8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Гвк скважины расшифровка


ГВК - это... Что такое ГВК?

ГВК

Городская водоочистная компания

http://www.waterprof.ru/​

организация, Санкт-Петербург

ГВК

государственная внешнеторговая компания

организация

Словарь: С. Фадеев. Словарь сокращений современного русского языка. — С.-Пб.: Политехника, 1997. — 527 с.

ГВК

глубоководный водолазный костюм

  1. ГВ
  2. ГВК
  3. горводоканал

городской водоканал

на люках

ГВК

геофизический вычислительный комплекс

физ.

Словарь: С. Фадеев. Словарь сокращений современного русского языка. — С.-Пб.: Политехника, 1997. — 527 с.

ГВК

главный военный контроль

воен.

ГВК

горно-кавалерийские войска

воен.

Словарь: Словарь сокращений и аббревиатур армии и спецслужб. Сост. А. А. Щелоков. — М.: ООО «Издательство АСТ», ЗАО «Издательский дом Гелеос», 2003. — 318 с.

ГВК

государственный валютный комитет

ГВК

государственная внешнеэкономическая комиссия

фин.

Словарь: С. Фадеев. Словарь сокращений современного русского языка. — С.-Пб.: Политехника, 1997. — 527 с.

ГВК

горно-вьючная кухня

Словарь: Словарь сокращений и аббревиатур армии и спецслужб. Сост. А. А. Щелоков. — М.: ООО «Издательство АСТ», ЗАО «Издательский дом Гелеос», 2003. — 318 с.

ГВК

гибридный вычислительный комплекс

Словарь: С. Фадеев. Словарь сокращений современного русского языка. — С.-Пб.: Политехника, 1997. — 527 с.

ГВК

газоводяной контакт

нефт.

энерг.

  1. ГВК
  2. горвоенком
  3. горвоенкомат

городской военный комиссариат

воен.

  1. ГВК

Словари: Словарь сокращений и аббревиатур армии и спецслужб. Сост. А. А. Щелоков. — М.: ООО «Издательство АСТ», ЗАО «Издательский дом Гелеос», 2003. — 318 с., С. Фадеев. Словарь сокращений современного русского языка. — С.-Пб.: Политехника, 1997. — 527 с.

ГВК

грабли-валкователи колесно-пальцевые

Словарь: С. Фадеев. Словарь сокращений современного русского языка. — С.-Пб.: Политехника, 1997. — 527 с.

ГВК

государственный внешнеторговый концерн

ГВК

глубоководный водолазный комплекс

ГВК

гомованилиновая кислота

мед., фарм.

Источник: http://psy-we.narod.ru/Lechenie/lech-6.htm

ГВК

«Гинер всё купил»

разг., спорт

Источник: http://www.argumenti.ru/pages/28?id_news=1562

Пример использования

Впрочем, для Гинера это не главное. Президент РПФЛ, которому болельщики придумали прозвище ГВК («Гинер Все Купил»), мечтает о том, чтобы финансовые потоки текли по указанному им руслу. А как иначе, если деньги на россий ский футбол дает его друг Роман Абрамович?

«Аргументы недели», № 21. 3 октября 2006

ГВК

государственный водный кадастр

Источник: http://www.tgm.ru/sib/about.php?ind=about&rz=about

ГВК

«Горводоканал»

в ряде городов

ГВК

государственный выставочный комплекс

Источник: http://www.regnum.ru/news/518177.html

Пример использования

ГВК Нижнего Новгорода

Словарь сокращений и аббревиатур. Академик. 2015.

sokrasheniya.academic.ru

Определение расположения газоводяного контакта (гвк)

Физические основы ГВК и способы его определения. Газоводяной контакт представляет собой поверхность толщиной обычно в несколько метров. Характер этой поверхности определяется в основном капиллярными силами.

Чем меньше диаметр поровых каналов, тем выше высота капиллярного поднятия воды, и чем выше неоднородность переходной зоны по размерам, тем больше толщина этой зоны, и наоборот.

Если в скважине вскрыт газоводяной контакт, его положение, как правило, устанавливают на основе данных геофизических методов. Иногда по результатам геофизических исследований (например, при наличии трещиноватых коллекторов) нет возможности четко интерпретировать полученные данные. Тогда для определения положения ГВК части пласта поэтапно опробывают снизу вверх. Этот способ прямой оценки положения ГВК требует значительных затрат времени. При опробовании водяной части пласта и создании высоких депрессий может прорваться газовый конус, и, наоборот, при опробовании газовой частиобразоваться водяной конус. Подтягивание газа или воды может произойти также вследствие не герметичности цементного кольца за колонной. Если при опробовании вскрыта значительная часть пласта и получен одновременно приток газа и воды, то применяемыми в настоящее время методами установить положение ГВК с достаточной точностью затруднительно.

Если же на месторождении имеется скважина, вскрывшая большой интервал пласта, включающий ГВК, а при использовании обычных геофизических методов не получено положительных результатов, то для оценки положения ГВК можно использовать следующие способы:

1. Акустические исследования в работающей скважине с помощью глубинного шумомера в зоне вскрытого интервала. Анализ общей и линейной интенсивности изменения шума позволят оценить положение ГВК.

2. Термокаротаж последовательно в работающей и остановленной скважинах и сопоставление полученных термограмм. Отрицательная аномалия температурной кривой, полученной при работе скважины в зоне вскрытого интервала, характеризует газоносную часть пласта, а зоны повышения температуры соответствуют водоносной части пласта.

3.Измерение давлений в работающей скважине при помощи дифференциальных манометров. Положение ГВК определяют по точке перегиба кривой изменения давления по глубине,

 

4. Перфорация под давлением в предварительно осушенной скважине со вскрытием вначале верхней газоносной части пласта и затем нижней водоносной его части.

Кроме указанных прямых методов положение ГВК можно найти расчетным путем:

Приближенный метод расчета уровня ГВК, в случае отсутствия скважин, дошедших до водяной части пласта (гидростатический метод).

6. Методом В.П. Савченко при наличии на месторождении двух или более скважин, вскрывших водяную и газовую части пласта, или по данным одной скважины, в которой отдельно испытаны водяная и газовая части (не требует бурения отдельных скважин в зоне ГВК).

