что такое внешний контур нефтеносности

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Внешний контур нефтеносности для залежей нефти пласта C-VI в пределах Новохазинской площади единый. Только между Новохазинской и Арланской площадями наблюдается разрыв внешнего контура нефтеносности. [1]

Внешние контуры нефтеносности и газоносности строят с помощью структурной карты по кровле пласта. При горизонтальном положении ВНК и ГНК внешние контуры залежи проводят по изогипсе, имеющей абсолютную отметку плоскости контактов. При наклонном положении контактов предварительно строят карту поверхности контакта. [3]

По мере перемещения внешнего контура нефтеносности с целью уменьшения фильтрационных потерь производится перенос нагнетания воды на оставшиеся за контуром ранее пробуренные разведочные, контрольные, добывающие и другие скважины. [4]

Отмечена возможность опережения внешнего контура нефтеносности по главным линиям тока и отставание по нейтральным. [5]

На характер продвижения внешнего контура нефтеносности влияет огромное число факторов, из которых важнейшим является неоднородность пласта по мощности и проницаемости, определяющая очертание фронта продвижения воды. В действительности фактическое продвижение фронта воды всегда сильно отличается от моделируемого фронта продвижения внешнего контура нефтеносности. [6]

Ухудшение коллекторских свойств у внешнего контура нефтеносности отмечено на залежах нефти Мухановского месторождения ( пласты карбона и девона), Покровского ( Б2 и А4), Дмитриевского, Кулешовского ( А3 и А4, южное крыло), Алака-евского ( А4, западное крыло), Зольненского ( Б2, северное крыло), Ярино-Каменноложского, Бавлинского, на грозненских и оренбургских месторождениях, а также других районов. Подробные данные о резком ухудшении коллекторских свойств пласта по многим залежам нефти нашей страны приведены в работах К. Б. Аширова, А. Н. Мусгафинова и других исследователей. [8]

В тот момент, когда внешний контур нефтеносности достигает работающей эксплуатационной скважины, производится ее выключение. [12]

Как внутренние, так и внешние контуры нефтеносности по однородному пласту продвигаются равномерно и почти параллельно самим себе. По неоднородному пласту наблюдается очень большая неравномерность продвижения контуров нефтеносности. [13]

Одна из причин малой подвижности внешних контуров нефтеносности заключается в изменении реологических свойств нефти на контакте с водой в приконтурных зонах нефтяных залежей. Эти изменения особенно проявляются на залежах со значительной площадью водонефтяных зон и большим этажом нефтеносности. Нефть на водонефтяном контакте окисляется пластовой водой, в ней увеличивается содержание асфальтосмолистых веществ, образуются структуры коагуляционного типа. Такие нефти приобретают неньютоновские свойства и фильтруются в пористой среде с отклонением от законов гидродинамики. [14]

Нагнетательные скважины располагаются за пределами внешнего контура нефтеносности вдоль линии, примерно параллельной ему. [15]

Источник

Понятие ВНК, внешнего и внутреннего контура ВНК. Особенности построения контуров для тектонически экранированных залежей.

ВНК – граница, разделяющая в пласте нефть и воду, и представляет собой зону той или иной мощности, в которой содержатся нефть и свободная вода. По мере приближения к зеркалу чистой воды содержание нефти уменьшается, а содержание воды в пласте увеличивается.

Внутренний контур нефтеносности – это условная граница, разделяющая чисто нефтяную зону от водонефтяной зоны.

Тектонически экранированные залежи

По этим же формулам без составления карт изопахит подсчи­тываются запасы тектонически экранированных залежей. Особен­ность расчета объемов коллекторов в залежах этого типа заключается в геометрихации призабойной зоны.

22. Определение эффективной нефтенасыщенной толщины. Чем отличается эффективная толщина от эффективной нефтенасыщенной? Порядок построения карт h_эф.н, особенности построения в ВНЗ. Чему равна h_эф.н на линии внешнего ВНК? В какой зоне h_эф= h_эф.н?

Эффективную нефтенасыщенную толщину определяют по данным ГИС.

Эффективная нефтенасыщенная толщина – толща горных пород, заполненная УВ, обладающая свойствами отдавать для разработки полезный флюид. В отличие от эффективной нефтенасыщенной толщины, эффективная толщина представляет собой толщу горных пород, обладающую свойствами отдавать для разработки полезный флюид, но не заполненную УВ.

