Нефтегазопромысловая геология

1. НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯ

2.

СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология:
учебник для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 414 с.
2. Каналин В.Г. Справочник геолога нефтегазоразведки. Нефтегазопромысловая
геология и гидрогеология: учебно-практическое пособие. – М.: ИнфраИнженерия, 2015. – 416 c. [Электронный ресурс]. – Режим доступа:
http://www.iprbookshop.ru/5066.html – ЭБС «IPRbooks».
3. Лобусев А.В., Чоловский И.П., Вагин С.В. Нефтегазопромысловая геология и
гидрогеология: учебное пособие. – М.: Изд-во Нефть и газ, 2008. – 152 с.
4. Брагин Ю.И., Кузнецова Г.П. Нефтегазопромысловая геология. Статическое
геологическое моделирование залежей углеводородов: учебное пособие для вузов.
– М.: ООО ИД Недра, 2013. – 109 с.

3.

Нефть и горючие газы известны человечеству с доисторических
времен. Археологическими раскопками установлено, что на берегу
Ефрата нефть добывалась за 6-4 тыс. лет до н.э. Использовалась она
для различных целей, в том числе и в качестве лекарства. Древние
египтяне
применяли
бальзамировании.
асфальт
Добывали
(окисленную
они
его,
нефть)
по
при
сообщению
древнегреческого историка и географа Страбона (63 г.до н.э. – 23-34
гг. до н.э.), преимущественно у берегов Мертвого моря.
Добыча
нефти
нефтепроявлений.
осуществлялась
из
поверхностных

4.

В 1594 г. в Азербайджане был вырыт первый
нефтяной колодец глубиной 35 м. В конце ХVIII в. в
районе Баку было известно уже много таких колодцев.
Нефть,
добываемую
из
них,
сливали
в
ямы,
обложенные камнями ( амбары). Колодезный способ
добычи нефти просуществовал до 1872 г.

5.

Началом разработки нефтяных и газовых
месторождений принято считать бурение нефтяных
скважин.
В России первые нефтяные скважины были пробурены
в следующие годы:
1856 г. на кубани в долине реки Кудако;
1846 г. – в Баку;
1893 г. в Грозном.
В мире начало добычи нефти связано с именем Эдвина
Дрейка – американского предпринимателя. Под его
руководством в 1859 году в штате Пенсильвания (местечко
Тайтусвил) была пробурена скважина глубиной 21 метр,
давшая приток нефти.

6.

7.

В 19 веке основными нефтедобывающими странами в
мире были США и Россия (95% мирового объема добычи
нефти).
До 1917 года основным районом нефтедобычи в
России был Бакинский район, одними из самых крупных
владельцев нефтяных участков были братья Нобели.
В результате открытия в 1932 году Ишимбайского
нефтяного месторождения в 1944 Туймазинского
месторождения, в 1949 году Ромашкинского
месторождения центр нефтедобычи переместился в УралоПоволжье.
В 1965 году открыто уникальное Самотлорское
месторождение, что сделало Западную Сибирь основным
центром нефтедобычи.

8.

НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯ КАК НАУКА
Скважина — горная выработка круглого сечения, пробуренная с
поверхности земли или с подземной выработки без доступа человека к
забою под любым углом к горизонту, диаметр которой намного меньше её
глубины.
Природный резервуар углеводородов — состоит из коллектора,
частично или со всех сторон ограниченного относительно
непроницаемыми породами, выступающего как естественное вместилище
для нефти, газа и воды.
Ловушка - часть природного резервуара, ограниченная сверху и с
боков покрышками, и в которой теоретически возможно образование
скоплений нефти и газа и воды.

9. НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯ КАК НАУКА

• Промысловая
геология
это
отрасль
геологии,
занимающаяся
детальным
изучением месторождений и залежей нефти,
газа
и
газоконденсата
в
начальном
(естественном) состоянии и в процессе
разработки
для
определения
их
народнохозяйственного
значения
и
рационального использования недр.

10.