 

 

oilloot.ru

Артезианские скважины коды по ГВК 15206680 и 15206681 водозабора код по ГВК 154065 ОАО "Брянконфи"; Брянская…

Номер заключения
32.БО.21.000.М.000678.10.15
Дата
16.10.2015
Тип бланка заключения
санитарно-эпидем. заключение на услуги, произв.(терр., 2005) [20]
Типографский номер бланка
2651331
Вид деятельности
Здания, строения, сооружения, помещения, оборудование и иное имущество используемые для осуществления деятельности по пользованию недрами с целью добычи подземных вод .
Артезианские скважины коды по ГВК 15206680 и 15206681 водозабора код по ГВК 154065 ОАО "Брянконфи"; Брянская область, Брянский район, н.п. Новые Дарковичи
Российская Федерация
 
СООТВЕТСТВУЕТ государственным санитарно-эпидемиологическим правилам и нормативам:
СанПиН 2.1.4.1110-02 "Зоны санитарной охраны источников водоснабжения и водопроводов питьевого назначения". СанПиН 2.1.4.1074-01 "Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества.Гигиенические требования к обеспечению безопасности систем горячего водоснабжения". СанПиН 2.1.4.2580-10 "Изменения 2 к СанПиН 2.1.4.1074-01 "Питьевая воды. Гигигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Котроль качества".СП 2.6.1.2523-09 "Нормы радиационной безопасности" (НРБ-99/2009) .
Основание
Акт обследования от 16.09.2015г., протокол лабораторных исследований воды из артскважин по санитарно-химическим, микробиологическим и радиологическим показателям от 23.03.2015г. №2124вд-1:2:3-П/03.15, от 23.03.2015г. №2258вд-1:2:3-П/03.15, экспертное заключение по результатам санитарно-эпидемиологической экспертизы от 24.03.2015г. № К-4о ФБУЗ "Центр гигиены и эпидемиологии в Брянской области". СЭЗ на проект ЗСО №32.БО.21.000.Т.000299.07.15 от 08.07.2015г., выданное Управлением Роспотребнадзора по Брянской области.
Заявитель
Открытое акционерное общество "Брянконфи" ; 241014, Брянская область, город Брянск, улица Вокзальная, дом №116

Все данные получены с сервера поиска по Реестрам Роспотребнадзора и санитарно-эпидемиологической службы России

e-ecolog.ru

Кадастр скважин на воду

У желающих организовать водоснабжение в загородном доме нередко возникают вопросы, связанные с выбором места бурения скважины – есть ли в этом месте вода и если да, то на какой глубине. Кадастры скважин на воду содержат такую информацию. О проблеме выбора места, где необходимо бурить скважину, мы писали в статье «Как выбрать место для бурения скважины на воду». Там мы советовали либо опросить ближайших соседей, имеющих скважины или колодцы, а также привлечь Его Величество Интернет для максимального сбора информации по гидрогеологии интересующего района, либо заказать гидрогеологические исследования, вплоть до бурения разведочной скважины (см. статью «Разведочное бурение скважин»). Но есть еще один массив информации, который поможет определиться с выбором места под скважину.  Называется этот массив кадастром скважин на воду. Кадастр скважин – это информация об имеющихся скважинах с их полной характеристикой – местонахождении, глубиной, диаметром и дебетом. Существует множество самых разнообразных кадастров скважин. Основной из них – это «Государственный водный кадастр» (ГВК), где содержатся сведения обо всех водных объектах России. Все артезианские скважины (то есть скважины, пробуренные на второй и ниже водоносный слой) подлежат постановке на учет в этом реестре с присвоением им номера.

Также существуют региональные кадастры скважин. Но опять же, в них имеется информация об артезианских скважинах. Ведь скважины на первый водоносный слой учету не подлежат и никакого разрешения на их бурения не требуется.  Поэтому для людей, которым необходима скважина на песок (до 40 м глубиной) эти государственные кадастры не интересны. Они не содержит нужных им сведений. Но есть еще, если так можно выразиться, частные кадастры скважин на воду, которые создаются буровыми компаниями. Туда заносятся сведения по всем скважинам, которые они пробурили. К сожалению, этих кадастров скважин на воду нет в свободном доступе, так как по большому счету, это является коммерческой информацией.

Кстати, это один из весомых доводов обращения именно к профессиональным буровым компаниям. Они точно могут сказать, на какой глубине можно ожидать воду в интересующем вас районе и сколько примерно будет стоить скважина. Кадастры скважин позволяют профессиональным буровым компания давать 100% гарантию на получение артезианской воды. Да, за один погонный метр скважины они берут больше, чем любители-шабашники, но зато вы гарантированно будете знать, что получите воду и никаких форс-мажоров по предварительно заявленной стоимости скважины не возникнет.

aquabur.ru

Характеристика зон ВНК, ГВК, ГНК. Методы нахождения поверхностей ВНК, ГВК, ГНК.

ВНК (водо-нефтяной контакт)является границей, разделяющей в пласте нефть и воду, и представляет собой зону той или иной мощности, в которой содержатся нефть и свободная (не только связанная) вода. По мере приближения к зеркалу чистой воды содержание нефти уменьшается, а содержание воды в пласте увеличивается. Часть коллектора, в пределах которой наблюдается переход от чистой нефти к чистой воде, называется переходной зоной.

ГВК (газо-водяной контакт)

ГНК (газо-нефтянойконтакт)-определяется как граница 100%-ного содержания свободного газа и 100%-ного растворения газа в нефти. В этом случае также наблюдается переходная зона от нефти к газу. Контакт нефть-газ представляет собой границу смеси углеводородов, сходных по физическим свойствам, поэтому разделение их более затруднено, чем определение контакта нефть-вода. Особенно трудно установить контакт газ-нефть при наличии большой газовой шапки и небольшой ширине нефтяной оторочки.

Точное определение контактов требуется особенно для построения карт изопахит эффективной

нефтенасыщенной мощности при подсчете запасов нефти.

Для точного определения ВНК необходимо проводить следующий комплекс исследований:

1. промысловые испытания скважин; при этом нужно иметь в виду, что ВНК долженнаходится в интервале между низшим положением интервала прострела дыр в скважине, давшим при испытании 100% нефти, и высшим интервалом прострела дыр, давшим 100% воды; быстрое увеличение количества воды в скважине после вступления ее в эксплуатацию может указывать на то, что скважина находится в пределах водонефтяной зоны (если нет данных о влиянии других факторов, в частности о появлении конуса воды)

2. изучение кернов; в них должно быть определено наличие нефти и воды и их взаимное положение

3. электрический и радиоактивный каротаж; данные этих исследований оказывают огромную помощь в определении положения контактов нефть-вода газ-нефть

Для определения ГНК строят также карты изолиний газового фактора по скважинам;путем интерполяции и экстраполяции находят изолинию, соответствующую 100%-ной добыче газа, принимают ее за контур газоносности и, исходя из этого, определяют контакт газ-нефть.

Источник загрязнения окружающей среды в ходе проведения нефтеразведочных и нефтепоисковых работ. Мероприятия по охране окружающей среды.

При проведении геологоразведочных работ, эксплуатации месторождений и транспортировке нефти происходит изъятие земельных площадей, загрязнение природных вод и атмосферы. Все компоненты окружающей среды в районах нефтедобычи испытывают интенсивную техногенную нагрузку, при этом уровень негативного воздействия определяется масштабами и продолжительностью эксплуатации залежей УВ.

