4.4.4. Визначення положення газоводяних, нафтоводяних і газонафтових контактів за пластовими тисками
Встановлення положення площин поділу вода—нафта, вода—газ, нафта—газ є важливим етапом у процесі геологорозвідувальних робіт, тому що це зазвичай дає змогу визначити межі (розміри) покладів, величину геологічних запасів нафти і газу та методику подальшої розробки покладів.
Точне визначення меж поділів є досить складною проблемою, для розв'язання якої в нафтогазопромисловій геології є декілька методів. До них належать прямі методи, які ґрунтуються на безпосередньому виявленні контактів за матеріалами промислово-геофізичних досліджень або на даних випробування свердловин, що розкрили приконтурні зони покладів. Утім у процесі геологорозвідувальних робіт для встановлення контактів нафта—вода, нафта—газ часто застосовують непрямі методи, які використовують дані гідродинамічних досліджень у газових, нафтових і водяних свердловинах.
Контури нафтових і газових покладів у процесі гідродинамічних досліджень свердловин встановлюють переважно за даними вимірів пластових тисків, зміною тиску на глибині або розрахунковим методом.
Програма здатна побудувати регулярну сітку вісьмома методами: кри-гінг, інверсії відстані до сили, мінімальної кривизни, найближчого сусіда, поліноміальної регресії, радіально базисної функції, методом Шепарда, тріангуляцією з лінійною інтерполяцією.
Нижче викладено стислу характеристику трьох найпопулярніших методів.
Метод кригінг є геостатичним методом створення регулярної сітки. Працює за принципом створення візуально апельованих контурів і поверхонь із нерегулярно розподілених даних. Особливістю методу є те, що він намагається витримувати напрямки таким чином, щоб, наприклад, точки з великими значеннями могли зв'язуватись уздовж, а не замикати контури з утворенням так званих вічок. Цей метод найпоширеніший.
У методі інверсії відстані до сили для інтерполяції нерегулярних даних у вузли сітки використовують технологію середньозважених. Ваги обернено пропорційні відстаням від вузла сітки до точок даних. Отже, точки даних, які розміщені далі від певного вузла сітки, менш впливають на значення в цьому вузлі. Крім того, значення вагів можуть бути піднесені до степеня, що підсилює ефект вагової функції. Показник степеня вибирають за фізичним змістом даних. Для просторового моделювання нафтогазоносних пластів рекомендується показник степеня два.
Зо методом мінімальної кривизни спочатку перевіряють всі дані і встановлюють найближчий вузол сітки до цих даних (або середніх величин даних) для уточнення даних. Слід зауважити, що це не може дати задовільних результатів для грубих сіток (з невеликим числом вузлів) або для даних з похибками. Тому величини в інших вузлах сітки обчислюють так, щоб провести поверхню мінімальної кривизни через ці вузли. Оскільки застосовують метод очищення похибок, то в методі мінімальної кривизни допускається лише непарне число вузлів регулярної сітки. Якщо задати обгрунтовану величину максимальної похибки методу, виходячи з інтервалу зміни величини 2* та потрібної точності, то за наявності доброго розподілу даних швидкість методу втричі більша. Проте якщо дані погане розподілені, наприклад немає даних для великих ділянок площі дослідження, то результат для таких ділянок буде зовсім поганим і швидкість роботи програми буде невисокою. Цей метод не можна також застосовувати для екстраполяції у великі ділянки, в яких відсутні точки даних, оскільки результати можуть бути непередбачуваними. Метод слід застосовувати з обережністю.
Побудову геологічної карти за допомогою пакету 8игГег умовно можна поділити на три основні процедури, які реалізують широкий набір функцій, необхідних для поетапної побудови та аналізу графічної моделі:
введення даних для побудови регулярної сітки;
створення регулярної сітки інтерполяцією нерегулярних даних;
побудова карт.
Для побудови карт проводимо такі операції.
Побудова регулярної сітки. Для досягнення цієї задачі викликаємо режим введення даних, активізувавши за допомогою "миші" піктограму 4 або пункт "\Уогк8Ііееі" у меню Рііе. Введення даних реалізоване заповнен ням таблички, кожен стовпець якої відповідає певному показнику, що по трібний для побудови карти, наприклад: стовпець 1 — номер свердловини; стовпці 2, З— її координати X, У, стовпець 4— досліджуваний параметр (рис. 4.29).
Збереження даних. Після того як введено (або зчитано) дані, їх по трібно зберегти за допомогою піктограми 3 або меню Рііе > 8ауе, задавши їм ім'я.