Порядок построения карты Н эф нн:

1) Наносим сетку СКВ

2) Подписываем соответствующие СКВ значения Н эф нн

3) Интерполируем и соединяем линии равных значений Н эф нн

4) В ВНЗ, линии пересекающие внутренний контур нефтеносности, выводятся в ВНЗ, параллельно внутреннему контуру огибают его и замыкаются на соответствующей данному значению изолинии.

На линии внешнего ВНК значения Н эф нн=0

В ЧНЗ значения Н эф нн = Н эф

23. Определение h_эф.н. Особенности построения карт h_эф.н каким образом рассчитываются средневзвешенные значения h_эф.н?

Эффективная нефтенасыщенная толщина – толща горных пород, заполненная УВ, обладающая свойствами отдавать для разработки полезный флюид. Порядок построения карты Н эф нн: 1) Наносим сетку СКВ 2) Подписываем соответствующие СКВ значения Н эф нн 3) Интерполируем и соединяем линии равных значений Н эф нн 4) В ВНЗ, линии пересекающие внутренний контур нефтеносности, выводятся в ВНЗ, параллельно внутреннему контуру огибают его и замыкаются на соответствующей данному значению изолинии.

24. Формула объемного метода подсчета запасов нефти. Что такое К_н, как определяется, в каких единицах измеряется?

—начальные балансовые (геологические) запасы нефти, млн.т.

-площадь нефтеностности, тыс.

-эффективная нефтенасыщенная толщина, м

-коэффициент открытой пористости, доли ед. (%)

-коэффициент нефтнасыщенности, доли ед. (%)

-пересчетный коэффициент в стандартные условия, доли ед.

-плотность нефти,

— коэффициент нефтенасыщенности, измеряется в долях единицы и равен Отношению объема пор, занятых нефтью, к общему объему пор породы. Коэффициент нефтенасыщенности всегда меньше единицы: он большей частью варьирует в пределах 0,65-0,85. Определяют либо по данным ГИС, либо на основе изучения образцов пород в лаборатории. Но наиболее точным остается комплексное изучение, включающие эти оба метода.

Источник

КОНТУР ВНУТРЕННИЙ И ВНЕШНИЙ

Смотреть что такое «КОНТУР ВНУТРЕННИЙ И ВНЕШНИЙ» в других словарях:

внешний контур заземления — Имеет то же определение, что и контур заземления; термин применяется как отличительный в установках, имеющих внутренний контур заземления. [Инструкция по заземлению устройств электроснабжения на электрифицированных железных дорогах] Тематики… … Справочник технического переводчика

КОНТУР ГАЗОНОСНОСТИ — замкнутая граница распространения свободного газа в виде газовой шапки в данном пласте. За К. г. вниз по падению пластов находится либо нефть, либо вода (в случае чисто газовой залежи). Положение К. г. в плане определяется проекцией линии… … Геологическая энциклопедия

КОНТУР НЕФТЕНОСНОСТИ — замкнутая граница распространения залежи нефти. За К. н. вниз по падению пласта залегает вода. Положение К. н. в плане определяется проекцией линии пересечения водонефтяного контакта с кровлей (внешний К. н.) или подошвой (внутренний: К. н.)… … Геологическая энциклопедия

Контур нефтеносности — ► oil drainage boundary, oil pool outline oil water contact, oil drainage line Граница распространения залежи нефти. За контуром нефтеносности, вниз по падению пласта, обычно содержится вода. Положение контура нефтеносности на карте определяется… … Нефтегазовая микроэнциклопедия

Контур газоносности — ► gas pool outline Замкнутая граница распространения свободного газа в виде газовой шапки в данном пласте. За контуром газоносности вниз по падению пластов находится либо нефть, либо вода (в случае чисто газовой залежи). Положение контура… … Нефтегазовая микроэнциклопедия

нормальный теоретический (номинальный) исходный контур — Контур зубьев условной рейки, у которой профиль зубьев идентичен нормальному профилю зуба теоретического (номинального) исходного плоского колеса, высоты зубьев совпадают с высотами зубьев теоретического (номинального) исходного плоского колеса в … Справочник технического переводчика