Процессы разведки, бурения, добычи, подготовки, транспортировки и хранения нефти и газа требуют больших объемов воды для технологических, транспортных, хозяйственно-бытовых и противопожарных нужд с одновременным сбросом таких же объемов высокоминерализованных, содержащих химические реагенты, поверхностно-активные вещества и нефтепродукты, сточных вод.

Источники загрязнения территории и водных объектов на нефтепромыслах присутствуют в той или иной мере на любом участке технологической схемы от скважины до нефтяных резервуаров нефтеперерабатывающих заводов.

Основными загрязнителями окружающей среды при технологических процессах нефтедобычи являются: нефть и нефтепродукты, сернистые и сероводородсодержащие газы, минерализованные пластовые и сточные воды нефтепромыслов и бурения скважин, шламы бурения, нефте- и водоподготовки и химические реагенты, применяемые для интенсификации процессов нефтедобычи, бурения и подготовки нефти, газа и воды.

Мероприятия по охране окружающей среды при разработке нефтяных месторождений должны быть напрвлены на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна нефтепродуктами (жидкими и газообразными), промысловыми сточными водами, химреагентами, а также на рациональное использование земель и пресных вод. Они включают в себя:

- полную утилизацию промысловой сточной воды путем ее закачки в продуктивные или поглощающие пласты;

- при необходимости, обработку закачиваемой в продуктивные пласты воды антисептиками, с целью предотвращения ее заражения сульфатвосстанавливающими бактериями, приводящими к образованию сероводорода в нефти и в воде;

-использование герметизированной системы сбора, промыслового транспорта и подготовки продукции скважин;

- полную утилизацию попутного газа, использование замкнутых систем газоснабжения при газлифтной эксплуатации скважин; быструю ликвидацию розливов нефти, строительство нефтеловушек на реках, в местах ливневых стоков;

-создание сети контрольных пунктов для наблюдения за составами поверхностных и подземных вод;

- исключение при нормальном ведении технологического процесса попадания на землю, в поверхностные и подземные воды питьевого водоснабжения ПАВ, кислот, щелочей, полимерных растворов и других химреагентов, используемых как для повышения нефтеотдачи, так и для других целей:

-применение антикоррозионных покрытий, ингибиторов для борьбы с солеотложениями и коррозией нефтепромыслового оборудования:

- организацию регулярного контроля за состоянием скважин и нефтепромыслового оборудования.

studopedia.net

Контроль перемещения ГНК и ГВК

⇐ ПредыдущаяСтр 18 из 32Следующая ⇒

 

Перемещения ГНК, ГВК определяют при исследовании необсаженных оценочных скважин, контрольных и дополнительных скважин. Наиболее точные данные об изменении положения контактов получают в необсаженных и обсаженных неперфорированных скважинах по данным комплекса методов электрометрии и радиометрии. В обсаженных перфорированных скважинах определение текущих положений МК и ГВК затруднено из-за влияния динамических сил прискважинной и удаленных частей пласта.

 

Контроль перемещения ГВК

Текущее положение ГВК устанавливается по результатам геофизических исследований необсаженных или обсаженных неметаллической колонной оценочных и контрольных скважин аналогично тому, как определяются границы первоначального положения ВНК.

В обсаженных неперфорированных скважинах положение ГВК устанавливается по кривым нейтронных методов на основе различного содержания водорода в газоносной и водоносной частях коллектора. Так, на кривых НГМ, ННМ-Т, ННМ-НТ, ИННМ и ИНГМ газоводяной контакт отмечается повышенными показаниями регистрируемой интенсивности против газоносной части пласта по сравнению с водоносной независимо от минерализации подстилающих вод (рис. 24).

Аналогичная картина получается при определении текущего положения ГВК в перфорированных скважинах по кривым нейтронных методов.

По данным термометрии в перфорированных скважинах ГВК фиксируется посередине нижнего участка температурной аномалии, возникающей за счет дроссельного эффекта.

По данным акустического метода газоносная часть пласта отмечается высокими значениями интервального времени прохождения упругих колебаний и большими значениями коэффициента затухания, т.е. υРвп > > υPгп и αРвп < αРгп. Наибольший эффект получается в необсаженных и обсаженных скважинах при использовании низкочастотного метода, имеющего больший радиус исследования по сравнению с высокочастотным, особенно при работе на поперечных волнах, для которых υSвп > υSгп и αSвп < αSгп.

 

Контроль перемещения ГНК

Определение текущего положения ГНК в необсаженных или обсаженных неметаллической колонной оценочных и контрольных скважинах по данным методов электрометрии невозможно, как и при установлении первоначального положения ГНК.

Текущее положение устанавливается по кривым НГМ, ННМ-Т, ННМ-НТ, ИННМ, ИНГМ, газометрии, высокочувствительной термометрии, обычного акустического и низкочастотного методов в обсаженных и необсаженных скважинах, когда зона проникновения фильтрата промывочной жидкости отсутствует или очень мала (рис. 25, г). В этом случае нефтеносная и газоносная части характеризуются следующими соотношениями: υPнп > υРгп и υSнп < υSгп; αPнп < αРгп и αSнп > αSгп.

 

Контрольные вопросы

1. Каким образом проводится контроль за перемещением ГВК?

2. Каким образом проводится контроль за перемещением ГНК?

 

Контроль перемещения газовой шапки и перемещения нефтяной оторочки при эксплуатации нефтегазовых месторождений

 

Нефтегазовые залежи характеризуются наличием узких нефтяных оторочек (от 1-3 до 15-20 м по вертикали). Разработка нефтяных оторочек представляет значительную сложность. Опыт разработки этих оторочек в нашей стране имеется лишь по единичным месторождениям. Для обеспечения наибольшего коэффициента извлечения нефти из оторочек предложены различные системы их разработки: вытеснение нефти законтурной водой или газом газоносной части залежи, закачка сухого или жирного газа в газовую и нефтяную части и др.

Считают, что особенно эффективно взаимосмешивающееся вытеснение нефти с жирным газом (природный газ с высоким содержанием конденсата или попутный газ, растворенный в нефти). Также относительно высок коэффициент вытеснения нефти водой, особенно водой с добавкой различных реагентов. Наименее эффективно вытеснение нефти сухим газом.

При вытеснении нефти водой (законтурной пластовой, закачиваемой в законтурную область или внутрь оторочки) геофизическими методами осуществляется контроль за положениями ВНК и ГНК, за фронтом воды, закачиваемой вовнутрь оторочки способами, изложенными выше.