Готові для подальшого опрацювання дані знаходяться в *.<іаі файлі з іменем, яке ви задали. Далі необхідно активізувати вікно Ріоі, вибравши пункт "Ріої" у меню "\Уіп<іо\у".
3. Створення регулярної сітки. Для входу в режим створення регуляр ної сітки потрібно в меню "Огісі" вибрати пункт "Баіа". Ви знаходитесь у режимі зчитування раніше введених вихідних даних. Слід указати тип фай ла з даними (якщо використовуєте невнутрішній формат пакета), шлях до файла, його ім'я, підтвердити свій вибір — "ОК" або відмінити — "Сапсеї".
Наступний етап — введення всіх даних, потрібних для побудови регулярної сітки. З'являється вікно (рис. 4.30) під назвою "ЗсаПегесі сіаіа іпіегроіахіоп" — інтерполяція нерегулярних даних.
У пунктах 1—3 (рис. 4.30) задають номер стовпців у файлі з вихідними даними, в яких знаходяться координати X, У та значення відповідного параметра. Стовпці нумерують за допомогою латинських літер: А — перший, В — другий і т. д. Перевірити відповідність пронумерованих колонок бажа-
Рис. 4.30. Вікно "8саііегеі1 <Ша іпіегроіаііоп" — інтерполяція нерегулярних даних.
Пояснення у тексті
ним у файлі даним можна за допомогою опції 'ТЗаіа іпїо" — 5. Так можна отримати коротку підказку, в якій вказується для всіх трьох стовпців кількість елементів, мінімальний, максимальний елементи, середнє значення стовпця та ін. Отже, дуже зручно проконтролювати себе ще на цій стадії роботи.
Наступна частина вікна відповідає за геометрію майбутньої регулярної сітки. Тут задають: розмірність регулярної сітки — 8,9 (наприклад 50 х 50), мінімум і максимум у напрямках X та У. Ці параметри підбирають програмою автоматично залежно від розмірності сітки.
У пункті 4 "Сгісіс1іп§ теіЬосі" слід вказати метод створення регулярної сітки.
Кожен метод характеризується певними параметрами, що задаються у вікні 10 "Орііопз".
У кригінг-методі (рис. 4.30, 4.31) для кожного із трьох параметрів може бути математично вказана просторова відмінність даних та результуюча сітка, інакше кажучи, його математична модель — 1—3. Наприклад, у разі лінійної моделі на нахил впливатиме відношення масштаб/радіус. Параметр Ьеп§іЬ (А) 5 характеризує швидкість зміни компонентів варіограми із зростанням проміжку.
Для кожної моделі можна задавати фактор анізотропії — 6. Цей фактор характеризує напрямок, якому надається перевага у разі побудови в
умовах більшої чи меншої неперервності між даними. Фактор анізотропії задають кутом — 2 та коефіцієнтом анізотропії — / (рис. 4.32), що показує перевагу у виборі напрямку точок, які лежать уздовж однієї осі проти точок, розміщених уздовж іншої осі.
Здебільшого показник анізотропії не потрібний, тому що карти будують в однаковому масштабі по осях X та У.
Іншим фактором є так званий ІМіщ^еі ефект — 4, який застосовують, якщо були потенційні помилки під час збору даних. І^и§§еі ефект забезпечує ліпше згладжування при інтерполяції, тобто беруть до уваги загальний напрямок потоку даних, окремі неузгодження ігнорують і визначають як суму двох показників: помилкову варіацію і мікроваріацію.
Фактор поступовості — 9. Коли точки з даними рівномірно розсіяні в межах площі, яка нас цікавить, то значення цього фактора має певний вплив на побудовану сітку. Фактор матиме істотний ефект у разі інтерполяції через великі "діри" у розподілі даних та екстраполяції за їх межами. Фактор поступовості може бути лінійним, квадратичним або відсутній.
У вікні обробки даних задають реакцію на дані, що дублюються, — 7: їх можна не брати до уваги, підсумовувати, усереднювати. Також задають реакцію на дані, що попадають за межі сітки, — 8: враховувати — не враховувати.
Наступною опцією // у вікні "інтерполяція нерегулярних даних" є значення пошуку (див. рис. 4.30) — /. Тут указують, які точки враховувати для побудови регулярної сітки. За замовчуванням — усі точки використовують під час інтерполяції. У разі простого пошуку відбувається коловий або еліптичний пошук найближчих точок для проведення інтерполяції. Простий, квадратичний та октантовий пошуки використовують для того, щоб задати фіксоване число точок з даними для інтерполяції з кожним вузлом сітки. Простий пошук використовує лише один сектор, квадратич-
Рис. 4.33. Вікно вибору назви файла. Пояснення у тексті
ний — чотири, октантовий — вісім секторів. Здебільшого прийнятнішийквадратичний пошук, тому шо він гнучкіший, ніж простий, швидкіший, ніж октантовий.
