Пластовая карта

Не всегда интересующие геолога нефте-газоносные породы, смятые в складки, подходят близко к поверхности земли. Очень часто, особенно на равнинах, такие породы бывают перекрыты почти горизонтально лежащими более молодыми отложениями. Тогда геологическая карта, построенная по наблюдениям на поверхности, очень мало говорит о глубинном строении недр. В этом случае необходимо построить геологическую карту смятых в складки пород, мысленно сняв покров горизонтально залегающих слоев. В составлении такой карты, называемой пластовой картой, геологу может помочь только бурение. [c.94]

Для определения размеров и места расположения застойных зон н зон проявления аномальных свойств нефти при разработке залежей необходимо знать характер распределения фактических значений градиента пластового давления [2]. В настоящее время определение фактических градиентов давления в нефтяной залежи представляется возможным лишь по картам изобар. В связи с этим следует подчеркнуть, что для решения многих практических задач разработки залежей очень важно знать распределение давления. в пласте в любой момент времени, для чего и принято строить карту изобар. Однако до сих пор карты изобар не только не нашли широкого применения при решении различных задач по контролю за разработкой нефтяных залежей, но и мало обращается внимания на улучшение точности и совершенствование методов ее построения. Как правило, карты изобар строятся по малочисленным замерам пластового давления. Между тем эти карты должны являться одним из основных документов, позволяющих уточнить физические характеристики коллектора, направление и скорости движения водо-нефтяных потоков, определить режим работы нефтяной залежи, особенности взаимодействия эксплуатационных и нагнетательных скважин и т. п. [c.84]

Если карты изобар предназначаются для оценки распределения по площади залежи градиентов пластового давления, то они должны быть по возможности более точными, так как абсолютные величины градиентов давления малы. Поэтому следует обратить особое внимание на повышение точности измерения пластового давления, необходимого для построения карт изобар. Различные аспекты методики построения карт изобар и использования их для решения промысловых задач достаточно полно описаны в работе [11. Однако эта брошюра, изданная в свое время малым тиражом, фактически исчезла с книжных полок многих библиотек (особенно промысловых). В связи с этим мы вынуждены несколько подробнее остановиться на описании способов построения карт изобар. [c.84]

Построение карт ио динамическим пластовым давлениям, измеренным в скважинах, вносит ряд погрешностей в определение значения самого пластового давления и градиента давления в призабойной зоне скважин. Однако, если учесть, что радиус зоны искривления профиля давления, связанного с работой скважины, небольшой и удается его рассчитать [31, то использование карты изобар для определения градиентов давления следует считать вполне оправданным. Кроме того, показано [11, что на участках г—д и ж—/с фактические линии распределения давления хорошо совпадают с линиями, проведенными по динамическим пластовым давлениям. [c.86]

По формулам (1) и (2) можно по карте изобар рассчитать значения градиентов пластового давления в любой точке пласта. [c.86]

Построение карты распределения градиентов пластового давления производится в следующей последовательности. [c.86]

Р и с. 2. к определению градиентов пластового давления по карте изобар 1, 2, Г, 2, — линии изобар л. т. — линии тока. [c.87]

Строится карта распределения фактических градиентов пластового давления. [c.130]

Путем наложения карты распределения фактических градиентов пластового давления на карту Я и Нт соответственно определяются границы застойных зон и границы зон проявления аномалий вязкости нефти. [c.130]

Построить карты изменения параметров пластовых проб невозможно, [c.145]

Пробы продукции добывающих скважин отбирают перед началом указанных исследований. Проба пластовых флюидов отбирается либо из полости скважины (скважинными пробоотборниками), либо на устье. Пробы нефти отбирают в стандартные контейнеры, воды —в полиэтиленовые канистры вместимостью от 0,5 до 3 л или в любую подобную тару. Пробы газа отбирают в специальные резиновые баллоны или бутыли. Каждая проба на месте отбора маркируется — записывается номер скважины, дата отбора пробы. Периодичность отбора проб и число контрольных добывающих и нагнетательных скважин определяется планом работ и технологической картой внедрения метода ПНО, но не менее одного раза в квартал, [c.90]

Если рельеф сечёт пласты с наклонным залеганием вкрест простирания, границы выходов будут описывать зигзаги, отклоняясь вниз по падению в долинах и в сторону восстания на водоразделах [20]. Эти зигзаги на картах называют пластовыми треугольниками . [c.55]

Методика построения структурной карты по профилям и определение контуров залежи У В приведены на рис. 10, где показана сводовая нефтегазовая залежь в пластовом резервуаре. [c.71]