торцовый теоретический (номинальный) исходный контур — Контур зубьев условной рейки идентичный развертке на плоскость торцового сечения теоретического (номинального) исходного плоского колеса. Примечания 1. Различают внешний, средний и внутренний торцовые теоретические (номинальные) исходные контуры … Справочник технического переводчика

ПВРД — Воздушно реактивный двигатель (ВРД) тепловой реактивный двигатель, в качестве рабочего тела которого используется атмосферный воздух, нагреваемый за счёт химической реакции окисления горючего кислородом, содержащимся в самом рабочем теле. Впервые … Википедия

ПуВРД — Воздушно реактивный двигатель (ВРД) тепловой реактивный двигатель, в качестве рабочего тела которого используется атмосферный воздух, нагреваемый за счёт химической реакции окисления горючего кислородом, содержащимся в самом рабочем теле. Впервые … Википедия

Воздушно-реактивный двигатель — (ВРД) тепловой реактивный двигатель, в качестве рабочего тела которого используется смесь забираемого из атмосферы воздуха и продуктов окисления топлива кислородом, содержащимся в воздухе. За счёт реакции окисления рабочее тело нагревается… … Википедия

Источник

Определение положения границ нефтяной залежи по данным бурения скважин.

Форма и тип нефтегазоносной залежи зависит от характера ограничивающих ее геологических границ. Решение задачи определения границ нефтегазоносной залежи по данным бурения скважин это проведение геологических границ.

К геологическим границам относятся поверхности:

· структурные, связанные с контактом пород различного возраста и литологии;

· поверхности стратиграфических несогласий;

· поверхности тектонических нарушений;

· поверхности, разделяющие породы-коллекторы (ПК) по характеру их насыщенности, то есть водонефтяные, газонефтяные и газоводяные контакты (ВНК, ГНК, ГВК).

Большинство залежей нефти и газа связано с тектоническими структурами (складками, поднятиями, куполами и т.д.), форма которых 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, или при многопластовом продуктивном горизонте, когда верхний проницаемый пласт (прослой) залегает повсеместно. Если в прикровельной части горизонта имеются участки замещения коллекторов непроницаемыми породами, то на этих участках верхние границы залежи и поверхности коллекторов не совпадают. 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.

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. 7). Затем на каждой линии по правилу линейной интерполяции находят точки со значениями абсолютных отметок, кратными выбранной величине сечения между изогипсами.

Рис 6. Изображение глубинного рельефа с помощью изогипс: а – профильный разрез; б – структурная карта; изогипсы глубинного рельефа даны в метрах.

Более верное положение линии фациального перехода коллекторов определяется на картах изменения параметров пластов: пористости, проницаемости, амплитуды потенциала самопроизвольной поляризации (СП) и т.д., по которым установлен кондиционный предел, т.е. значение параметра, при котором пласт утрачивает свои коллекторские свойства.

Положение ВНК по залежи обосновывается путем построения специальной схемы. В первую очередь рассматривают скважины, несущие информацию о положении ВНК. Это скважины, находящиеся в водонефтяной зоне, в которых ВНК можно определить по данным ГИС. Используются также скважины из чисто нефтяной и из водяной зон, в которых, соответственно, подошва и кровля пласта находятся в непосредственной близости от ВНК.

На схему наносят колонки выбранных скважин с указанием характера насыщенности пластов (нефть, газ или вода) по данным ГИС, интервалы перфорации и результаты опробования скважин. На основании этой информации выбирают и проводят линию, наиболее полно отвечающую положению ВНК.

При горизонтальном ВНК (ГНК, ГВК) положение линий контуров нефтегазоносности находят на структурных картах вблизи соответствующей изогипсы, соответствующей принятому гипсометрическому положению контакта. При горизонтальном положении контакта линии контуров не пересекают изогипсы.

Если продуктивный горизонт состоит из множества пластов, характеризующихся прерывистым литологически невыдержанным строением, то положение контуров нефтеносности в целом для горизонта определяется при совмещении структурных карт по кровле каждого пласта (на эти карты наносят также границы замещения коллекторов и контур нефтеносности для данного пласта).

Исходными данными для выполнения предлагаемой работы являются: таблица со сведениями об альтитудах устьев скважин, удлинениях, глубинах залегания кровли пласта, толщинах пласта, глубине ВНК; схема расположения скважин.

Задание:

Определить границы залежи на данной схеме расположения скважин, по данным бурения и геофизических исследований (таблица 1), глубинам отбивки ВНК.

