Существуют следующие виды карт толщин:
1. Карты общих толщин (изопахит). Общей мощностью пласта называется его толщина, вскрытая от кровли до подошвы, включая все плотные непроницаемые пропластки, строится методом треугольников.
2. Карты эффективных толщин. Эффективной толщиной называется толщина пласта от кровли и до подошвы, за вычетом всех плотных непроницаемых пропластков. По скважинам определяется значение эффективной мощности и строится методом треугольников.
3. Карты эффективных нефте/газонасыщенных толщин. Часть пласта от кровли и до поверхности ВНК или ГВК за вычетом всех плотных непроницаемых пропластков.
В пределах внутреннего контура нефтеносности вся эффективная мощность будет равняться 100%, в пределах ВНЗ от 0 до 100.
Строим положение внешних и внутренних контуров нефтеносности, накладываем карту эффективных толщин, интерполируем и строим карту эффективных нефтенасыщенных толщин. Путем взвешивания по площади определяем значение нефтегазонасыщенности толщины, которая используется для подсчета запасов, для проектирования разработки.
Для построения карт толщин весьма неоднородных пластов существует 4 способа:
1. Линейная интерполяция на 0.
2. Интерполяция на середину расстояния между скважинами.
3. С учетом закономерностей изменения эффективности мощности по площади залежи.
4. С учетом кондиционных значений соответствующих параметров.
Методика построения карт эффективных толщин весьма неоднородных продуктивных пластов заключается в следующем: Строится карта 1-го и 2-го пропластка и накладываются одна на другую (совмещаются участки зон отсутствия коллекторов). На остальной части находят пересечение изопахит, точки пересечения - суммарная эффективная толщина. Дальше накладывается карта 3-го пропластка и т.д, суммарная карта будет максимально отображать распределение эффективных толщин в пределах данного пласта.
|
|
Новоаганское месторождение было открыто в 1985 году и находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В нем разведано 25 залежей в 17 продуктивных пластах. Этаж нефтегазоносности составляет около 1.5 км. Однако наиболее крупными по запасам (55% от общих по месторождению) являются залежи, приуроченные к меловым отложениям ачимовской толщи.
Рис.3. Карта нефтенасыщенных толщин а) — по Ач1; б) — по Ач2; в) — по Ач3
В составе подсчетного объекта Ач1 выделяются две залежи: северная и южная (рис.3а).
Северная залежь вскрыта пятью скважинами на глубинах 2478-2515 м. С северо-запада она контролируется плоскостью тектонического нарушения, а на юге и юго-востоке – линией выклинивания коллекторов. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 4.6 до 9.8 м. Коллекторы представлены, в основном, песчаниками светло-серыми, средне- и крупнозернистыми, иногда массивными, слабо- и среднесцементированными. Основная доля проницаемых прослоев имеет открытую пористостью от 14 до 18% и проницаемость – до 2-3×10-15 м2, карбонатность по образцам керна не превышает 4%.
ВНК принят наклонным с юга на север с учетом данных ГИС и результатов испытания и находится в интервале а.о.-2373-2388 м. Размеры залежи составляют 6.3×3.2 км, высота – до 40 м. Тип залежи – пластово-сводовая с элементами тектонического и литологического экранирования.
|
|
Южная залежь вскрыта тремя скважинами на глубинах 2455-2493 м. На севере, востоке и юге она контролируется зоной глинизации. Кроме того, в районе скв.183, по данным интерпретации материалов сейсморазведки, отмечаются два малоамплитудных тектонических нарушения (до 5 м). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2.4 до 5.6 м. Дебиты нефти небольшие: максимальный дебит составил 5.4 м3/сут при депрессии 10.9 МПа (скв.193). Коллекторами являются песчаники и алевролиты с кремнисто-глинистым цементом, слюдистые массивные, иногда горизонтально-слоистые за счет прослоев аргиллитоподобных глин. По классификации А.А.Ханина проницаемые прослои относятся к V классу. Пористость – 15-18%, проницаемость 3-4×10-15 м2.
ВНК имеет небольшой наклон (40-45′) с запада на восток и отбивается на а.о. –2354-2478 м. Размеры залежи – 4.6×2.8 км, высота – до 40 м. Тип – литологически экранированная. Средний коэффициент песчанистости в целом по пласту Ач1 равен 0.54, расчлененности – 5.2.
Покрышкой для залежей пласта Ач1 является регионально выдержанный надачимовский комплекс пород, представленный аргиллитами темно-серыми, тонко отмученными, плотными, плитчатыми, среди которых очень редко встречаются линзы малой толщины песчаных разностей (до 0.6-1.2 м).
Подсчетный объект Ач2 включает также три залежи, неравнозначные как по размерам, так и по степени изученности (рис.1б).
Основная залежь вскрыта семью скважинами на глубинах 2465-2527 м. С востока и запада природный резервуар ограничивается зонами глинизации, а на севере и юге границы залежи обусловлены установленными уровнями ВНК.
|
|
Нефтенасыщенные толщины находятся в интервале от 2.6 до 13 м. Дебиты безводной нефти изменяются от 4.4 до 8.6 м3/сут при различных динамических уровнях.
Проницаемые разности представлены мелкозернистыми песчаниками и алевролитами от средне- до крупнозернистых, среднесцементированными кремнисто-глинистыми породами, слюдистыми, полевошпатовыми. По классификации А.А.Ханина их можно отнести к V и VI классам.
По данным керна основной объем коллекторов по пористости составляет 18-20%, а по проницаемости – 1-5×10-15 м2.
ВНК имеет тенденцию к погружению в северном направлении от 2381 до 2394 м, т.е. углы наклона его (контакта) поверхности не превышают 10-15′. Размеры литологически экранированной залежи составляют 7.8×4.1 км, высота – до 55 м.
Залежь в районе скв.183 (южная) вскрыта одной скважиной на глубинах 2456-2506 м и контролируется с трех сторон тектоническими нарушениями (рис.1б).
Нефтенасыщенная толщина – 5.8 м. ВНК принят условно, т.е. по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя, или на а.о. –2400 м. Размеры 1.7х0.6 км, высота 50 м. Тип залежи – тектонически экранированный.
Залежь в районе скв.192 (восточная) вскрыта одной скважиной на глубинах 2503-2524 м. На западе она ограничена зоной глинизации, а в других направлениях ВНК, который принят на а.о. –2426 м. Нефтенасыщенная толщина равна 3.8 м. Дебит нефти составил 3.88 м3/сут при депрессии 7.4 МПа. Размеры залежи – 6.6х1.1 км, высота – 21 м. Тип залежи – литологически экранированная.
По пласту Ач2 коэффициент песчанистости составляет 0.57 и расчлененности – 4.6.
Покрышкой для залежи пласта Ач2 служит относительно маломощная пачка преимущественно глинистых пород (0.8-7.8 м) с линзовидными прослоями (0.4-1 м) глинистых алевролитов.
В нижней части ачимовской толщи выделен подсчетный объект Ач3 (рис.1в).
Основная залежь вскрыта тремя скважинами на глубинах 2522-2533 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 6 до 7.4 м. Дебит нефти в скв.189 составил 2.2 м3/сут при депрессии 7.3 МПа.
Коллекторы представлены мелкозернистыми песчаниками и средне- и крупнозернистыми алевролитами с глинисто-карбонатным цементом, слюдистыми. По материалам ГИС пористость изменяется от 15 до 20%, проницаемость – 1-2.5х10-15 м2. Результаты исследований керна отсутствуют.
ВНК условно принят на а.о. –2421 м, что соответствует подошве нижнего нефтеносного коллектора (скв.189). Размеры – 5.1х2 км, высота – 31 м. По типу залежь – литологически экранированная.
Залежь в районе скв.183 (южная) вскрыта на глубинах 2476-2519 м и контролируется тремя тектоническими нарушениями. Нефтенасыщенная толщина составляет 2.6 м. ВНК проведен по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка на а.о.–2413 м. Размеры 2.3х0.8 км, высота до 43 м. Коэффициент песчанистости в среднем 0.44 и расчлененности – 6.5.
Покрышкой для залежей пласта Ач3 служит пачка аргиллитоподобных глин темно-серых, плотных, с включениями растительного детрита. Толщина ее изменяется от 0.8 до 6.8 м.
Вышеизложенные характеристики выделенных при оценке запасов подсчетных объектов и залежей свидетельствуют о значительном уровне их неоднородности.