Для того чтобы составить планы рациональной разработки нефтяных залежей, потребовалось построить для каждой залежи структурную карту поверхности природного резервуара. Проведя на этих картах границы распределения воды и нефти, получали изображение залежей в плане. Для пластовых резервуаров с изменяющимися мощностями строили, кроме того, карты равных мощностей пластов. [c.101]

НО показывающих соотношение давления насыщения и гидростатического (пластового) давления. Так же строятся карты упругости газов или карты коэффициента насыщенности рг/рв (рг — давление насыщения газа, Рв — гидростатическое давление). [c.49]

Для увеличения нефтеотдачи при закачке воды в пласт необходимо знать минерализацию и химический состав пластовой воды в различных участках залежи. Для этого составляют карточки по скважинам с указанием продукции, полученной в процессе эксплуатации. Сравнивают минерализацию и химический состав пластовой и закачиваемой вод. По изменению химического состава определяют появление закачиваемой воды в исследуемой скважине. Изучение этих данных позволяет судить о направлении и скорости продвижения закачиваемой воды в пласте. Полученные данные наносят на первичную гидрохимическую карту, что позволяет определить направление распространения закачиваемых вод. [c.104]

Рис. 3. Карта приведенных пластовых давлений

Это вызвало необходимость определения средневзвешенного пластового давления. Средневзвешенное давление на 1 января 1958 г. определялось по карте равных пластовых давлений, приведенных к середине мощности продуктивного горизонта. [c.11]

На Шебелинском же месторождении дебиты достигают больших величин и резко различаются по скважинам, пласты характеризуются значительной изменчивостью и скважины вводились в эксплуатацию неодновременно. Вместе с тем при большой высоте газовой залежи (около 700 м) и при высоком пластовом давлении (около 236 атм) поправки на вес столба газа в пределах газовой залежи на Шебелинке достигают 14 атм. Построенные для Шебелинки карты изобар для начальных и текущих условий позволяют более точно определить запасы. [c.15]

Приведенная на рис. 3 карта изобар отображает три упомянутые зоны, при этом очевидно, что градиент пластового давления от скв. 14 и 101 в направлении простирания структуры значительно ниже, чем в крест простирания, что говорит о наличии какого-то частичного экрана про- [c.15]

Расхождение фактических пластовых давлений по скважинам с модельными оказалось незначительным, и это позволило провести прогнозные расчеты для двух вариантов работы скважин с различными коэффициентами неравномерности. По обоим вариантам построены карты изо- [c.287]

Для каждой пачки построены карты измерения по площади коэффициента проницаемости и эффективных газонасыщенных мощностей. При расчетах принимались следующие исходные данные начальное пластовое давление — 117,5 кгс/см пластовая температура — 35 С вязкость воды в пластовых условиях — 0,8, газа — 0,01 сП число сборных пунктов, к которым приурочены эксплуатационные скважины и батареи, — 11. [c.291]

Долицкий В.А., Кучерук Е.В. Пластовые карты в нефтяной геологии. "Месторождения горючих полезных ископаемых". (Итоги науки и техники). ВИНИТИ, 1971, 5-3 9 [c.118]

Карту, построенную по этой методике и отображающую распределение градиентов пластового давления, следует называть картой изоградиентов пластового давления. [c.87]

В связи с этим не следует ожидать большой точности при определении градиентов пластового давления по карте изогради- [c.87]

На рис. 2 показана карта градиентов давления для той же залежи, но после изменения режима работы эксплуатационных скважин. В скважинах 1, 3, 5, 6, 8 и в скважине, расположенной левее скважины 4, были уменьшены забойные давления (потенциалы) до 100 кг1см . Снижение забойных давлений в указанных скважинах привело к снижению пластового давления в области этих скважин. Поэтому в прилегающих скважинах (2, 5, 7 и др.) также были несколько снижены забойные давления (потенциалы). В остальных скважинах забойные давления (потенциалы) были увеличены с таким расчетом, чтобы суммарный отбор жидкости (сила тока) по залежи и по рядам сохранились такими же, что и до изменения режима работы скважин. [c.91]