У вікні "Оиіриг §гі<і Гііе" — 12 (див. рис. 4.30) слід вказати ім'я файла (рис. 4.33) — /, в якому зберігатиметься побудована регулярна сітка. Також тут указують тип файла — сітки: бінарний або А8СІІ — 2. Останній, як правило, зручніший для зовнішнього опрацювання, тому що регулярна сітка там зображена лінійно звичайним текстом. Втім такий формат займає більше дискової пам'яті.
Після того як усі параметри задані, потрібно підтвердити їх правильність (див. рис. 4.30) — ОК (6) або відмовитись від них — "Сапсеі" (7).
Після завершення побудови регулярної сітки видаються два короткі звукові сигнали.
4. Побудова структурної карти. Режим побудови карти може бути викликаний за допомогою піктограми 13 (див. рис. 4.28), а також за допомогою пункта "Сопіоиг" меню "Мар". Слід указати ім'я та шлях до файла з регулярною сіткою.
З'являється вікно "Сопіоиг тар" (рис. 4.34), в якому задають кінцеві параметри для майбутньої карти.
Параметр "Заливка контурів" — 7, для ліпшого візуального сприйняття карти в ізолініях простір між черговими ізолініями можна залити певним кольором. Щоб відобразити відповідність градацій кольорів параметра, слід активізувати поле "Соіог 8са1е" — 2.
Параметр "5тооігііп§" — З, згладжування, активізує режим згладжування ізоліній. Є три режими згладжування — низький, середній та висо-
кий. Процес згладжування потребує потужної машини і може тривати досить довго, проте при можливості варто його використовувати. "Згладжена" карта сприймається значно ліпше.
Коротку інформацію про відкритий файл з регулярною сіткою можна одержати за допомогою опції "Сгісі Іпґо" — 4.
У невеликій підказці фіксуються розмірність сітки, мінімальне та максимальне значення X, У \ параметра. Якщо на цій стадії помічено, що задана регулярна сітка не та, що очікувалась, її можна змінити за допомогою опції "СЬап§е Сгісі" — 5.
У вікні "Сопіоиг Ьєуєік" задають такі параметри:
"Ьєуєі" — 6, мінімальне, максимальне значення та переріз ізоліній; "Ьіпе" — 7, атрибути ізоліній: товщина, частки сантиметра, стиль (звичай на, штрихпунктирна та ін.); для штрихпунктирної лінії задають розміри, кількість штрихів і відстань між ними; вказують також колір ізоліній міні муму та максимуму;
"РіП" — 8, якщо вибрано заливку контурів кольором, то тут можна конкретно вказати колір мінімуму та максимуму, і програма їх проінтерполює;
"ЬаЬеі..." — 9, відповідає за підписи ізоліній на карті. Задають орієн тацію підписів ізоліній, крок підпису ізоліній, шрифт, колір, стиль, розмір, формат запису, префікси та суфікси для підписів ізоліній.
Крім того, для кожної ізолінії окремо всі перелічені параметри можна задавати незалежно. Зайві ізолінії можна знищити за допомогою опції "Оеіеїе" — 10, нові додавати "АсШ" — 11.
Після підтвердження — ОК — 12 вибраних параметрів на робочий екран виводять карту в ізолініях, згідно з усіма критеріями, що були задані в попередніх опціях.
5. Нанесення на структурну карту точок свердловин і їх номерів. Для цього використовують пункт "Розі" меню "Мар" (рис. 4.35) — задають но мер колонки з координатами X, У, підписами (в нашому випадку це перша колонка — номери свердловин) 1—3.
Задають кут нахилу підпису — 8, символ для відображення точки свердловини — 5, його розмір, розміщення — 6, шрифт — 4, формат — 7.
6. Зняття осей координат. Для того щоб зняти осі координат на карті, слід виділити карту за допомогою миші, далі в меню "Мар" вибрати пункт "Ахіз". Відмітити осі, які потрібно знищити, чи показати пропуск за допо могою клавіші або лівої кнопки миші.
Для підпису карти використовують піктограму 9 (див. рис. 4.28) Далі підводять курсор "миші" до місця розташування тексту і натискають ліву клавішу. В режимі редагування тексту (рис. 4.36) задають шрифт — 2, розмір — /, колір — 6, стиль — З та орієнтацію тексту — 4. Текст набирають у нижній частині вікна — 5. Для переходу на наступний рядок використовують комбінацію клавіш "СТКЬ + Е1МТЕК.".