• Нефтепромысловая геология подходит к изучению месторождений и
залежей углеводородов (УВ) с двух точек зрения.
• Во-первых, залежи УВ изучаются в статическом
состоянии как природные геологические объекты.
Целями такого изучения является, получение
необходимой геолого-промысловой информации для
подсчета запасов и проектирования разработки.
• Во-вторых, залежи УВ изучаются в динамическом
состоянии, так как в них при эксплуатации
происходят процессы движения нефти, газа и воды к
забоям добывающих и от забоев нагнетательных
скважин.
Залежь рассматривают в динамике на основе специальных наблюдений и
замеров в добывающих, нагнетательных, наблюдательных, и других
скважинах,.
Таким образом, значение нефтепромысловой геологии состоит в обобщении и
анализе всесторонней информации о месторождениях и залежах нефти и газа
как объектах народнохозяйственной деятельности с целью геологического
обоснования наиболее эффективных способов организации этой деятельности.

11.

12.

13.

14.

ОСНОВНЫЕ ПЕРИОДЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ
• 1871 – 1918 гг – первый период.
• 1888 г Геолог Коншин впервые произвел подсчет запасов
нефти объемным методом.
• Первые геофизические исследования скважин (замеры
температуры).
• 1918-1931 гг – второй период.
• 1924 г. Начало систематических работ по подсчету запасов
нефти.
• Сформированы представления о режимах и системах
разработки месторождений.
• 1931-1940 гг – третий период.
• Развитие геофизических методов – метод кажущегося
электрического сопротивления пород.
• 1935 г – создана ГКЗ

15.

ОСНОВНЫЕ ПЕРИОДЫ РАЗВИТИЯ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ
• 1941 – 1950 гг – четвертый период. Война. Развитие
теоретических
основ
разработки
месторождений.
Разработка
месторождений
преимущественно
на
естественных режимах, начало заводнения пластов.
• 1953 – 1990 гг – пятый период.
• Начинаются широкие исследования по применению
вероятностно-статистических методов и ЭВМ. Газовые
месторождения Тюмени, Оренбурга. 1963 год - ЦКР
• С 1991 г шестой период. Месторождения ВолгоУральского региона, Западной Сибири, Северного Кавказа
вступили в позднюю стадию разработки. Поиск новых
методов воздействия на пласты. МУН.

16.

• Методы получения информации
1. Лабораторное изучение керна, шлама, нефти, газа и воды с помощью
специальных приборов.
2. Исследование скважин геофизическими методами (ГИС).
В
результате
применения
геофизических
исследований
производится:
1. Детальное расчленение разреза;
2. Выделение в разрезе пластов - коллекторов, определение их толщины
и емкостных свойств (пористости, нефтенасыщенности, и др.);
3. Определение характера насыщения пород - коллекторов;
4. Для изучения технического состояния скважин применяется
инклинометрия, кавернометрия, цементометрия, и другие методы.
5. Контроль за изменением характера насыщения пород в процессе
разработки осуществляется радиоактивными и другими методами.

17.

МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ
ПРОМЫСЛОВО-ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ
Исследование скважин геофизическими методами (ГИС) осуществляется
в целях изучения геологических разрезов скважин, исследования технического
состояния скважин, контроля за изменением нефтегазонасыщенности пластов в
процессе разработки.
Для изучения геологических разрезов скважин используются:
электрические
магнитные
радиоактивные
термические
акустические
механические
геохимические
другие методы, основанные на изучении физических естественных и
искусственных полей различной природы.

18.

МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ
ПРОМЫСЛОВО-ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ
Результаты исследования скважин фиксируются в виде диаграмм либо
точечной характеристики геофизических параметров: кажущегося электрического
сопротивления, потенциалов собственной и вызванной поляризации пород,
интенсивности гамма- излучения, плотности тепловых и надтепловых нейтронов,
температуры и др.
Теория геофизических методов и выявленные петрофизические зависимости
позволяют проводить интерпретацию результатов исследований.
В итоге решаются следующие задачи:
определения литолого-петрографической характеристики пород;
расчленения разреза и выявления геофизических реперов;
выделения коллекторов и установления условий их залегания, толщины и
коллекторских свойств;
определения характера насыщения пород — нефтью, газом, водой;
количественной оценки нефтегазонасыщения и др.

19.

МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ
ПРОМЫСЛОВО-ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ
Для изучения технического состояния скважин применяются:
инклинометрия - определение углов и азимутов искривления скважин;
кавернометрия — установление изменений диаметра скважин;
цементометрия — определение по данным термического, радиоактивного и
акустического методов высоты подъема, характера распределения цемента в
затрубном пространстве и степени его сцепления с горными породами;
выявление мест притоков и затрубной циркуляции вод в скважинах
электрическим, термическим и радиоактивным методами.
Контроль за изменением характера насыщения пород в результате
эксплуатации залежи по данным промысловой геофизики осуществляется на
основе исследований различными методами радиоактивного каротажа в
обсаженных скважинах и электрического — в необсаженных.
В последние годы получают все большее развитие детальные сейсмические
исследования, приносящие важную информацию о строении залежей.

20.

МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ
ПРОМЫСЛОВО-ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ

21.

МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ
ПРОМЫСЛОВО-ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ
Гидродинамические методы исследования скважин применяются для
определения физических свойств и продуктивности пластов-коллекторов на
основе выявления характера связи дебитов скважин с давлением в пластах.
Эти связи описываются математическими уравнениями, в которые входят
физические параметры пласта и некоторые характеристики скважин. Установив на
основе гидродинамических исследований фактическую зависимость дебитов от
перепадов давлений в скважинах, можно решить эти уравнения относительно
искомых параметров пласта и скважин.
Кроме того, эта группа методов позволяет выявлять в пластах
гидродинамические (литологические) экраны, устанавливать степень связи залежи
нефти и газа с законтурной областью и с учетом этого определять природный
режим залежи.
Применяют три основных метода гидродинамических исследований скважин
и пластов:

22.

МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ
ПРОМЫСЛОВО-ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ
изучение восстановления пластового давления (КВД);
метод установившихся отборов жидкости из скважин;
определение взаимодействия скважин (гидропрослушивание).
Наблюдения за работой добывающих и нагнетательных скважин.
В процессе разработки залежи получают данные:
об изменении дебитов и приемистости скважин и пластов;
обводненности добывающих скважин;
химического состава добываемых вод;
пластового давления
состояния фонда скважин
другие, на основании которых осуществляются контроль и регулирование
разработки.

23.

МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ
ПРОМЫСЛОВО-ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ
Для изучения каждого из свойств залежи можно применить несколько
методов получения информации. Например, коллекторские свойства пласта в
районе расположения скважины определяют по изучению керна, по данным
геофизических методов и по данным гидродинамических исследований.
При этом достигается разная масштабность определений этими методами —
соответственно по образцу породы, по интервалам толщины пласта, по пласту в
целом. Значение свойства, охарактеризованного несколькими методами,
определяют, используя методику увязки разнородных данных.
Для контроля за свойствами залежи, изменяющимися в процессе ее
эксплуатации, необходимые исследования должны проводиться периодически.
По каждой залежи, в зависимости от ее особенностей, должен
обосновываться свой комплекс методов получения информации, в котором могут
преобладать те или иные методы. Надежность получаемой информации зависит от
количества точек исследования.

24. Методы анализа и обобщения исходной информации

Основным методом обобщения эмпирического материала в
нефтегазопромысловой
геологии
служит
метод
моделирования.
• В нефте газопромысловой геологии широко применяются два вида
моделирования - графический и математический.
Графическое моделирование включает построение детальных
корреляционных схем, профильных разрезов, карт в изолиниях,
графиков зависимостей и др.
Математическое моделирование позволяет с помощью уравнений
теории вероятностей, подземной гидродинамики и гидромеханики
осуществить предсказательную функцию моделей. Математическое
моделирование позволяет описать весь ход процесса разработки от
начала до завершающего его этапа.

25.

26. ИЗУЧЕНИЕ ФОРМЫ ЗАЛЕЖЕЙ В СТАТИЧЕСКОМ СОСТОЯНИИ

27. ИЗУЧЕНИЕ ФОРМЫ ЗАЛЕЖЕЙ В СТАТИЧЕСКОМ СОСТОЯНИИ

• Залежь углеводородов — это скопление нефти, газа,
конденсата и других сопутствующих компонентов в
едином геологическом пространстве, ограниченном
поверхностями
разного
типа
и
обладающем
емкостно-фильтрационными свойствами.
• Залежь может быть приурочена к одному или
нескольким сообщающимся пластам коллекторам.
• Месторождение углеводородов — это одна или
несколько
залежей
в
геологическом
разрезе,
приуроченных территориально к одной площади и
сведенных
с
благоприятной
тектонической
структурой или с другим типом ловушки.