Порядок выполнения задания:

· необходимо согласно номера варианта задания, внести поправки; например вариант №12, поправка составит 12м., ее необходимо прибавить к глубинам пересечения картируемой поверхности;

· необходимо определить абсолютные отметки залегания кровли и подошвы пласта;

· необходимо рассчитать абсолютные отметки ВНК в скважинах и обосновать положение ВНК по залежи в целом;

· определить на плане расположения скважин, границы распространения коллекторов;

· построить структурные карты по кровле и подошве пласта и дать их анализ;

· показать на указанных структурных картах положение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности.

· охарактеризовать тип залежи нефти и обоснуйте его положение в современных классификациях залежей нефти и газа.

Глубина отбивки ВНК по ГИС определена в трех скважинах: скв.2 (2120.3м), скв.7 (2124.4м) и скв.6 (2121.5м).

Порядок выполнения задания:

Согласно номера варианта по формуле (1.1) определяются абсолютные отметки кровли пласта. Эта же формула применима для определения абсолютной отметки ВНК.

Если предположить, что поверхность ВНК плоская и горизонтальная, то данных по трем скважинам достаточно, чтобы произвести оконтуривание залежи, так как плоскость определяется тремя точками.

Абсолютные отметки подошвы пласта в данном случае определяются, используя данные по толщине пласта.

Структурные карты по кровле и подошве пласта строятся по абсолютным отметкам указанных поверхностей (рис. 8 и 9).

На картах выявляется вытянутая в субширотном направлении антиклинальная структура. Структура является ловушкой углеводородов при наличии других благоприятных условий.

Контуры залежи незамкнутые. Нефтяная зона ограничена внутренним контуром нефтеносности, а водонефтяная зона ограничена внутренним и внешним контурами нефтеносности.

Источник

Залежи нефти и газа и их параметры

Залежи нефти и газа и их параметры

Залежью называется единичное скопление нефти и природного газа. Залежи могут быть промышленными или непромышленными в зависимости от их размеров и запасов углеводородов, содержащихся в них. Если скопление достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью. Понятие о промышленной и непромышленной залежи весьма условное По мере развития методов и техники извлечения жидких и газообразных углеводородов из недр земли некоторые залежи, ранее считавшиеся непромышленными, могут быть переведены в разряд промышленных и введены в разработку.

Типы ловушек и залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

1 – структурного (антиклинального) типа; 2 – литологического типа; 3- стратиграфического типа; 4 – тектонического типа; 5 – комбинированного типа а) структурно-литологический; б)структурно-стратиграфический; в)структурно-тектонический

Условные обозначения: 1 – глины; 2 – пески водоносные; 3 – часть ловушки, где может образоваться скопление нефти и газа; 4 – изолинии глубины залегания кровли пласта в километрах; 5 –линии тектонических нарушений; 6 – линии стратиграфических перерывов, размывов, несогласного залегания

Основные элементы залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов

А – нефтяная залежь пластового сводового типа. Б – нефтяная залежь с газовой шапкой, пластового сводового типа.

Условные обозначения: 1 – водо-нефтяная часть залежи; 2 – нефтяная часть залежи; 3 – газонефтяная часть залежи; h – высота залежи; h_Г – высота газовой части; h_Н – высота нефтяной части.

Классификация залежей нефти и газа по типам резервуаров и ловушек. Составил Е.М.Максимов.

Условные обозначения: 1 – пласты-коллекторы; 2 – зоны трещиноватости; 3 – залежь нефти; 4 – границы стратиграфические и литологические; 5 – линии тектонических нарушений; 6 – изолинии глубины залегания по кровле пласта в метрах.

Нефтегазопроявления

Нефтегазопроявлениями называются естественные выходы нефти и газа на поверхность в виде источников, пленок, пузырьков, а также незначительные притоки нефти (до 1 м 3 /сутки) и газа в скважинах при их испытании.

Основными параметрами залежей нефти и газа являются: форма, размеры, тип углеводородов, геологические и промышленные запасы, контуры нефтеносности, газоносности, абсолютные отметки газо-водяных, газо-нефтяных, водонефтяных контактов, пластовое давление, пластовая температура, плотность нефти, абсолютные дебиты в скважинах (притоки за сутки), тип коллектора по пористости, проницаемости и др.

Источник