7. Виведення карти на друк. Для цього використовують піктограму 5 (див. рис. 4.28) або комбінацію клавіш "СТКЬ + Р".
- 0.0. Орлов, m.I. Свдощук, в.Г. Омельченко о.М. Трубенко, m.I. Чорний нафто-газопромислова
- Підручник
- 1Стор1я формування нафтогазопромислово1 геолог! I
- 1.1. Проблеми, повязан1
- 3 Нафтогазопромисловою геолопсю
- 1Стор1я формування нафтогазопромисловот геолопк
- 1.2. Св1товий видобуток нафти I газу
- 1.3. 1Стор1я геолопчних досл1дженб
- 12 Нафтогазопромислова геолопя
- 1.4. Динамка видобутку нафти I газу в украун1
- 1.5. Нафтогазоносн1стб територ1у укра1ни
- 1Стор1я формування нафтогазопромисловок геолопт
- 2.1. Категорії свердловин
- 2.2. Геолого-технічний наряд на буріння свердловини
- 2.3. Вибір інтервалу відбору керна
- 2.4. Конструкція свердловини
- 2.5. Планування буріння свердловин
- 2.5.1. Перспективне планування
- 3.1. Відбір і вивчення керна
- 3.1.1. Бокові ґрунтоноси
- 3.1.2. Збереження керна
- 3.1.3. Опис керна, побудова кернограми
- 3.2. Відбір і вивчення шламу
- 3.2.1. Особливості відбору, методика опису і збереження шламу
- 3.2.3. Виділення нафтогазоносних шарів у розрізах свердловин за даними коефіцієнтів набухання глин у шламі
- 3.2.4. Визначення тектонічних порушень насувного типу
- 3.2.5. Визначення наближення свердловини до пластів з високими тисками за шламом і керном
- 3.3. Інші геологічні спостереження
- 3.3.1. Відбір проб нафти, газу та води
- 3.3.3. Замір кутів відхилення свердловини від вертикалі кидальним приладом
- 3.4. Спостереження у свердловинах спеціального призначення
- 3.4.1. П'єзометричні свердловини
- 3.4.2. Контрольні свердловини
- 3.4.3. Нагнітальні свердловини
- 3.5. Геологічний контроль
- 3.6. Ускладнення
- 3.7. Геологічна документація
- 3.8. Геологічні методи вивчення розрізів свердловин у лабораторних умовах
- 3.8.1. Гранулометричний аналіз
- 3.8.2. Мінералогічний аналіз
- 3.8.3. Мікрофауністичніш аналіз
- 3.8.4. Спорово-пилковий аналіз
- 3.8.5. Аналіз порід на вміст карбонатів
- 3.8.6. Люмінесиентно-бітумінологічніш аналіз
- 3.8.7. Вивчення маркувальних горизонтів
- 3.8.8. Визначення пористості
- 3.8.9. Визначення проникності гірських порід
- 3.8.12. Визначення тиску насичення
- 3.8.13. Суть визначення співвідношень р—V— т пластових нафт
- 3.8.14. Визначення в'язкості пластової нафти
- 3.8.15. Поняття про складання рекомбінованоі проби нафти
- 4.1. Методи кореляції розрізів свердловин
- 4.1.1. Загальна кореляція
- 4.1.2. Детальна (зональна) кореляиія
- 4.1.3. Складання кореляційних схем
- 4.1.4. Складання
- 4.1.5. Регіональна кореляція
- 4.2. Складання геологічних профілів
- 4.2.1. Побудова геологічних профілів
- 4.3. Побудова структурних карт
- 4.3.1. Метод трикутників
- 4.3.2. Метод профілів
- 4.3.3. Метод сходження
- 4.3.4. Порядок знесення точок свердловин на структурних картах на лінію профілю
- 4.3.5. Умови, які впливають на точність побудови структурної карти
- 4.3.6. Урахування викривлення свердловини під час побудови структурних карт
- 4.3.7. Побудова карти поверхні
- 4.3.8. Побудова карт ефективних та ефективних нафтонасичених (газонасичених) товщин
- 4.4. Побудова карт
- 4.4.4. Визначення положення газоводяних, нафтоводяних і газонафтових контактів за пластовими тисками
- 4.4.8. Зональні карти
- 5.2. Радіоактивні методи каротажу
- 5.3. Спеціальні геофізичні дослідження
- 5.3.1. Каротаж мікрозондами
- 5.3.2. Боковий каротаж
- 5.3.3. Термокаротаж
- 5.3.4. Кавернометрія
- 5.3.5. Газовий каротаж
