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
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.