Основные задачи поисков месторождений и разведка залежей нефти и газа и методы их решения, страница 14

В настоящем руководстве нет необходимости подробно раз­бирать методику подсчета запасов нефти и газа, так как она изложена в литературе [4]. Учитывая, что эти вопросы имеют большое практическое значение, остановимся лишь на рассмот­рении некоторых из них.

§ 10. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВНЕШНЕГО КОНТУРА НЕФТЯНОЙ (ГАЗОВОЙ) ЗАЛЕЖИ

При оценке запасов в стадиях разведочных работ весьма существенное значение имеет определение положения внешнего контура нефтеносности (нефтеводяного контакта).

При предварительном определении нижнего контура залежи обычно полагают, что он следует изолиниям пласта, т. е. яв­ляется горизонтальным (Иногда по общим геологическим данным удается установить возможное смещение залежи в сторону движения пластовых вод) и что высота залежи может быть опре­делена по аналогии с соседними, известными в данной провин­ции. Во всех случаях используются данные пробуренных сква­жин, позволяющие уточнить предполагаемую высоту залежи и характер положения нижнего контура по отношению к изо­линиям.

Верхний газонефтяной контур определяется в зависимости от типа ловушки и положения экранирующей поверхности. Определение этого контура производится по составленной структурной карте и профилям. В некоторых случаях (при не­полноте данных о положении разрыва и т. д.) необходимо строить несколько вариантов положения контура залежи:

1. Залежи пластовые, сводные и массивные. Контур может быть определен по предполагаемым данным о высоте залежи аналогичного типа на соседних площадях. Эта высота условно определяется для залежей платформенных месторождений в пределах до 50 м, для складчатых — 150-250 м. Уточнить эти величины можно по результатам опробования про­буренных скважин или по данным, полученным на соседних площадях.

2. Пластовые, тектонические и стратиграфи­чески экранированные залежи. Водонефтяной кон­такт определяется по изогипсе, как и в первом случае, с учетом предполагаемой высоты залежи. Верхний контур представляет собой проекцию на план пересечения поверхности пласта и экра­нирующей поверхности. Эту проекцию можно найти по состав­ленным профильным разрезам и по карте изогипс пласта экранирующей поверхности.

3. Литологически экранированные залежи. Нижний контур такой залежи также может быть параллелен изогипсе и определяется с учетом вероятной высоты залежи или результатов бурения. Для определения верхнего контура пона­добятся данные скважин, по которым можно построить контур выклинивания коллектора (нулевую линию), совпадающий с верхним контуром залежи. Контур выклинивания строят по опорным точкам, найденным с учетом данных, полученных по скважинам, вскрывшим пласт, содержащий залежь или пока­завший его отсутствие.

Положение опорных точек (в данном случае точек, где мощность пласта равна нулю) производится путем деления пополам расстояния между скважинами, вскрывшими пласт или показавшими его от­сутствие, а также путем так называемого «среднего угла выклинивания» или «ограниченной» экстраполяцией данных. Средний угол выклинивания α находят по формуле

,

где ∑h — сумма всех мощностей по контуру пласта (рис. 76), т. е. h1+h2+h3+... и т. д.;

∑l — сумма всех расстояний между смежными скважинами,вскрывшими пласт мощностью h, т. е. l1+ l2 + l3+....

Расстояние от точки, где пласт вскрыт с мощностью h1 по направлению l1 до опорной точки, где мощность пласта равна нулю, определяется по формуле

.

Рис. 76. Схема определения границы (нулевой линии) пласта по среднему углу выклинивания

В пунктах h4 и h5 (см. рис. 76) расстояние до точки с мощ­ностью равной нулю (по направлению, параллельному профи­лю), может быть найдено из приведенной выше формулы, так как мощность в этих точках известна. В некоторых случаях положение точки с нулевой мощностью пласта можно опреде­лить путем неограниченной экстраполяции аналитическим или графическим путем.

§ 11. ОЦЕНКА И ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА