Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ (КРОВЛИ, ПОДОШВЫ)



 

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

В качестве верхней границы залежи при согласном залега­нии пород продуктивного горизонта и перекрывающих его пород принимается кровля продуктивного горизонта, т.е. синхроничная поверхность, разделяющая породы независимо от их литологической характеристики.

В случаях, когда прикровельная часть продуктивного гори­зонта повсеместно выполнена проницаемой породой, верх­ней границей залежи служит верхняя поверхность коллекто­ров. Такое совпадение имеет место при монолитном строе­нии продуктивного горизонта, выполненного по всей толщи­не породой-коллектором (рис. 2, а), или при многопластовом продуктивном горизонте, когда верхний проницаемый пласт (прослой) залегает повсеместно. Примером может служить нефтегазовая залежь IV мэотического горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения, в которой верхней границей залежи повсеместно служит поверхность мощного песчаного пласта.

Если в прикровельной части горизонта имеются участки замещения коллекторов непроницаемыми породами, то на этих участках верхние границы залежи и поверхности кол­лекторов не совпадают (рис. 2, 6, в). В качестве примера можно привести Ромашкинское месторождение, где кровлей многопластового продуктивного горизонта Д1 (верхней гра­ницей залежи) является граница между репером “верхний из­вестняк" и прерывистым пластом “а". На участках, где пласт “а" представлен коллектором, верхней границей залежи слу­жит поверхность коллекторов этого пласта. На участках за­мещения коллекторов пласта “а" непроницаемыми породами верхняя граница поверхности коллекторов проходит по кровле лежащего ниже пласта-коллектора.

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. Все, что было сказано выше относительно проведения верхних границ залежи и коллекто­ров, полностью относится и к нижним границам.

.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Формы верхней и нижней границ залежей изучаются с помощью структурных карт. Сечение между изогипсами вы­бирают в зависимости от угла падения пластов высоты структуры, количества и качества исходной информации. Конфигурация изогипс характеризует направления падения слоев, а плотность их расположения — углы наклона.

Для построения структурной карты кровли или подошвы горизонта необходимо нанести на план местоположение, точки пересечения поверхности стволами скважин и абсо­лютные отметки залегания поверхности в каждой точке. При определении положения на плане точки наблюдения учиты­вают ее смещение от устья скважины в результате искривле­ния ствола.

Для определения абсолютной отметки кровли (подошвы) продуктивного горизонта необходимо знать: альтитуду А ус­тья скважины; глубину L, на которой ствол скважины пересекает картируемую поверхность; удлинение ΔL ствола сква­жины за счет искривления.

Абсолютная отметка Н картируемой поверхности в точке наблюдения (рис. 3) определяется по формуле

 

Н = (А + ΔL) – L (IV.1)

 

Построение структурных карт представляет собой опреде­ление положения изогипс на плане (рис. 4).

 

 

Рис. 3. Пример определения положения точки наблюде­ния на плане

 

 

Применяют два способа построения карт:

 

  • способ треугольников, используемый при картировании поверхностей залежей, приуроченных к ненарушенным структурам;
  • способ профилей, целесообразный при картировании по­верхностей залежей, приуроченных к структурам, расчле­ненным дизъюнктивными нарушениями на блоки.

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.

 

Рис. 4. Изображение глубинного рельефа с помощью изогипс

а - профильный разрез; бструктурная карта: изогипсы глубинного ре­льефа даны в метрах

 

Линейная интерполяция предполагает, что наклон линии, соединяющей две скважины, на всем ее протяжении постоя­нен. Расстояние любой изогипсы от одной из точек наблю­дения на этой линии при линейной интерполяции можно найти по формуле

 

Lx = [(Нх – Н1) / (Н2 - Н1)] L1,2 (IV.2)

 

где Lxрасстояние от искомой изогипсы до скв. 1 на ли­нии, соединяющей скв. 1 и 2; Нх - значение (абсолютная отметка) искомой изогипсы; Н1и Н2 - абсолютные отметки залегания картируемой поверхности соответственно в скв. 1 и 2; L1,2 расстояние между скв. 1 и 2.

 

 

Рис. 5. Построение структурной карты методом треугольников:

а — определение отметок изогипс между скважинами; б — проведение изо-гипс. 1 — скважины: в числителе — номер скважины, в знаменателе — аб­солютная отметка картируемой поверхности, м; 2 — точки с отметками картируемой поверхности, м; 3 — изогипсы

 

Интерполяция с помощью уравнения (IV.2) - трудоемкий процесс. Удобнее пользоваться масштабной сеткой (высот­ной арфой), состоящей из ряда параллельных линий, прове­денных на кальке на равных расстояниях друг от друга (рис. 6). Для удобства пользования масштабной сеткой лини­ям на ней можно присвоить значения абсолютных отметок.

Полученные на сторонах каждого треугольника одноимен­ные точки соединяются линиями — изогипсами (см. рис. 5, б).

Чем больше точек наблюдения, тем меньше размеры треу­гольников и тем точнее построенная карта будет отражать форму реальной картируемой поверхности.

При построении карт поверхностей, ограничивающих за­лежи, способом линейной интерполяции необходимо учиты­вать следующее.

В распоряжении составителя структурной карты имеются точки наблюдения (скважины), расположенные без учета фактических особенностей формы картируемой поверхности и зачастую не совпадающие с местами перегиба поверхности или изменения ее наклона (рис. 7).