28.

РАЗРАБОТКА ГАЗОНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
• Нефтяная залежь с газовой
шапкой, Vг < 25% ,
• Газонефтяная залежь, 25% < Vг < 50%
• Нефтегазовая залежь, 50% < Vг < 75%
• Газовая залежь с нефтяной
оторочкой,
Vг > 75%
Нефтегазовые – содержание конденсата 150-200 г/м3;
Нефтегазоконденсатные – содержание конденсата 200-600
г/м3;
Нефтегазоконденсатные – с высоким содержанием
конденсата более 600 г/м3.
Палий А.О.

29.

Различают два типа оторочек: с краевой водой и с подошвенной водой.
Типы нефтяных оторочек а – краевая, б – краевая с чисто нефтяной
зоной, в – подошвенная, г – промежуточного типа, д – краевая оторочка с
в литологически экранированной залежи, е – краевая оторочка
смещенная потоком пластовой воды.

30. 2001

2013 г

31. СТРУКТУРА ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ

Форма залежи определяется положением в
пространстве различных геологических поверхностей,
ограничивающих залежь.
К числу таких поверхностей относятся:
• кровля и подошва залежи;
• Литологические,
стратиграфические
границы
поверхности ВНК, ГВК и ГНК.
• Пересекающиеся граничные поверхности образуют
линии, проекции которых на карте являются
границами
залежи,
—
линии
дизъюнктивных
нарушений, границы распространения коллекторов,
контуры нефтегазоносности.

32.

• СТРУКТУРА ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ
• Подавляющее большинство залежей нефти и газа
приурочено к тектоническим структурам —
различного типа складкам, куполам и др. Поэтому
форма структуры обычно во многом определяет
форму залежи.

33. ПЛАСТОВЫЕ ЗАЛЕЖИ

• Группа пластовых залежей согласно условиям формирования ловушки
подразделяется на две подгруппы: сводовых (пластово-сводовых),
залежей (а) и залежей экранирования (пластово-экранированных):
• - б, в – тектонические экранированные,
• - г – стратиграфически экранированные,
• - д – литологически экранированные,.

34. МАССИВНЫЕ ЗАЛЕЖИ

• Группа
массивных залежей связана с массивными
природными резервуарами, ограниченными непроницаемой
покрышкой только сверху. Отличительная черта массивных
залежей — гидродинамическая связь всех частей залежи,
несмотря на различие емкостно-фильтрационных свойств и
присутствие разделов и соответственно единство зеркала
водонефтяного или газоводяного контакта.
• е – в сводовом выступе,
• ж – в эрозионном выступе,
• з – в рифтогенном выступе.

35. СТРУКТУРА ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ

• В качестве верхней границы залежи при согласном
залегании
пород
продуктивного
горизонта
и
перекрывающих
его
пород
принимается
кровля
продуктивного горизонта, т.е. поверхность, разделяющая
породы независимо от их литологической характеристики.
• За нижнюю границу пластовой залежи нефти (газа) в
пределах
внутреннего
контура
нефтеносности
(газоносности)
принимают
подошву
продуктивного
горизонта,
т.е.
поверхность
между
продуктивным
горизонтом и подстилающими непроницаемыми породами.

36.

37.

38.

39.

• Для определения абсолютной отметки кровли (подошвы)
продуктивного горизонта необходимо знать: альтитуду А
устья скважины (превышение над уровнем моря); глубину
L, на которой ствол скважины пересекает картируемую
поверхность; удлинение L ствола скважины за счет
искривления.
• Абсолютная отметка H картируемой поверхности в точке
наблюдения определяется по формуле:
H
= (A + L) – L

40.

КРОНШТАДСКИЙ ФУТШТОК
• Футшток - уровнемер для измерения высоты
уровня Балтийского моря. От нуля Кронштадтского
футштока
на
всей
территории
России
производятся
измерения
глубин
и
высот.
Географические
карты
равняются
на
Кронштадтскую точку отсчёта. Даже космические
орбиты ведут отсчёт от небольшой черты медной
таблички, прикреплённой к устою Синего моста
через
Обводный
канал
в
Кронштадте.