В этом случае, как и при разработке нефтяных месторождений с газовой шапкой, стремятся исключить или ограничить малоэффективный процесс вытеснения нефти сухим газом, особенно внедрение нефти в газоносную часть залежи, которое, как указывалось выше, чревато особо большими потерями нефти. С этой целью, регулируя пластовое давление в газовой части, добиваются стабильного положения ГНК или возможно медленного внедрения газа в нефтяную часть залежи.

При вытеснении нефти преимущественно газом газоносной части залежи или газом, закачиваемым вовнутрь оторочки, геофизическими методами контролируют положение ВНК, ГНК и фронт закачиваемого газа. По результатам геофизического контроля регулируют добычу нефти и газа так, чтобы исключить внедрение нефти в газовую и законтурную водоносную части пластов.

Геофизический контроль разработки нефтяных оторочек состоит по существу из тех же операций, что и контроль разработки газонефтяных месторождений, контроль перемещения газонефтяного и водонефтяного контактов, прослеживание фронта продвижения воды или газа, закачиваемого в нефтеносную часть залежи. Поэтому комплекс и области применения используемых при этом геофизических методов и методика интерпретации результатов их исследования не должны заметно отличаться от таковых при контроле разработки газонефтяных месторождений.

 

Выделение обводненных продуктивных пластов

В необсаженных скважинах

 

На определенной стадии разработки нефтяных месторождений пласты начинают обводняться закачиваемой пресной водой. Поступление в скважину пресной воды свидетельствует о безусловном подходе фронта закачиваемой воды. Заводнение пластов пресными водами можно установить по данным методов электрометрии, данным радиометрии и термометрии в необсаженных скважинах.

Обводнение продуктивного пласта минерализованной водой сравнительно легко установить в необсаженной скважине с помощью метода кажущегося сопротивления и индукционного метода по заметному снижению удельного сопротивления пласта в интервале поступления вод. При обводнении пласта пресной водой задача выделения обводненного интервала по данным методов сопротивления однозначно не решается. Заводнение пласта пресной водой можно определить по кривым метода потенциалов собственной поляризации пород. Обводненные участки продуктивных пластов устанавливаются по смещению условной «нулевой линии» Ucn в глинах в сторону отрицательных значений потенциалов СП и величин Uсп в сторону положительных значений потенциалов СП в интервалах продуктивного пласта, заводненных пресной водой. Изменение формы кривой Ucn против обводненных участков продуктивных пластов пресной водой объясняется резким изменением соотношения минерализации жидкостей, содержащихся в системе пласт ‑ скважина.

Появление пресной закачиваемой воды в продуктивном пласте и ее перемещение может быть установлено по данным диэлектрических методов (ДИМ и ВДМ) исследования в необсаженных скважинах. Обводненные участки пласта отмечаются более высокими значениями диэлектрической проницаемости по сравнению с нефтенасыщенными.

Участки продуктивных пластов, обводненных пресными закачиваемыми водами, определяются с помощью следующих методов:

1. По данным метода изотопов в нефтеносную и водоносную части пласта закачиваются активированные жидкости, избирательно проникающие в эти части пласта. При закачке активированного мыло-нафта в водоносную часть пласта с водами, содержащими ионы кальция и магния, в результате обменной реакции образуются кальциевыми магниевые соли нафтеновых кислот, которые выпадают из раствора и закупоривают поры коллектора. Благодаря этому проникновение активированного раствора в водоносный пласт будет неглубоким. В нефтеносную часть пласта активированная жидкость проникает на значительную глубину и в большом объеме, так как содержание ионов кальция и магния в остаточной воде относительно невелико.

2. По результатам исследований в различное время измененной минерализованным раствором прискважинной зоны пласта методом ИНГМ. При вскрытии продуктивного пласта на минерализованном растворе в коллекторах образуется зона проникновения минерализованной жидкости. В интервале пласта, заводненном закачиваемой пресной водой, вследствие гравитационного перераспределения или под воздействием обратной фильтрации по пласту происходит вытеснение минерализованного фильтрата раствора ‑ расформирование зоны проникновения. В нефтенасыщенной части пласта процесс расформирования зоны проникновения фильтрата минерализованного раствора практически не наблюдается. Повышенные значения временных замеров, выполненных методом ИНГМ, свидетельствуют о заводнении нефтеносного пласта пресными водами.

3. По данным ультразвукового метода установлено, что нефтеносные и водоносные коллекторы различаются по величинам акустических параметров независимо от минерализации пластовых жидкостей.

4. По данным метода наведенной активности кислорода: содержание кислорода и водорода в нефтеносном и водоносном участках пласта различное и различие это составляет 15-17%. На диаграммах гамма-излучения наведенной активности кислорода нефтеносные части пласта выделяются отрицательными аномалиями.

5. По данным опробователей пластов на кабеле: характер насыщения участка пласта определяется по комплексному составу углеводородных газов в отобранных пробах жидкости. Коллекторы, заводненные пресной водой, содержат метана более 65%, а нефтеносные коллекторы ‑ менее 60%.

6. По данным метода высокочувствительной термометрии: в связи с различием температур нагнетаемых и пластовых вод процесс вытеснения нефти водой сопровождается изменением температуры пласта. Обычно температура нагнетаемых вод ниже пластовой, поэтому обводненный пласт выделяется по отрицательным температурным аномалиям при сравнении термограммы с геотермой

Метод высокочувствительной термометрии позволяет выделять нефтеносные и водоносные пласты в остановленных скважинах за счет формирования температурных аномалий в работающих пластах до остановки скважин. По положительным температурным аномалиям относительно кривой геотермического градиента могут быть выявлены нефтеносные интервалы, по отрицательным аномалиям ‑ водоносные интервалы.

Однако эти методы не во всех случаях фиксируют обводнение продуктивных пластов и тем более не позволяют определять интервалы их заводнения и наличие в них отдельных нефтенасыщенных прослоев. В таких ситуациях необходимо проводить исследования дополнительными методами, повышающими достоверность решения поставленной задачи. Так, по стандартному комплексу ГИС трудно установить обводнение продуктивных пластов всех коллекторов разреза. В этом случае хорошие результаты можно получить по данным исследования открытого ствола скважины широкополосным акустическим методом.

Данные диэлектрического метода позволяют выделять интервалы обводнения продуктивного пласта водами любой минерализации. Обычно водонасыщенные пласты характеризуются значениями диэлектрической проницаемости (εвп= 17÷35) более высокими, чем нефтеносные (εвп = 8÷12).

Наиболее точные результаты по определению интервалов обводнения продуктивных пластов получают при комплексировании данных диэлектрического метода и методов КС.

Ю.Л. Брылкиным предложен способ комплексирования результатов измерения разностной амплитуды напряженности высокочастотного поля Арпп и кажущегося удельного электрического сопротивления рк225, зарегистрированного градиент-зондом А2М0.5 N.

Разность амплитуд напряженности поля двух зондов с равными прямыми полями

,

где HL1, HL2 ‑ относительные напряженности магнитного поля по оси скважины на расстоянии L1 и L2 от генераторной катушки. Сопоставление параметров АРпп и рк2>25 позволяет достаточно уверенно выделить на плоскости две области пластов ‑ нефтеносных и водоносных.

Положительные результаты при выделении продуктивных пластов, обводненных пресными нагнетаемыми водами, получаются при исследовании методом потенциалов вызванной поляризации (ВП). Однако по абсолютным величинам вызванной электрохимической активности пород Ав трудно выделить обводненные пласты, так как на величину Ав кроме минерализации насыщающей воды оказывают влияние глинистость и пористость коллекторов. Определение глинистости и пористости обводняющих продуктивных пластов и учет их влияния на АВ сопряжено с некоторыми трудностями.

Для учета глинистости и пористости привлекают данные естественной гамма-активности и нейтронные методы JnTи вычисляют комплексный параметр (%)

Продуктивные пласты, обводненные водами, характеризуются повышенными значениями К.

Удовлетворительные результаты при выделении заводненных пластов в некрепленных скважинах получают по данным опробователя пласта на кабеле (ОПК). Нефтеносные и заводненные коллекторы различаются по компонентному составу газа. Установлено, что закачиваемая вода при движении по первоначально продуктивному пласту контактирует с нефтью и обогащается метаном. В пробах из заводненного пласта содержание метана в углеводородном газе составляет 65-95 %, а из нефтеносных – 30-60 %.Существенным ограничением применения опробователей на кабеле является наличие глубоких зон проникновения фильтрата промывочных жидкостей, в то же время зона дренирования при отборе проб не превышает 25-30 см. Если размер зоны проникновения больше радиуса дренирования, то проба флюида будет представлена фильтратом промывочной жидкости с низким содержанием метана и поэтому заводненный интервал пласта ошибочно будет интерпретироваться как нефтеносный. Таким образом, при выдаче заключений о характере насыщенности коллекторов по результатам анализа проб необходима информация о размерах зон проникновения фильтрата промывочной жидкости. Ее размеры могут быть установлены по результатам комплекса методов электрометрии скважин.

Дополнительной информацией для выделения интервалов обводнения продуктивных пластов могут служить данные импульсных нейтронных методов, позволяющих изучать скорость расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости против заводненных и нефтеносных пластов. Эта скорость у водоносных пластов выше, чем у нефтеносных, из-за различия их фазовых проницаемостей. С целью изучения процесса расформирования зоны проникновения в промывочную жидкость добавляют боропродукты или другие химические соединения с аномальными нейтронными свойствами. Затем проводят временные исследования импульсными нейтронными методами. По разнице показаний нейтронных методов во времени судят о скорости расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости.

Проводимые отборы проб и контроль за скоростью вытеснения фильтрата промывочной жидкости позволяют повысить эффективность выделения обводненных продуктивных пластов в скважинах, выходящих из бурения, до 90 %.

Таким образом, для выделения продуктивных пластов, обводненных пресными нагнетаемыми водами, рекомендуется использовать совместно данные обязательного комплекса ГИС (потенциалов самопроизвольной поляризации, кажущегося сопротивления и кавернометрии) и дополнительных методов: диэлектрического, широкополосного акустического, потенциалов вызванной поляризации, а также анализов пластовых проб газа, отобранных опробователем на кабеле, и информацию вре­менных замеров импульсными нейтронными методами о размерах и скорости расформирования зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости.

 

Контрольные вопросы

1. Какими методами выделяются обводненные продуктивные пласты в необсаженных скважинах?

2. Комплексирование каких методов используется для выделения обводненных продуктивных пластов?

 




infopedia.su

39. Характеристика зон внк, гвк,гнк. Методы нахождения поверхностей внк,гвк,гнк.

ВНК (водо-нефтяной контакт) является границей , разделяющей в пласте нефть и воду, и представляет собой зону той или иной мощности, в которой содержатся нефть и свободная (не только связанная) вода. По мере приближения к зеркалу чистой воды содержание нефти уменьшается, а содержание воды в пласте увеличивается. Часть коллектора, в пределах которой наблюдается переход от чистой нефти к чистой воде, называется переходной зоной.

ГВК (газо-водяной контакт)

ГНК (газо-нефтяной контакт)-определяется как граница 100%-ного содержания свободного газа и 100%-ного растворения газа в нефти. В этом случае также наблюдается переходная зона от нефти к газу. Контакт нефть-газ представляет собой границу смеси углеводородов, сходных по физическим свойствам, поэтому разделение их более затруднено , чем определение контакта нефть-вода. Особенно трудно установить контакт газ-нефть при наличии большой газовой шапки и небольшой ширине нефтяной оторочки.

Точное определение контактов требуется особенно для построения карт изопахит эффективной

нефтенасыщенной мощности при подсчете запасов нефти.

Для точного определения ВНК необходимо проводить следующий комплекс исследований :

  1. промысловые испытания скважин ; при этом нужно иметь в виду, что ВНК должен находится в интервале между низшим положением интервала прострела дыр в скважине, давшим при испытании 100% нефти, и высшим интервалом прострела дыр, давшим 100% воды ; быстрое увеличение количества воды в скважине после вступления ее в эксплуатацию может указывать на то, что скважина находится в пределах водонефтяной зоны ( если нет данных о влиянии других факторов, в частности о появлении конуса воды)

  2. изучение кернов ; в них должно быть определено наличие нефти и воды и их взаимное положение

  3. электрический и радиоактивный каротаж ; данные этих исследований оказывают огромную помощь в определении положения контактов нефть-вода газ-нефть

Для определения ГНК строят также карты изолиний газового фактора по скважинам ;путем интерполяции и экстраполяции находят изолинию, соответствующую 100%-ной добыче газа, принимают ее за контур газоносности и, исходя из этого, определяют контакт газ-нефть.

38. Основные нефтегазоносные комплексы и горизонты Восточной Сибири.

Месторождения нефти и газа Восточной Сибири открыты в пределах Сибирской платформы, которая занимает обширную территорию площадью около ; мил. км2. в междуречье Енисея и Лены. До настоящего времени Сибирская платформа является одной из наименее геологически изученных территорий нашей страны. Сложные географические условия ведения работ, развитие мощной толщи вечной мерзлоты, пластовых и секущих тапповых тел и соленосных толщ в осадочном чехле значительно усложняют ведение геолого-разведочных исследований и правильную интерпретацию полученных материалов. Фундамент Сибирской платформы имеет дорифейский возраст. Слагающие его породы в пределах Анабарской и Алданской антеклиз выходят на поверхность или залегают вблизи неё, но на большей части рассматриваемой территории залегают на значительных глубинах, что предопределяет мощность осадочного чехла, которая в отдельных частях Вилюйской синеклизы достигает 12 км и более. Основные этапы формирования осадочного чехла на настоящей стадии изученности не могут быть в необходимой мере охарактеризованы. Однако имеющиеся материалы позволяют выделить основные нефтегазоносные комплексы в пределах Восточной Сибири. Для большей части платформы главным нефтегазоносным комплексом являются древние вендско- нижнепалеозойские отложения. Нефтяные и газовые залежи в этом комплексе выявлены в южной части Сибирской платформы в терригенных (венд-нижнийкембрий) и карбонатных (нижний-среднийкембрий) отложениях. В восточной (Лено-Вилюйский район) и северной (Енисейско- Анабарский район) частях платформы нефтегазоносные комплексы связаны с относительно молодыми для древней платформы отложениями верхнепалеозойского-мезозойского возраста. Залежи газа, открытые в районе р. Вилюй, приурочены к терригенным коллекторам пермского, триасового и юрского возраста. Всего в Восточной Сибири открыто 19 месторождений. Залежи нефти и газа, имеющие промышленное значение, выявлены пока только в двух газонефтяносных областях – Непско-Ботуобинской и Лено-Вилюйской.

Нефтегазоносные области Иркутского амфитеатра –2 месторождения: Марковское, Криволужское и площади Биркинская, Атовская, Бильчирская, Христофоровская. Отложения архея и протерозоя –платформа, нижнепалеозойские (кембрий и селур) отложения осадочного чехла, основные тектонические элементы – присоянская синклиза и прибайкальская структурная ступень, к которым с юго-востока примыкает система впадин иркутско-канского прогиба.

Нефтегазоносность связана с отложениями нижнего кембрия, терригенные колектора, слабосцементированные песчаники. Основные продуктивные горизонты: Парфёновский и Марковский, осинский горизонт усольской свиты. Марковское газонефтяное месторождение, 2700 – 3000м скважины, встречаются мощные пласты каменной соли (усольская свита). В Матской свите газовой а в усольской свите нефтяной залежи. Структуры сложнопостроенные, в надсолевых отложениях нижнего кембрия антиклинальные складки, в подсолнвых - залежи нефти и газа связаны со структурами соляной тектоники. В терригенных коллекторах мотской свиты развиты литологические залежи (маркова), в трещиноватых карбонатных отложениях усольской, бельской и ангарской свит устанавливаются залежи массивного типа (Маркова, Бильчирская).

Лено-Вилюйская нефтегазоносная область - 6 месторождений: Усть- Вилюйское, Сабо-Хаинское, Бадаранское, Неджелинское, Мастахское. Основные тектонические элементы – часть докембрийской платформы Восточной Сибири в пределах сочлинения Вилюйской синклизы и предверхоянского предгорного прогиба, отложения от архей-протерозойских до современных, террегенные породы (песчаники, алевриты, аргилиты) широкое развитие пластов углей в отложениях верхний юры и нижнего мела. Нефтегазоносность связана с нижней юрой и нижнитриассовскими отложениями. Газ в монолеской и устькельтерской свитах, газа до 5 мил.м3/сут, притоки нефти в некоторых скважинах. Неджелинского и Средне Велюйского месторождения пологие брахинантиклинальные складки. Залежи пластово-сводные, иногда с литологическим ограничением.

studfile.net

Оценка положения ГНК и ГВК и интервалов обводнения при разработке газовых месторождений — Студопедия

Комплексирование различных методов для выделения заводненных пластов

Особо сложная задача — выделение перфорированных завод­няемых пластов в действующей скважине, эксплуатирующей многопластовый объект. В этом случае требуется комплексирование различных методов, основанных на изучении изменения по стволу скважины скорости потока жидкости, состава смеси, температуры и др. Вначале с помощью глубинного дебитомера выделяют работающие в скважине пласты. Затем опре­деляют состав жидкости против работающих интервалов, для чего используют замеры диэлектрических влагомеров, гамма-плотномеров или резистивиметров. Наиболее надежное выделение интервалов поступления воды таким способом обеспечивается, если дебит скважины достаточно высок (более 120 м3/сут) и в колонне не происходит гравитационного разделения нефти и воды. При меньшем дебите вода из скважины полностью не вы­носится, часть ее скапливается в нижней части колонны и может частично или полностью перекрыть интервал перфорации. В результате эффективность способа резко снижается. При небольшом дебите скважины хорошие результаты при выделении обводняющихся интервалов может дать метод наведенной активности кислорода, при котором фиксируется движущаяся по стволу скважины вода. Включение в ком­плекс для выделения пластов, заводняемых закачиваемой водой, термометрии основано на том, что обычно в пласт нагнетается холодная вода с температурой ниже пластовой. Фиксируя в стволе добывающей скважины интервалы с пониженной температурой, выделяют пласты, промытые закачиваемой водой. Но поскольку фронт охлаждения отстает от фронта вытеснения, с помощью термометрии можно уверенно выделять только те за­водненные пласты, через которые прошел значительный объем нагнетаемой воды.


Основным недостатком контроля за заводнением пластов по данным радиометрии является невозможность количественной оценки остаточной нефтенасыщенности.

В процессе эксплуатации газовых месторождений газонасыщенность определяется преимущественно различными модификациями нейтронного каротажа, из которых наиболее распространены нейтронный гамма-каротаж, двухзондовый нейтронный гамма-каротаж и импульсный нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам. Широкое использование нейтронных методов при оценке газонасыщенности объясняется тем, что газовые пласты в отличие от водоносных или нефтеносных имеют относительно малые величины водородосодержания и низкие плотности флюида, насыщающего поры. Если нефть по содержанию ядер водорода практически не отличается от воды, то водородосодержание газа в 62/р, аплотность в 140/р раз меньше, чем у воды (р —давление в пласте, МПа).


Все методики оценки газонасыщенности по результатам нейтронных методов основаны на изучении водородосодержания в зоне пласта, не превышающей десятых долей метра, поэтому для достоверности оценки газонасыщенности необходимо полное расформирование зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости. Наиболее надежны такие определения в неперфори­рованной скважине с герметичным цементным кольцом.

В сложных геологических условиях для оценки газонасыщенности (при ее значении выше 50 %) эффективен метод двух зондов НГК. Этот метод используется для количественной оценки газонасыщенности, вполне достаточной при определении положения ГВК или выделения обводнявшихся пластов с высокой начальной газонасыщенностью. Если кривые НГК, зарегистрированные зондами большого (l=70 см) и малого (l = 35см) размеров, совме­стить, то газоносные пласты, газонасыщенность которых более 50%, будут выделяться превышением показаний НГК-70 над показаниями НГК-35. Эти превышения (положительные приращения) пропорциональны газонасыщенно­сти пластов.