- 5.3.6. Механічний каротаж
- 5.3.7. Контроль технічного стану свердловин геофізичними засобами
- 5.3.8. Акустичний каротаж
- 5.3.9. Нахилометрія (визначення падіння пластів)
- 5.4. Інтерпретація даних гдс
- 5.4.1. Розчленування
- 5.5. Використання геофізичних даних стосовно викривлених і спрямованих свердловин за азимутами і кутами їх відхилення від вертикалі
- 6.1. Гранулометричний склад порід
- 6.2. Пористість порід
- 6.3. Проникність порід
- 6.4. Тріщинуватість порід
- 6.5. П'єзопровідність гірських порід
- 6.6. Гідропровідність гірських порід
- 6.7. Вплив термодинамічних умов
- 6.8. Про можливість
- 6.9. Класифікація колекторів
- 7.2.1. Класифікація нафт
- 7.3. Фізико-хімічні властивості газу
- 7.8. Водонафтовий контакт і його характеристика
- 8.1. Температура в природних резервуарах земної кори
- 8.1.1. Використання геотермічної інформації в процесі пошуків, розвідки та дорозвідки нафти і газу
- 8.1.2. Використання термометрії
- 8.2. Пластові тиски в земній корі 8.2.1. Загальні положення
- 8.2.3. Інші причини формування нгпт
- 8.2.4. Природа пластових тисків, менших за гідростатичні (птмг)
- 8.2.5. Використання інформації
- 8.2.9. Використання інформації
- 9.1. Сили, які утримують нафту в пласті
- 9.2. Сили,
- 9.2.1. Напір води
- 9.2.2. Тиск стисненого вільного газу (тиск газової шапки)
- 9.2.3. Розширення розчиненого в нафті газу
- 9.2.4. Пружність рідини і породи
- 10.1. Розкриття горизонтів
- 10.1.1. Заходи шодо попередження ускладнень і аварій в проиесі буріння свердловин
- 10.1.2. Обладнання устя свердловин фонтанною арматурою
- 10.2. Визначення градієнта тиску гідророзриву пласта
- 10.3.1. Застосування пар
- 10.4. Заміри дебіту нафти і газу Заміри дебіту нафти
- Розробка нафтових і газових родовищ
- 11.1.2. Система розробки знизу—вгору
- 11.1.3. Комбінована система розробки
- 11.1.4. Порядок виділення
- 11.2. Системи розробки
- 11.2.1. Рівномірна сітка розташування свердловин
- 11.3. Особливості розробки
- 11.3.1. Нафтові поклади в неоднорідних пластах
- 11.3.2. Поклади нафти
- 11.3.3. Поклади нафти в карбонатних колекторах
- 11.3.4. Нафтові поклади з газовою шапкою
- 11.3.5. Нафтові поклади
- 11.3.6. Нафтові облямівки
- 11.3.7. Газові поклади
- 11.3.8. Газоконденсатні поклади
- 11.3.9. Розташування видобувних свердловин у разі розробки покладів вв, пов'язаних із плікативно ускладненими структурами
- 11.3.10. Особливості освоювання і розробки нафтогазових родовиш на континентальних шельфах торів і океанів
- 12.1. Поняття про методи інтенсифікації та вторинні методи розробки
- 12.2. Методи інтенсифікації видобутку нафти і газу
- 12.2.1. Хімічна обробка привибішшх зон свердловин у нафтових пластах
- 12.1.4. Обробка привибійних зон свердловин твердити вибуховими речовинами
- 12.1.5. Інші види дії на пласт
- 13.1. Вибір об'єктів
- 13.2. Спостереження в процесі видобутку
- 13.4. Нагнітання газу
- 13.5. Внутрішньопластове горіння вуглеводнів з метою підвищення нафтовіддачі
- 13.6. Витіснення парою нафти з продуктивного пласта
- 13.7. Шахтний спосіб вилучення нафти з гірських порід
- 13.9. Застосування ультразвукових коливань
- 13.10. Витіснення нафти вуглекислим газом
- 13.11. Витіснення нафти
- 14.1. Організація геологічної служби на промислах
- 14.2. Геологічний контроль
- 14.4.2. Методи підрахунку запасів нафти
- 14.5. Охорона надр
- 14.5.1. Буріння свердловин
- 14.5.2. Випробування свердловин
- 14.5.3. Експлуатація нафтових і газових родовиш