41.

42.

Альтитуда (высота) = абсолютная отметка над уровнем моря

43.

• ПОСТРОЕНИЕ СТРУКТУРНЫХ КАРТ
• Применяют два способа построения карт - способ
треугольников и способ профилей.
• При способе треугольников точки соседних скважин
соединяют на плане линиями таким образом, что образуется
система треугольников (рис. 5, а). Затем на каждой линии по
правилу линейной интерполяции находят точки со значениями
абсолютных отметок, кратными выбранной величине сечения
между изогипсами.
1
скважины:
в
числителе
номер
скважины, в знаменателе абсолютная
отметка
картируемой поверхности,
м; 2 - точки с отметками
картируемой поверхности,
м; 3 - изогипсы

44.

• END

45.

• Необходимо придерживаться следующих правил:
• до начала построений следует выявить региональные закономерности
в залегании пород;
• нельзя объединять в один треугольник скважины, между которыми
проходят вероятные линии перегиба слоев, например, скважины,
расположенные на разных крыльях структуры;
• следует избегать выделения треугольников с очень острыми углами,
так как это может привести к неоправданному искривлению изогипс;
• проведение изогипс следует выполнять плавно, без резких изгибов
линий;
• построение карты следует начинать с участков, наиболее полно
освещенных скважинами;
• конфигурацию изогипс на прилегающих слабо освещенных участках
следует согласовывать с направленностью изолиний, проведенных на
участках с большим числом точек наблюдения.

46. ИЗУЧЕНИЕ ДИЗЪЮНКТИВНЫХ НАРУШЕНИЙ

Рис. 10. Элементы дизъюнктивных нарушений:
I— взброс; II — сброс:Н1, Н2 – высоты соответственно взброса и
сброса; l1, l2 - ширина перекрытия сместителя соответственно при
взбросе и сбросе; части разреза: а, а1 - повторяющиеся в скв. 1, б, б1
— выпадающие в скв. 2

47.

• В условиях наклонной плоскости
нарушения при взбросе приподнятое
крыло располагается над плоскостью
нарушения.

48. ПОСТРОЕНИЕ СТРУКТУРНЫХ КАРТ СПОСОБОМ ПРОФИЛЕЙ

1 — профили; 2 — след
пересечения
поверхности
нарушения
плоскостью
профиля; 3 — кровля (подошва)
продуктивного горизонта на
профиле; проекции: 4 — точек
пересечения
кровли
продуктивного горизонта с
линиями сечения; 5 — точек
пересечения
кровли
продуктивного горизонта с
поверхностью нарушения;
6 — точек перегиба кровли
продуктивного горизонта

49. ПОСТРОЕНИЕ СТРУКТУРНЫХ КАРТ СПОСОБОМ ПРОФИЛЕЙ

1 — изогипсы кровли
продуктивного горизонта, м; 2 — проекции
следов
пересечения
кровли
продуктивного
горизонта
с
поверхностью нарушения; 3 ~
тектонические оси; 4 —
линии профилей

50. ИЗУЧЕНИЕ ГРАНИЦ ЗАЛЕЖЕЙ, СВЯЗАННЫХ С ФАЦИАЛЬНОЙ ИЗМЕНЧИВОСТЬЮ ПЛАСТОВ И СТРАТИГРАФИЧЕСКИМИ НЕСОГЛАСИЯМИ

• Потерю
горизонтом
коллекторских
свойств
при
сохранении его в разрезе называют замещением
коллекторов, а соответствующую экранирующую границу
— линией фациального замещения коллекторов или
границей распространения коллекторов. Положение
линии замещения коллекторов определяют по данным
керна и промысловой геофизики о том, какими породами
— проницаемыми или непроницаемыми — представлен
пласт в каждой скважине.