Для оценки газонасыщенности пластов при исследовании перфорированных скважин ввиду большей глубинности исследований применяют замеры ИННК, регистрируемые на двух временных задержках, например 400 и 600 мкс. Так как среднее время жизни тепловых нейтронов в газоносных пластах намного больше, чем в водоносных, то первые будут отличаться значи­тельными превышениями показаний при большей задержке по сравнению с малой.

studopedia.ru

Метод савченко

Горизонтальное ГВК. Расчет ведётся согласно схеме показанной на рисунке 2.6: для газовой скважины рк=рпл+10-6rгgl1; для водяной скважины рк=рпл-10-6rвgl2 Из данной системы уравнений с учетом с оотношения l=l1+l2 получаем

 

, (2.15)

 

где рпл.г , рпл.. в - пластовые давления на забое газовой и водяной скважин, МПа; l1 , l - расстояния по вертикали соответственно между забоем газовой скважины и ГВК и между забоями газовой и водяной скважин; rв , rг - плотности воды и газа, г/см3.

 

 

Наклонный ГВК. Если ГВК наклонный, то угол его наклона определяется согласно схеме, показанной на рисунке 2.7, по пластовым давлениям рв1 , рв2 в скважинах 1 и 2, приведенных к плоскости I-I, относительно плоскости II-II: рв1 -10-6r в gD l= рв2 -10-6r г g D l,

где D l - разность положений ГВК на участке х.

Отсюда имеем . (2.16)

 

 

В формулах rв , rг приняты постоянными. При больших значениях расстояния между забоями скважин необходимо учитывать изменение данных плотностей от глубины.

Более точно положение ГВК можно определить, если использовать барометрическую формулу и разложить при этом показательную функцию в ряд. После преобразований получим

 

(2.17)

 

Угол наклона ГВК, аналогично указанному подходу, определим следующим образом.

 

 , (2.18)

 

где Найденные значения D l используются для определения угла наклона контакта a=Dl / х.

oilloot.ru

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВНК МЕТОДАМИ ГИС - Международный журнал

 

Шаймарданова, Р. Р. Определение ВНК методами ГИС / Р. Р. Шаймарданова. // Международный журнал гуманитарных и естественных наук. – 2017. – 12. – С. 56-58.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВНК МЕТОДАМИ ГИС

 

Р.Р. Шаймарданова, магистрант

Башкирский государственный университет

(Россия, г. Уфа)

 

Аннотация. Процесс разработки газовых и нефтяных месторождений включает в себя комплекс геофизических исследований в действующих скважинах, размещенных в пределах эксплуатируемой залежи. При проектировании и контроле разработки нефтегазовых месторождений методами ГИС решаются различные задачи, одной из которых является определение и контроль над положением уровня ГЖК и ВНК. В статье рассмотрены основные методы ГИС для определения начального положения и наблюдения за перемещением ГЖК и ВНК.

Ключевые слова: залежи УВ, ВНК, ГЖК, геофизические методы исследования (ГИС), скважины.

 

 

Главной задачей при изучении нефтяных и газовых месторождений является выделение в разрезе нефтегазаносных пластов и определение водонефтяного (ВНК) и газожидкостного (ГЖК) контактов. Определение положения ВНК необходимо при подсчете запасов углеводородов месторождения. При этом возникают некоторые сложности. Так как контакт нефти и воды в природных коллекторах является нечетким, то переход от нефтегазоносной к водоносной части пласта происходит постепенно, на некотором интервале которой образуется переходная зона. Мощность переходной зоны будет зависеть от проницаемости пласта и разности в плотностях нефти и воды, чем меньше разница, тем меньше мощность переходной зоны. В случаях, когда нефть отделена от воды глинистым поропластом или пласт коллектор имеет высокую проницаемость, то переходная зона отсутствует.

За условный ВНК (ГЖК) при наличии переходной зоны принимают уровень, на котором ее удельное сопротивление соответствует критической нефтегазоносности.

Для большинства месторождений этот уровень соответствует точке, расположенной выше нижней границы переходной зоны на 1-1,5 м. Это зона в которой переходная зона имеет критическое удельное сопротивление и водонасыщение.

Контроль над положениями ГЖК и ВНК в обсаженных интервалах осуществляется нейтронными методами НГК, НК-Т. В основе метода аномальные нейтронные свойства хлора, который содержится в пластовых водах. В случаях с не обсаженной колонной или со скважинами только вышедших из бурения эти методы малоэффективны, из-за проникновения в пласт фильтрата пресного глинистого раствора; в пластах вскрытых перфорацией, – вследствие перемешивания воды с глинистым раствором, находящимся в скважине, и наличия конусов выноса.

Также, перспективными при определении ВНК в обсаженных колонами скважинах, являются методы ИНК. Наилучшие результаты с помощью ИНК получают в районах с высокой минерализацией пластовых вод (более 100 г/л), где показания ИННК и ИНГК против водоносных и нефтеносных пластов различаются в несколько раз (до 10), тогда как различия показаний стационарных методов нейтроного каротажа составляет 10-20% [2].

В случаях с однородными пластами по литологии и по пористости определение положение ВНК по результатам качественной интерпретации, осуществляется методами НГК, ИННК и ННКТ. При этом пластовые воды должны быть высокой минерализации. На диаграммах НГК – фиксируется уменьшение показаний, на диаграммах ИННК и ННКТ увеличение показаний на любой задержке.

 

 

Рисунок 1. Определение ВНК в нижнем и верхнем неперфорированных пластах по данным ИННК в условиях высоких минерализация пластовых вод и однородного пласта [1]

 

 

Иногда в процессе вытеснения пластовыми водами нефти на ряде месторождений в ободряющихся интервалах разреза отмечается радиогеохимический эффект, заключающийся в некотором обогащении пластовых вод радием. Благодаря этому, повторные измерения радиоактивности в эксплуатационных скважинах ряда месторождений позволяют обнаружить обводненные участки разреза, отмечающиеся значительным повышением гамма-активности по сравнению с ее величиной к моменту сооружения скважины [4].

Таким образом, формирование сложных переход зон препятствует точному определению положения ВНК методами ГИС. В качестве дополнительной информации в таких случаях необходимо иметь полные сведения об основных свойствах флюидов и характере их поведения, воздействия и реакции в различных физических условиях. При этом у геофизических методов есть недостатки, связанные со строгим учетом параметров которые насыщают пласт различными флюидами, и физическими свойствами коллекторов (проникновение фильтрата промывочной жидкости, наличие или отсутствие экранирующих пропластков, степень минерализации пластовых вод и др.)

 

Библиографический список

1. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений геофизическими методами: Учебное пособие. – Саратов, 2005. – 30 с.

2. Косоков В.Н. Решение геологических задач методами ГИС: учеб. пособие. Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. по-литехн. ун-та, 2014. – 109 с.

