Курс лекций ухта 2006 удк 550. 812. 1 553. 98 Н 64
 Скачать 1.24 Mb.
|
|
кроме скважин в сводовых частях структур, где ожидаются или открыты газовые и нефтегазовые залежи, на каждом крыле структуры должно быть заложено по скважине, вскрывающей весь разрез отложений в водонасыщенной части. В этих законтурных скважинах изучают воды всех перспективных горизонтов, величины напоров, характер и направление их изменения. В скважинах, вскрывших газовые залежи (нефтяные оторочки), определяют истинное пластовое давление газа (нефти) по возможности в каждой залежи. По полученным данным рассчитывают высотное положение ГВК, ГНК и ВНК. В районах или стратиграфических комплексах с незначительными изменениями напоров пластовых вод с целью обнаружения нефтяных оторочек, окаймляющих газовые залежи или полностью подстилающих их, одну-две скважины закладывают между внутренним и внешним расчетными контурами газоносности. При значительных изменениях пьезометрических напоров пластовых вод нефтяная оторочка может быть смещена на одно из крыльев. В этом случае скважину закладывают на участке наиболее низкого напора пластовых вод продуктивного горизонта. Непосредственный контакт газа с водой в скважине, пробуренной на этом участке, указывает вообще на отсутствие нефтяной оторочки в пределах данной залежи. Заложение поисковых скважин на тектонически нарушенных структурах При разбуривании антиклинальных структур, осложненных нарушениями большой амплитуды, не исключена возможность обнаружения на одной площади двух самостоятельных залежей — над и под взбросом. При наличии сброса на некотором расстоянии от него по обе его стороны закладывают две поисковые скважины для выяснения продуктивности объектов в опущенном и приподнятом блоках. Если на площади установлен взброс, указанные выше задачи поисков решаются бурением одной поисковой скважины, пересекающей поверхность взброса и расположенной так, чтобы обеспечить вскрытие перспективного горизонта как в приподнятом, так и в опущенном блоках структуры. Рациональное размещение поисковых скважин на структурах рассматриваемого типа исследовал А.М. Карапетов. Для определения оптимального месторождения и количества поисковых скважин в качестве основы он принял положение опорных линий. Для сводовых тектонически экранированных взбросом залежей опорными линиями являются одна из главных осей складки и линия, проходящая между проекциями следов пересечения плоскости нарушения с подошвой пласта во взброшенной части и кровлей пласта в сброшенной части структуры. В этом случае первую поисковую скважину закладывают в точке пересечения опорных линий, а вторую с целью определения площадных размеров открытой залежи - в пределах последней замкнутой изогипсы (в зоне предполагаемого ВНК или ГВК) (рис. 4.1.4, а). В случае сводовых тектонически экранированных сбросом залежей опорными линиями являются одна из главных осей складки и линии, параллельные проекциям следов пересечения кровли пласта в сброшенной и взброшенной частях с плоскостью нарушения и проходящие на расстоянии, в 1,5 раза превышающем расстояние между скважинами в эксплуатационном ряду. Для разбуривания таких структур на поисковом этапе требуются четыре скважины: две - на пересечении опорных линий и две - на периклинальных окончаниях в зонах предполагаемого нахождения контакта (рис. 4.1.4, 6).  Рис. 4.1.4. Схема размещения поисковых скважин на тектонически нарушенных структурах (по А.М. Карапетову): а - взброс; б - сброс. 1 - изогипсы кровли перспективного горизонта; 2 - линии тектонических нарушений; 3 - поисковые скважины; 4 - опорные линии Заложение поисковых скважин в "принципиальном" направлении Поиски нефти и газа на подготовленных к бурению площадях осуществляют обычно путем размещения скважин по профилю вкрест простирания пород, на двух пересекающихся профилях и иногда по треугольной системе. Забуривают одновременно две поисковые скважины - сводовую и крыльевую, расположенную в направлении возможного смещения свода. По вопросу о выборе точки заложения второй поисковой скважины мнения многих исследователей сходятся. Если предполагается несоответствие структурных планов различных горизонтов, вторую скважину бурят на линии, проходящей вкрест простирания складки, на ее более пологом крыле, т. е. в направлении возможного смещения свода, названном "принципиальным". Нефтегазоносность высокоамплитудных (более 50 м) структур, размер которых по длинной оси превышает 2 км, оценивают двумя поисковыми скважинами: одну из них закладывают в своде сейсмической структуры, другую - в "принципиальном" направлении. На более высокоамплитудных поднятиях количество поисковых скважин может быть увеличено до трех. Метод "критического" направления В результате анализа состояния геолого-разведочных работ на нефть и газ на У стюрте В.