51. ИЗУЧЕНИЕ ФЛЮИДАЛЬНЫХ КОНТАКТОВ

• В пределах залежей насыщающие продуктивный пласт газ,
нефть и вода располагаются в соответствии с действием
гравитационных и молекулярно-поверхностных сил.
• Молекулярно-поверхностные
силы
препятствуют
гравитационному распределению газа и жидкостей в
пористой среде. В результате четкие границы между газо-,
нефте- и водонасыщенными частями пласта часто не
образуются, и имеются так называемые переходные зоны.
Толщина переходных зон на контакте нефть — вода в
разных залежах меняется от нескольких сантиметров до
десятков метров. Так, в верхнемеловых залежах Северного
Кавказа где нефтеносность связана с трещиноватыми
известняками, толщина переходной зоны не превышает
нескольких сантиметров, а в Западной Сибири в залежах
нефти, приуроченных к полимиктовым коллекторам, она
достигает 12 — 15м.

52. ИЗУЧЕНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ КОНТАКТОВ В ЗАЛЕЖАХ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ

Типичное размещение
нефти, газа и воды в
пласте (по М.И.
Максимову):
I — газовая шапка; II —
зона перехода от нефти к
газу; III — нефтяная
часть; IV — зона перехода
от нефти к воде; V —
водоносная зона. 1 - газ; 2
— нефть; 3 — вода

53. Изменение по разрезу нефтеводо-насыщенности

Изменение по разрезу
нефтеводонасыщенности
Зависимости коэффициентов:
1 — водонасыщенности kв и 2нефтенасыщенности kн от высоты
над
уровнем
нулевого
капиллярного давления Рк; 3относительной
проницаемости
kпро для нефти и 4 —
относительной kпро для воды от kв
и kн; I – подошва переходной
зоны; II — кровля переходной
зоны; III — уровень появления
подвижной нефти; IV — уровень
перехода воды в неподвижное
состояние; Н — расстояние до
поверхности
со
100%-ным
водонасыщением

54.

при капиллярном давлении, равном нулю, пористая среда полностью
водонасыщена
выделяется уровень I, на котором в пористой среде появляется нефть (кривая
2)
Выше уровня коэффициент нефтенасыщенности kн возрастает вначале весьма
интенсивно, затем все медленнее, пока не достигает значений, близких к
предельному (0,86). Соответственно выше уровня I уменьшается вначале
быстро (кривая 1), затем медленнее, до значений, близких к минимальным
(0,14). По значениям kн, близким к максимальным, а —. близким к
минимальным, с некоторой долей условности проводится уровень II. Уровень I
соответствует подошве переходной зоны, а уровень II — ее кровле
Кривые 3, 4 на рис. 15 характеризуют зависимость фазовой проницаемости в переходной зоне от
насыщенности нефтью и водой. По фазовой проницаемости переходную зону можно разделить на три
части.
В нижней части переходной зоны фазовая проницаемость коллекторов для нефти равна нулю, и лишь
по достижении определенного значения kн нефть способна двигаться по пористой среде. Этому
значению kн соответствует уровень III, ниже которого в переходной зоне подвижной является только
вода.
Выше уровня III в средней части переходной зоны подвижностью обладают как вода, так и нефть,
причем постепенно фазовая проницаемость для нефти возрастает, а для воды снижается. По
достижении определенного критического значения kв фазовая проницаемость для воды становится
равной нулю. Этому значению kв соответствует уровень IV, выше которого может перемещаться
только нефть.

55. ВЫБОР ВНК

• В настоящее время нет единого подхода к выбору
поверхности, принимаемой за ВНК. В одних случаях за ВНК
принимают уровень IV. Так проводят ВНК при изучении формы
залежей нефти в кварцевых коллекторах Урало-Поволжья, где
толщина переходной зоны 5-8м. Расстояние между IV уровнем и
подошвой переходной зоны здесь равно 1-1,4м. Поэтому
количество подвижной нефти ниже уровня IV невелико и его не
учитывают в запасах.
• В других случаях за ВНК принимают уровень III. Так проводят
ВНК по залежам в полимиктовых коллекторах нефтяных
месторождений Западной Сибири, где толщина переходной зоны
достигает 10-15м и более. Здесь толщина слоя между III и IV
уровнем иногда 6-10м и количество подвижной нефти в нем
столь значительно, что пренебрегать им нельзя.
• В некоторых случаях, когда толщина переходной зоны
незначительна (до 1-1,5м), за ВНК принимают наиболее четко
фиксируемую на геофизических диаграммах поверхность,
соответствующую I уровню, т.е. подошве переходной зоны.