3. Косков В.Н, Косков Б.В. Геофизические исследования скважин и интерпретация данных ГИС: учеб. пособие. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2007. – 317 с

4. Определение положения контактов (ВНК, ГВК, ГНК) по геофизическим данным. Контроль за положением ВНК в процессе эксплуатации скважин.URL: https://studopedia.ru/15_87124_opredelenie-haraktera-nasishcheniya-kollektorov-razdelenie-gazonosnih-i-neftenosnih-kollektorov-v-razreze-skvazhin.html.

6. Методы изучения геологического строения недр и залежей углеводородов на промысловых площадях url: http://studbooks.net/569837/geografiya.

7. Электрические методы исследования скважин url: http://statref.ru/ref_polqasjgemer.html.

 

GEOPHYSICAL METHODS CONTROL AND DEFINITION OF THE OIL-WATER CONTACT

 

R.R. Shaymardanova, graduate student

Bashkir state university

(Russia, Ufa)

 

Abstract. Process of development of gas and oil fields includes a complex of geophysical surveys in the operating wells placed within the operated deposit. At design and control of development of oil and gas fields the geophysical methods of research solve various problems, one of which is definition and control over the provision of the gas-liquid contact and oil-water contact level. In this article the GIS main methods for definition of initial situation and observation of movement of gas-liquid contact and oil-water contact are briefly considered.

Keywords: hydrocarbon deposits, oil-water contact, gas-liquid contact, geophysical methods of research, wells.

 

 

 

intjournal.ru

Обоснование положения ВНК, ГВК


⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 3

В пластах с хорошими коллекторскими свойствами залежи обычно характеризуются резкой границей между нефтью (газом) и водой. Между тем даже для них между зонами предельного нефте(газо)-насыщения и водонасыщенной располагается переходная зона. В разрезе переходной зоны условно можно выделить три интервала, разли­чающиеся по степени насыщения коллекторов нефтью или газом и соответственно по получаемой из них продукции в скважинах.

Размеры переходной зоны для контакта нефть-вода могут быть оценены по следующей формуле:

Нпз = DRк / g (rв - rн), где

Нпз– высота переходной зоны;

DRк – разность капиллярного давления на границах внешнего и внутреннего контуров переходной зоны;

g – ускорение свободного падения;

rв и rн – плотности нефти и воды.

При опробовании верхнего интервала, граничащего с зоной ста­билизированного насыщения, получают притоки безводных нефти и газа. При опробовании среднего интервала разреза – прито­ки нефти и газа с водой, причем чем ближе к водонасыщенной зо­не, тем больше воды в продукции скважины. Опробование нижне­го интервала со значениями нефте(газо)-насыщенности меньше критических дает притоки пластовой воды. В переход­ных зонах ВНК или ГВК определяются по данным устанавливаемым опробованием скважин или с помощью гидродинамических приборов на кабеле.

Контакт нефть-вода, как правило, образует геометрически сложную поверхность, горизонтальную или наклонную. Для определения контуров залежей проводится условная плоскость, причем таким об­разом, чтобы она была средней по отношению к установленным контактам в отдельных скважи­нах. В условиях территорий, где величины переходной зоны не превышают 1-2 метров (например Волго-Урал), поверхность ВНК обычно принимается условно горизонтальной. Поверх­ность контакта газ-вода, в связи с большой разницей в плотностях флюидов, практически всегда близка к горизонтальной плоскости.

Для обоснования начального положения ВНК и ГВК и проведения границ залежей составляется схема опробования скважин и обоснования контак­тов. На схеме приводятся сведения о результатах опробова­ния, результаты гидродинамических исследований и интерпретации ГИС (рис.10).

Рис.10. Схема обоснования абсолютной отметки горизонтального ВНК залежи

Интервалы: 1 – нефтенасыщенный, 2 – непроницаемый, 3 – перфорированный, 4 – водонасыщенный; 5 – с неясной оценкой по характеру насыщения коллектора; Н – дебит нефти; В – обводненность нефти в % или дебит воды в м3/сут.

 

Наиболее надежные результаты о характере насыщения пластов дает опробование в обсадной колонне (перфорация), опробование на приток в открытом стволе имеет меньшую достоверность.

Положение горизонтального ВНК принимается ниже нижнего интервала, в котором при опробовании получена чистая нефть и выше верхнего интервала, в котором получена чистая вода. При обосновании ВНК в интервалах между этими предельными отметками, контакт проводится с учетом данных ГИС (электрические методы). Результаты интерпретации ГИС в терригенных пластах значительно более надежны чем в карбонатных, так как для карбонатов характерны высокие удельные сопротивления, что существенно затрудняет интерпретацию ГИС. Установленные таким образом отметки контактов переносятся на карты поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей.

Внешним контуром нефтеносности (газоносности) называется пересечение ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта. Внешний контур нефтеносности в плане ограничивает размеры залежи, коллекторы вне его пределов дают чистую воду.

Внутренним контуромнефтеносности (газоносности) называется пересечение ВНК (ГНК) с подошвой продуктивного пласта. Внутренний контур нефтеносности в плане ограничивает размеры чисто-нефтяной зоны ЧНЗ, вскрывшие коллектор скважины в его пределах дают нефть без воды.

Для нефтяной залежи площадь между внутренним и внешним контуром нефтеносности называется водонефтяной зоной ВНЗ, для газовой залежи – соответственно водогазовой зоной ВГЗ. При горизонтальном ВНК (или ГВК) внешний и внутренний контуры нефте(газо)-носности проводятся по изогипсам каждой карты, имеющим отметку контактов. Для массивной или пластовой водоплавающей залежей проводится только внешний контур на карте поверхности кровли пласта, так как внутренний контур отсутствует (отсутствие ЧНЗ).

В случае наклонного контакта предварительно составляется карта его поверхности. Затем она совмещается с картами поверх­ности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей или с картой поверхности кровли коллекторов для массивных (водоплавающих) залежей. Через точки с одинаковыми отметками на каждой паре обеих совмещенных карт проводятся внешние и внутренний контуры нефте(газо)-носности. После этого для пластовых залежей внут­ренний контур переносится на карту поверхности кровли коллек­торов продуктивного пласта.

Площадь залежейконтролируется внешним контуром нефте(газо)-носности, границами выклинивания пластов, литолого-фациального замещения коллекторов или тектоническими нарушения­ми. Основой для построения структурной карты по кровле пласта служат данные сейсморазведки (метод общей глубинной точки ОГТ), скорректирован­ные данными пробуренных скважин. Границы выклинивания пластов и литолого-фациального замещения коллекторов проводятся на сере­дине расстояния между скважинами, вскрывшими коллектор и плотные породы.


Рекомендуемые страницы:

lektsia.com


Смотрите также