При совместной работе многих скважин для оценки градиентов давления, существующих при разработке залежи, мощно воспользоваться картами изобар. Разработка залежей угленосной толщи ведется в настоящее время так, что градиенты давления на значительной части площади залежей оказываются в пределах 0,01—0,1 атп1м. При таких условиях разработки градиенты давления на значительной части площади залежей меньше градиента динамического давления сдвига нефти. При таких небольших градиентах давления нефть фильтруется как неньютоновская жидкость с вязкостью, во много раз больше той, которая определена у пластовой нефти при высокой скорости движения. Конечно, в таких условиях нефть движется лишь по са шм высокопроницаемым пропласткам, оставаясь практически неподвижной во всех других пропластках несколько меньше проницаемости. [c.47]

Путем совмещения схемы ГДДС с картой фактических градиентов давления необходимо найти зоны, в которых ГДДС равен или меньше фактических градиентов пластового давления. В этих зонах нефть будет фильтроваться с неразрушенной структурой. На рассматриваемой площади фактические градиенты давления всюду больше градиента динамического давления сдвига. Однако на некоторых участках залежи фактические градиенты давления сопоставимы со значениями ГДДС. Следует указать еще на одно [c.132]

Путем совмещения карты изоградиентов пластового давления с картой градиентов давления предельного разрушения структуры в нефти определены границы зон, в которых возможно проявление аномалий вязкости нефти. Установлено, что на значительной площади залежи сравниваемые градиенты давления сопоставимы между собой. На некоторых участках расчетные градиенты давления больше фактических градиентов. Например, участки в районе скв. 164—259, 167—221, 210—212—204, отмеченные на схеме штрихами. [c.134]

По результатам исследований строится карта равных вязкостей, при наложении которых на карты разработки можно судить о фронте продвижения раствора ОП-10 по пласту. Можно применять и другие методики исследования, в частности основанные на изменении концентрации асфальтенов, смол, серы или других компонентов. Количественное содержание этих компонентов в пластовой жидкости в некоторых случаях существенно зависит от концентрации вводимого в пласт химреагента. Используются фотокалориметрические методы контроля и определения кислотных остатков, щелочности и отдельных химических элементов. [c.91]

Конкретная номенклатура исследований определяется спецификой метода и условиями его внедрения. В качестве примера в табл. 3.4. приведены результаты исследования характеристики попутной сточной воды Чутырско-Киенгопского месторождения. Подобные данные используются для построения карт равных концентраций ионов, которые анализируются совместно с картами распространения, и строятся карты равных концентраций ионов. Более полная характеристика пластовых процессов при [c.92]

Применение более прогрессивной технологии привело к изменению химического состава инфильтруюшихся сточных вод и формированию загрязненных грунтовых вод сульфатного, гидрокарбонатно-сульфатного кальциево-натриевого состава (рис. 10,в). Одновременно резко изменилась контрастность техногенных аномалий тяжелых металлов. Таким образом, карта рис. 10,в отражает второй этап техногенной метаморфизации грунтовых вод рассматриваемого региона. Рисунок 12,с показывает гидрогеохимическую обстановку горизонта карстовых вод, соответствующую определенному масштабу и технологии производства (очередной этап техногенной метаморфизации пластовых вод). Характерной особенностью метаморфизации является формирование пластовых вод сульфатного типа кальциево-натриевого и кальциево-магниевого составов. Последний совпадает с макрокатионным составом карстовых вод природного фона. [c.71]

Важный элемент систематизации данных по газонасыщенности подземных вод — составление различных графиков и карт. При большом количестве данных состав газов наносят на график-треугольник (см. рис. 7). Для выявления закономерностей в пределах одного гидрогеологического комплекса строят графики-профили состава газов (рис. 13) или карты состава растворенных газов. Важным паргамет-ром пластовых вод является дав/1ение насыщения (упругости) газов. Данные по упругости газов обобщаются на графиках (рис. 14), нагляд-48 [c.48]

По наблюдательным и эксплуатационным скважинам осуществляют контроль за изменением пластового давления. По полученным данным строят карты изобар, позволяющие следить за разработкой залежи. Данные, полученные по этим скважинам, используют для уточнения границ литологически неоднородных пластов, определения гидродинамической сообщаемости залежей с законтурными частями, оценки упругого запаса водонапорных систем и режимов залежей. [c.102]

Рис 37 Схематическая карта состава растворенных газов пластовых вод гидрогеологического комплекса средневерхнедевонских отложений Волго-Уральского мегабассейна (по Г П Якобсону). [c.152]

Рис. 89. Схематическая карта приведенных напоров пластовых вод рифей-венд-ского терригенного комплекса Иркутского бассейна (по А. С. Анциферову, М. Г. Матусевичу, 1984 г.).

Справочник химика 21

Химия и химическая технология