Карта пористости и проницаемости коллекторских пород, слагающих пласт-резервуар.

Коэффициент открытой пористости коллекторских пород , из кото-рых состоит природный резервуар, входит в формулу подсчета промыш-ленных запасов нефти и газа. По эффективной пористости считаются из-

влекаемые запасы. Поэтому на всех стадиях геолого-поисковых и разве-дочных работ ведется отбор керна из пород- коллекторов для определения пористости и проницаемости. Такая работа выполняется и при бурении эксплуатационных скважин. Результаты их показывают, что пласт неодно-роден: в каждом блоке, в каждой скважине, в каждом прослое породы от-личаются своими фильтрационно- ёмкостными свойствами (ФЕС). Тем не менее, некоторая закономерность в изменении этих параметров внутри пласта существует и может быть выявлена методом построения карты по-ристости и проницаемости породы-коллектора. Количественные значения коэффициента пористости, определенные в лаборатории по образцам керна или по каротажным диаграммам, выносятся на карту расположения сква-жин. Дальнейшие построения выполняются вручную или на компьютере по той же программе, что и при построении любой другой карты в изоли-ниях.

При определении пористости по каротажным диаграммам исполь-зуются диаграммы ПС стандартного каротажа, плотностного гамма-гамма каротажа (ГГК-П), нейтронных методов (НГК, НКТ, МНК), акустического каротажа. Сопоставление их с керновыми данными показывают , что наилучшие результаты достигаются по зависимости ПС/Кпор керна. Ана-логичным образом выполняется построение карты проницаемости. Полу-ченные карты по существу представляют собой схему расчленения резер-вуара на блоки, отличающиеся друг от друга по пористости и проницаемо-сти (т.е. по классу коллектора) . Блоки раскрашиваются или штрихуются разными цветами и знаками. По этим картам считаются запасы нефти и га-за по промышленным категориям, конкретизируется схема размещения нагнетающих и добывающих скважин на этапе разработки залежи.

Палеогеологические карты.

К ним относятся палеоcтруктурные, палеогеоморфологические, ли-толого-фациальные и палеогеографические карты. Палеоструктурная карта представляет собой карту мощности одновозрастных отложений. Палео-геологическая интерпретация карт мощности производится по принципу: там, где накопились осадки большой мощности, происходило интенсивное прогибание земной коры. Чем меньше мощность, тем меньше было проги-бание. Площадь отсутствия осадков принимается как область воздымания (денудации). По разности мощностей можно судить об амплитуде верти-кальных движений отдельных блоков относительно друг друга за время накопления исследуемой свиты, толщи, пачки слоя.

Литолого-фациальная карта представляет собой карту литотипов, интерпретированную палеогеологически на языке фаций и условий фор-мирования осадков. Составляется для каждой свиты, толщи, пачки и пла-ста отдельно (см.рис. 7). В качестве исходного материала при этом чаще

используется карта эффективной толщины или карта песчанисти, постро-енные по каротажным данным. По керну определяется литотип и фациаль-ный тип породы (см.гл. 1). Штриховыми или цветовыми условными зна-ками на карте показываются площади распространения каждой фациаль-ной зоны: русловой, пойменной, лагунной и т.д. Карта объясняет поведе-ние параметров пласта (коэффициента песчанистости , размеров зёрен, коллекторской породы и др.) генетическими причинами и тем самым име-ет прогнозную ценность. Например, по ней можно определить ориентиро-вочное направление древних русел рек, береговой линии моря, местополо-жение дельт и т.д. По этим данным можно прогнозировать зоны улучшен-ных коллекторов нефти и газа на малоизученных соседних территориях.

Палеогеоморфологические карты и палеогеографические карты - это карты древнего рельефа земной поверхности и древнего климата. Для их составления привлекаются не только мощности и литотипы, но и палеон-тологические и палинологические данные, т.е . ископаемых остатков древ-него животного и растительного мира. Такие карты обычно составляются для больших территорий, т.е. для территорий, значительно превышающих площадь одного месторождения.

6. Построение профильных разрезов пластов-резервуаров.

Все вышеперечисленные карты, графики, колонки, разрезы с раз-личных позиций характеризуют пласт-резервуар и в совокупности пред-ставляют собой общую модель строения пласта-резервуара. Цифровые данные, использованные для их построения, представляют собой базу дан-ных по исследуемому пласту³. Если на этих картах показать внешний и внутренний контуры нефтеносности, то это будет моделью залежи по ком-плексу признаков.

Для построения профильного разреза из банка данных извлекается информация по тем скважинам, через которые проходит линия профиля. Расстояния между скважинами и абсолютные отметки кровли пласта при-нимаются по структурной карте, мощность пласта - по карте изопахит, по-ложение слоев, прослоев и литологический состав - по схеме корреляции разрезов или по каротажным диаграммам. Вертикальный масштаб при этом принимается в десятки раз больше, чем горизонтальный, поэтому уг-лы наклона слоев на разрезе получаются в десятки раз круче, чем в натуре. Разрезы строятся в нескольких взаимно - перпендикулярных направлениях. На их основе можно построить трёхмерные модели пласта-резервуара и залежи в виде блок-диаграммы.

Палеогеологические профили строятся вдоль линии скважин. Они называются по-другому профилями выравнивания, например, к концу се-

номанского века, в конце мела и т.д. При этом мощности нижележащих свит, толщ, пачек, пластов, замеренные по скважинам, откладываются вниз от горизонтальной линии (линии выравнивания). Пачки соединяются плавно от скважины к скважине. Это и будет палеоструктурный профиль. Он показывает, где и сколько прогнулось к концу сеномана, мела и т.д. Ес-ли этот профиль насытить литотипами и интерпретировать их в фациаль-ном отношении, то это будет литолого-фациальный профиль (см.рис.80).

_______________________________________________________

³Кроме цифровой информации в базу данных могут входить короткие тексы описания и анализа керна, нефти и газа.