Д. Ильин, К.А. Клещев и Е.И. Сафонов в 1967 г. предложили систему размещения поисковых скважин на малоамплитудных поднятиях. Метод основан на тщательном изучении морфологии складок, имеющих плавные расплывчатые очертания и небольшие амплитуды, не превышающие первых десятков метров. Вверх по разрезу структуры выполаживаются, выражаясь в виде структурных террас и носов, или полностью раскрываются. Суть метода сводится к тому, что малоамплитудные поднятия, не имеющие четкого замыкания по данным сейсморазведки, одновременно разбуривают двумя независимыми скважинами. Первую из них закладывают в предполагаемом своде для выяснения нефтегазоносности складки, вторую бурят на участке ее менее ясного элемента ("критическое" направление). Таким элементом могут быть крылья и пери- клинальные окончания структур, а также межкупольные прогибы и седловины. В дальнейшем по мере усовершенствования методики применительно к структурам различного типа под "критическим" направлением ряд исследователей (В.Д. Ильин, Г.А. Габриэлянц, А.Н. Золотов) стал понимать участок наименее выраженного замыкания ловушки, определяющий возможность сохранения залежи и ее вероятную высоту. Если структуры расположены в пределах моноклинальных склонов, вторую скважину закладывают в направлении регионального подъема слоев, в зоне слабо выраженного замыкания складки (рис. 4.1.5, а). Эта зона и является «критическим» направлением для данного типа структур.   Рис. 4.1.5. Схема размещения поисковых скважин на "критическом" направлении (по В.Д. Ильину): а - на малоамплитудных поднятиях; б - на многокупольных поднятиях; - изогипсы кровли продуктивных отложений; 2 - скважины; 3 - лишние скважины Для многокупольных поднятий, состоящих из нескольких локальных структур, залежи которых могут иметь единый контур, "критическими" направлениями являются зоны "полного заполнения всех куполов" и "максимального заполнения ловушки". Метод "критического" направления применяют и при поисках залежей нефти и газа в рифовых отложениях. Он заключается в опережающем бурении скважин на участках рифовых построек, геологическая информация по которым позволяет в кратчайший срок определить тип рифовой ловушки и дать геолого-экономическую оценку ее запасов. По соотношению с вмещающими породами и морфологии В.Д. Ильиным и другими исследователями выделены три основных типа рифовых построек. Характер приуроченных к ним залежей и методика поискового разбуривания зависят от того, являются ли предрифовые и зарифовые фации литологическим экраном или коллекторами. "Критическое" направление для линейно вытянутых рифов и холмовидных изометричных в плане рифовых построек представляют свод и склон рифа, обращенный в сторону открытого моря. В этих зонах бурят две поисковые скважины для определения типа рифовой постройки и высоты залежи, а третью скважину закладывают на тыловом склоне для выяснения возможной ширины залежи. Дальнейшее бурение на линейно вытянутых рифах проводится по длинной оси. Для установления длины залежей, приуроченных к холмовидным изометричным рифам, последующие скважины бурят на пересечении, перпендикулярном к первому профилю. Первую скважину на рифах третьего типа (лепешковидные изометричные в плане рифовые постройки, подобные подводным водорослевым банкам и состоящие из отдельных биогермов) задают на участке наиболее крупного биогерма. Последующее разбуривание осуществляют по схеме, установленной для холмовидных рифов, для оценки нефтегазоносности каждого биогерма. Заложение поисковых скважин в зонах вероятного местонахождения контактов В 1968 г. Н.Н. Осадько и Б.И. Бараш предложили метод приближенного определения гипсометрического положения контакта углеводороды-вода первыми поисковыми скважинами, основанный на оценке коэффициентов заполнения ловушек по конкретному нефтегазоносному району. На примере месторождений нефти и газа Прикумско-Тюленевского вала (Скифская плита), Центрально-Каракумского свода и Амударьинской впадины (Туранская плита) было установлено, что 14,8% ловушек заполнены углеводородами до 40% их высоты (низкая степень заполнения), 12,5% - более чем на 80% их высоты (высокая степень заполнения) и 72,7% всех ловушек - на 40-80% их высоты. Зная характер заполнения ловушек, на поисковой стадии можно приближенно определять гипсометрическое положение контакта углеводороды-вода и выбирать точки заложения скважин. Метод применим для предварительной оценки открытых месторождений, залежей, приуроченных к антиклинальным ловушкам. Зигзаг-профильное заложение поисковых скважин Принцип зигзаг-профильного поискового бурения на нефть и газ предложен К.