56.

Рис. 18. Графики изменения нефтенасыщенности
удельного сопротивления
• электрической проводимости
Рис. 17. Определение границ переходной
зоны • ВНК по данным электрометрии в
разных скважинах (по Б.М. Орлинскому).
Коллекторы: 1 — предельно
нефтенасыщенный 2 — переходной зоны, 3
— водонасыщенный; границы: 4 — ВНК, 5
— переходной зоны
График изменения нефтенасыщенности
удельного сопротивления • электрической
проводимости в
в переходной зоне (по
Б.М. Орлинскому). Коллекторы: 1 —
предельно
нефтенасыщенный,
2
—
переходной зоны, 3 — водонасыщенный; Н —
расстояние до поверхности со 100 %-ным
водонасыщением

57.

• Определение начального положения контактов
путем опробования пластов в скважине
проводится преимущественно в разведочных
скважинах на стадии подготовки залежи к
разработке.
• Путем опробования проверяют правильность
данных ГИС о положении контактов.
• В карбонатных трещинных коллекторах, когда
методы промысловой геофизики недостаточно
эффективны, опробование служит основным или
даже единственным методом. Оно может
проводиться в процессе бурения в необсаженных
скважинах с помощью испытателей пластов на
каротажном кабеле или через бурильные трубы.

58.

Рис. 19. Схема поинтервального опробования разреза скважины.
Г, Н, П/3, В — интервалы разреза, охарактеризованные по геофизическим данным
соответственно как газонасыщенный, нефтенасыщенный, переходная зона от нефти к
воде, водонасыщенный; /, II, III, IV, V — последовательные интервалы опробования;
1 — пласты-коллекторы; 2 — непроницаемые разделы между пластами-коллекторами; 3
— интервалы перфорации; 4 — цементные стаканы, устанавливаемые в стволе скважины
после опробования каждого интервала

59.

Рис. 20. Пример схемы обоснования положения ВНК.
Терригенные пласты-коллекторы, выделенные по ГИС: 1 — нефтенасыщенные, 2 —
водонасыщенные, 3-с неопределенной насыщенностью; 4 — интервалы перфорации;
5 — "верхний известняк"; 6 — искусственный забой после опробования нижнего
интервала; притоки: Н — нефти; В — воды

60.

• При наклонном положении или сложной форме контакта
для его пространственного изображения строят карту
поверхности контакта в изолиниях. Для этого используют
принятые по комплексу всех данных отметки контакта по
каждой скважине.
• Значения абсолютных отметок контакта в каждой
скважине наносят на план расположения скважин и
путем линейной интерполяции определяют положение
изогипс поверхности контакта.
• Линии пересечения ВНК, ГВК или ГНК с поверхностями
пласта-коллектора являются контурами нефтеносности
(газоносности), ограничивающими по площади размеры
залежи
и
ее
зон
с
равным
характером
нефтегазоводонасыщения.

61.

Рис. 21. Примеры определения положения внешнего (а) и
внутреннего (б) контуров нефтеносности при наклонном
контакте нефть - вода (по М.А. Жданову).
Изогипсы, м: 1 — кровли продуктивного пласта, 2 — подошвы. 3
— поверхности ВНК; контуры нефтеносности, 4 — внешний, 5 —
внутренний

62. ВЫБОР ВНК

• Информацией о положении ВНК, ГНК, ГВК в каждой
отдельной скважине служат данные керна, промысловой
геофизики и опробования.

63.

• СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ

64.

Рис. 23 Пример определения в многопластовом объекте
разработка положения внешнего контура
нефтеносности:
а — пласт а; 6 - пласт б; в - пласт в; г - объект разработки в
целом. 1 — изогипсы кровли пластов-коллекторов, м; 2 —
внешний контур нефтеносности; границы замещения
коллекторов: 3 — пласта а, 4 — пласта б; 5 — линия
профиля; 6 — скважины (в числителе — номер скважины,
в знаменателе — абсолютная отметка, м); 7 — площадь
залежи