Рис. 6. Пример линейной интерполяции с помощью масштабной сетки

 

 

Рис. 7. Возможное положе­ние точек наблюдения на картируемой поверхности

Следовательно, строго придерживаясь линейной интерполяции, можно получить карту фиктивной поверхности, имеющей общие точки с картируемой поверхностью только в местах расположения скважин и далекой от ее фактической формы. Поэтому не­обходимо придерживаться следующих правил:

ü при построении структурных карт нужно учитывать всю прямую и косвенную геолого-геофизическую информацию о форме картируемой поверхности (сейсмические материалы, данные структурного бурения и др.);

ü до начала построений следует выявить региональные зако­номерности в залегании пород, такие, как направление осей структур, доминирующие углы падения на разных участках структур, положение сводов и периклинальных окончаний и др.;

ü нельзя объединять в один треугольник скважины, между которыми проходят вероятные линии перегиба слоев, на пример, скважины, расположенные на разных крыльях структуры;

ü следует избегать выделения треугольников с очень остры­ми углами, так как это может привести к неоправданному искривлению изогипс;

ü проведение изогипс следует выполнять плавно, без резких изгибов линий;

ü 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.

Способ построения структурной карты по методу профи­лей изложен в § 2 настоящей главы.

При построении структурных карт необходимо выдержи­вать соответствие между точностью карты и количеством и качеством исходной информации. Показателем точности карт является размер сечения между изолиниями. Поэтому обоснование его весьма ответственная задача. При этом не­обходимо учитывать плотность точек наблюдения, точность исходных данных, сложность картируемой поверхности.

Плотность точек наблюдения при выборе сечения учиты­вается следующим образом. Как видно на рис. 8, при нали­чии двух точек наблюдения А и В при линейной интер­поляции фактическая кривая АВ (соответствующая картируе­мой поверхности) заменяется фиктивной прямой АВ, для ха­рактеристики которой достаточно двух изолиний с сечением между ними ВС. Если взять сечение меньше, то промежуточ­ные изолинии будут характеризовать поверхность иначе.

При увеличении количества точек наблюдения прямая АВ заменится ломаной AДMB, более близкой к кривой АВ. Что­бы ее охарактеризовать, нужно сгустить изолинии. Причем в верхней части кривой их следовало бы провести гуще (для отрезка MB сечение равно BF), а в нижней — реже: отрезку соответствует сечение ЕС. Поскольку при построении карты применяют единое значение сечения между изолиния­ми, рациональной величиной сечения будет значение, при­мерно равное средней разности между абсолютными отмет­ками поверхности в скважинах. В рассматриваемом примере следует принять, что сечение

 

Рис. 8. Влияние количества точек наблюдения на точ­ность отображения карти­руемой поверхности

h из= (BF + FE + EC) / 3. (IV.3)

 

Таким образом, чем больше точек наблюдения, тем, при прочих равных условиях, меньше разность между абсолют­ными отметками поверхности в соседних точках (сква­жинах). Поэтому принятие меньшего значения сечения повы­сит точность карты.

Точность исходных данных учитывается при выборе вели­чины сечения изолиний следующим образом. Абсолютная отметка картируемой поверхности в точке наблюдения (скважине) определяется с некоторой погрешностью ± m. На рис. 9 m = А - А1 = А + А2 = В -В1 = В + В2. При этом замеренное значение абсолютной отметки может соста­вить А ± m, В ± m.

Погрешности определения абсолютных отметок картиру­емых поверхностей в скважинах бывают связаны с погреш­ностями определений альтитуд устьев скважин, с удлинением скважин за счет искривления и неточностью его определения, с неточностями при копировании диаграмм каротажа и др. Для Волго-Уральской провинции погрешности определения абсолютных отметок маркирующих горизонтов на глубине 1000 м составляют ± 1,76 м.

При погрешностях одного знака в соседних скважинах т = А — А1 = В — В1или т = А + А2 = В + В2относи­тельное превышение А одной точки наблюдения над другой будет соответствовать фактическому: Δ = + т) - (В + т) = А- В.

 

Рис. 9. Влияние погрешностей определения абсолютных отметок на точность отображения картируемой поверхности:

а - профильный разрез; б — структурная карта

 

При погрешностях разного знака т = А — At = В + В2 разница между замеренными и фактическими значениями составит ±2т: (А + т) - (В+т) = А + т - В + т = А - В + 2т. Таким образом, если фактическая разность между двумя точками меньше или равна 2т, то все изолинии в этом интервале будут отражать не изменение самого пара­метра, а погрешности его определения (см. рис. 9).

Следовательно, сечение между изолиниями должно быть не менее (для условий Волго-Уральской провинции боль­ше 3,5 м).

Сложности поверхности учитываются следующим обра­зом. Поверхность тем сложнее, чем больше различаются зна­чения абсолютных отметок в отдельных ее точках.

Степень изменчивости параметра характеризуется среднеквадратическим отклонением, показывающим, насколько от­дельные значения параметра в среднем отклоняются от его значения в ту или иную сторону:

(IV.4)

 

Чтобы карта уверенно отражала изменчивость параметра по площади, в диапазоне 2σ должно пройти несколько изо­линий.




©2015 studenchik.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.