С. Масловым в 1968 г. применительно к ловушкам, образованным в пластах-коллекторах базальных зон трансгрессирующих горизонтов вследствие несогласного налегания их на породы доперерывного комплекса или выклинивания в условиях как трансгрессивного, так и регрессивного залегания включающих эти пласты толщ. Такие ловушки обычно формируются в условиях моноклинального наклона пластов. В базальных зонах образуются рукавообразные, дельтовые, баровые и другие подобные им литологические залежи.  Рис. 4.1.6. Схема зигзаг-профильного бурения поисковых скважин (по К.С. Маслову): а - геологическая карта района работ; б - зигзаг-профиль поисковых скважин в направлении погружения пластов для обнаружения дельтовых и других литологических залежей нефти и газа. 1 - предполагаемый контур погребенной долины палеореки; 2 - колонковые скважины; 3 - поисковые скважины; 4 - возможное местоположение береговой линии регрессировавшего моря; 5 - возможная граница распространения алевролито-песчаных слоев авандельтовой зоны; 6 - внешний контур нефтяной залежи, установленный в результате бурения поисковых скважин; 7 - участок геологической карты, определяющий наличие погребенной долины палеореки; 8 - поверхность стратиграфического несогласия Способ опорного профильного бурения Более общим методическим принципом поисков литологических залежей можно считать принцип опорного профильного бурения поисковых скважин. Такое бурение необходимо в случаях, когда по результатам историко-геологического, палеогеографического и фациального анализов в некоторых общих чертах намечается зональное распространение песчано-алевритовых отложений на склонах региональных тектонических структур, подчиненное фациальной изменчивости накопления осадков того или иного стратиграфического горизонта, но нет достаточных данных для определения местоположения зон развития коллекторов и границ их выклинивания. Опорный профиль поисковых скважин необходимо располагать вкрест регионального простирания пластов на участке, в пределах которого ожидается распространение зоны песчано-алевритовых осадков той или иной фации. Первую скважину следует бурить с целью поисков самой зоны песчано-алевритовых отложений, в которой могли сформироваться литологические залежи. Если эта скважина вскроет водонасыщенные пески, то следующую поисковую скважину необходимо закладывать вверх по восстанию пластов, так как литологически ограниченный природный дельтовый (или клиновидный) резервуар является резервуаром-ловушкой. Если вторая поисковая скважина окажется за пределами распространения песчано-алевритовых отложений в направлении восстания пластов, то дальнейшие поисковые скважины необходимо размещать по принципу зигзаг-профильного бурения вдоль простирания пород. Данный способ можно рассматривать как одну из разновидностей метода клина, когда отсутствуют определенные представления о положении оси литологически ограниченной ловушки. Метод "шаг поискового бурения" Метод "шаг поискового бурения", предложенный Г.А. Габриэлянцем, обеспечивает выбор точек заложения скважин для определения ВНК и ГЖК в залежах нефти и газа пластового сводового типа первыми скважинами. П  Рис. 4.1.7. Схема размещения скважин по методу "шаг поискового бурения" на брахиантиклинальной складке: 1 - ВНК; 2 - блок залежи, вскрытый первой скважиной; 3 - блок залежи, вскрытый второй скважиной; 4 - скважины; 5 - изогипсы кровли продуктивных отложений; 6 - пластовые воды оисковая скв. 1, пробуренная в своде и вскрывшая на полную мощность продуктивный пласт мощностью h (рис. 4.1.7), позволяет уверенно судить о наличии залежи в присво- довой части складки, ограниченной снизу поверхностью достоверного существования залежи (поверхность АВ). Эту поверхность проводят горизонтально через самую нижнюю точку, в которой установлено наличие нефти или газа. Следующую скважину закладывают на профиле по короткой или длинной оси складки в точке пересечения линии поверхности достоверного существования залежи с кровлей пласта в точках Л или В. Она дает информацию о залежи в пространстве между поверхностями достоверности, установленными в пер- вой и во вновь пробуренной скважинах. Последующие скважины закладывают по аналогичной методике до установления ВНК или ГЖК. Заложение скважин по показателю удельной высоты залежи В 1974 г. Э.