 40 Таблица 4.1 – Исходные данные и результаты расчётов Номе р скв. Видимая эффекти вная толщина h в , м Угол искривлен ия стволa скважины β, град Угол падени я пласта α, градус ы Угол косого сечени я γ, градус ы Знак в формуле ( ) в соответстви и с направление м искривлени я ствола скважины Истинная эффективн ая толщина h и , м Абсолютная отметка подошвы продуктивно го пласта H п , м 1 h в1 β 1 α 1 γ 1 h и1 H п1 2 h в2 β 2 α 2 γ 2 h и2 H п2 3 h в3 β 3 α 3 γ 3 h и3 H п3 4. Нa план расположения скважин (положение точек вскрытия пласта снимают со структурной карты) наносят внешний и внутренний контуры нефте(газ)носности. У каждой скважины указывают в виде дроби ее номер (числитель) и истинное значение эффективной мощности пласта (знаменатель). 5. Строят карту эффективных мощностей пласта, используя принцип линейной интерполяции, для чего соседние скважины соединяют между собой прямыми линиями, образуя систему треугольников. При этом пространственное простирание оси структуры, линий разрывных нарушений, внешнего и внутреннего контуров нефте(газо)носности не учитывается. Интерполяцию сторон треугольников проводят в соответствии с выбранный сечением изопахит (1, 2, 5, 10, 25, 50, 100 м) исходя из общих правил построения карт в изолиниях: карта не должна быть перегружена, но при этом не должны выпадать важные детали. Точки равных значений эффективной мощности соединяют плавными пунктирными линиями. 6. Карта нефте(газо)насыщенной мощности составляется только а пределах нефтяной (газовой) залежи раздельно для чисто нефтяной (газовой) и водонефтяной (газоводяной) зон. Основой для ее составления служит карта эффективной толщины пласта В пределах нефтяной (газовой) зоны, ограниченной внутренним контуром нефте(газо)носности, эффективная толщина пласта соответствует по величине 41 нефте(газо) насыщенной, поэтому изолинии обеих толщин здесь полностью совпадают. В водонефтяной (газоводяной) зоне нефте(газо)насыщенная толщина определяется расстоянием от кровли пласта до поверхности водонефтяного (газоводяного) контакта и изменяется от максимальных значений на внутреннем контуре до нуля на внешнем. При составлении карты нефте(газо)насыщенных толщин в пределах этой зоны проводят интерполяцию между знаначениями толщин в точках пересечения изопахит с внутренним контуром нефте(газо)носности и нулевым значением мощности на внешнем контуре. Учитываются также значения нефте(газо)насыщенных толщин в скважинах, пробуренных в водонефтяной(газоводяной) зоне. 7. Каждая изпахита оцифровывается (рисунок 4.8). Рисунок 4.8 – Карта нефтенасыщенной толщины пласта D месторождения А |