А. Енгалычев предложил методику решения основных задач предварительной оценки месторождений, залежей нефти и газа пластового сводового типа на основании принципа их оценки по показателю удельной высоты залежи. Поскольку существующие геолого-геофизические методы подготовки ловушек и способы определения коэффициентов их заполнения не всегда дают однозначные ответы, что приводит к бурению значительного числа законтурных скважин, скважины для определения ГЖК (ВНК) рекомендуется размещать исходя из общей мощности продуктивного горизонта с учетом характера его насыщения. Под удельной высотой залежи h (рис. 4.1.8.) понимается отношение высоты открытой залежи пластового сводового типа к общей мощности продуктивного горизонта, которое характеризует степень заполнения подземного резервуара углеводородами. В зависимости от величины этого показателя различают три типа залежей.  Рис. 4.1.8. Схемы размещения скважин на залежах пластового сводового типа в зависимости от удельной высоты залежи (а - малой, б - средней, в - большой) (по Э.А. Енгалычеву) В случае малой удельной высоты залежи (неполнопластовая залежь) поисковая скважина в сводовой части ловушки устанавливает положение контакта; расчетный внешний контур залежи определяется пересечением контакта с кровлей пласта. Предварительная оценка таких залежей производится бурением двух-трех скважин по трехлучевой системе. При средней удельной высоте ^з) залежи положение внешнего контура не зависит от установленной в сводовой скважине общей мощности пласта. Такие залежи в пределах ожидаемого внешнего контура делятся на три участка: центральный ^з<2) и два краевых (h<1). Предварительная оценка этих участков осуществляется бурением четырех скважин по продольному и поперечному профилям, проходящим через сводовую скважину- открывательницу. В первую очередь разбуривается центральный участок, в пределах которого закладывают по одной скважине на противоположных крыльях складки. Две другие скважины бурят на краевых участках. Залежь большой удельной высоты в пределах ожидаемого внешнего контура делится вдоль длинной оси на пять участков: центральный ^з>2), два промежуточных ^з<2) и два краевых ^з< <1). Предварительная оценка таких залежей производится пятью скважинами. Первоочередные скважины закладывают в пределах промежуточных участков на противоположных крыльях структуры. Затем бурят скважины на центральном и краевых участках (по одной). Способ размещения скважин на массивных залежах Рассматриваемый способ предложен Г.А. Габриэлянцем в 1974 г. для поисков и предварительной оценки месторождений нефти и газа, приуроченных к крупным поднятиям с неясным положением свода в районах, зонах и стратиграфических комплексах установленного или предполагаемого распространения залежей массивного типа. Применение метода обеспечивает получение надежных данных для построения объемной геометрической модели залежи для составления обоснованного проекта разведочных работ. Суть разработанной системы размещения скважин заключается в следующем. На подготовленной к глубокому бурению структуре закладывают две или три поисковые скважины вдоль длинной оси в пределах предполагаемого сводового участка (рис. 4.1.9), скважины пронумерованы по порядку бурения), например скв. 1-3. При получении промышленных притоков нефти или газа одновременно или последовательно в зависимости от геологоэкономических и конъюнктурных условий бурят скв. 4-6 по системе треугольника на каждом крыле структуры, чтобы достоверно определить их положение в пространстве и выделить сводовый участок. Поисковые треугольники располагают таким образом, чтобы одна из их сторон была параллельна вероятному направлению длинной оси складки. Таким образом, из шести скважин, пробуренных на продуктивной структуре, четыре оказываются вблизи свода (по две на каждом крыле), а две, расположенные в вершинах треугольников, характеризуют приконтурную зону. Предлагаемая система заложения скважин свободна от указанных недостатков традиционных методик и позволяет надежно установить определяющие элементы структуры. По трем точкам определяется положение крыла структуры в пространстве; пересечение крыльев дает осевую линию и, таким образом, точное местоположение свода. Кроме того, в шести точках залежи достоверно определяют положение ГЖК или ВНК и, следовательно, основной параметр для проектирования разведочных работ по принципу "на равные объемы запасов - равное число скважин" - размер площади продуктивности. Р  Рис. 4.1.9. Принципиальная схема размещения скважин при поисках и предварительной оценке массивных залежей нефти и газа авномерное освещение залежи позволяет ориентировочно оценить запасы нефти и газа, поскольку четырьмя из шести скважин вскрывается сводовый блок залежи, где сосредоточены основные запасы ловушки в массивном резервуаре. На базе полученной информации намечаются зоны равных объемов для рационального размещения разведочных скважин. |