Курс лекций ухта 2006 удк 550. 812. 1 553. 98 Н 64
 Скачать 1.24 Mb.
|
|
Бурение разведочных скважин следует проводить с учетом данных по ранее пробуренным скважинам, особенно при разведке невыдержанных и тектонически нарушенных нефтегазонасыщенных пластов с резкой изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств. Количество разведочных скважин можно определять по статистическим зависимостям, установленным на основе обработки результатов разведочных работ как по отдельным регионам, так и по залежам различного типа. На рис. 5.2.1 и 5.2.2 приведены статистические зависимости количества скважин (N) от размеров залежи (S,Q), которые можно использовать при проектировании разведочных работ для определения необходимого количества разведочных скважин. Для оперативного контроля за ходом поисково-разведочного процесса и определения количества скважин можно строить графики стабилизации подсчетных параметров, которые позволяют иллюстрировать динамику и масштабы изменения во времени и пространстве всех подсчетных параметров в процессе разбуривания залежи. С их помощью можно с достаточной степенью точности определить оптимальное количество скважин, которое необходимо пробурить на вновь открытой залежи в зоне развития однотипных по условиям разведки месторождений, чтобы установить стабилизированное среднее значение любого искомого параметра для подсчета, запасов. На рис. 5.2.3 приведены графики изменения средних значений пористости и эффективной мощности по мере разбуривания залежей по разведочным объектам ДнепровскоДонецкой впадины (нит - величина разнообразования; 1 нит=1,433 бит). Из данных графиков видно, что средние значения пористости перестали колебаться после бурения 6-10 скважин, составляющих незначительную часть всего разведочного фонда. По нефтяным месторождениям Западной Сибири стабилизация средних значений Кп и Кн наступает после бурения первых трех-четырех скважин (для определения Нэф требуется бурение до 10 скважин). Р  Рис. 5.2.1. Графики зависимости количества разведочных скважин N от площади залежи S Для нефтяных месторождений: а - Оренбургской области (И.Н. Головацкий и др., 1973); б - Урало-Поволжья с одной залежью (В.В. Поповин, 1973); в - Урало-Поволжья с четырьмя- пятью залежами (В.В. Поповин, 1973); г - для газовых месторождений Средней Азии с одной залежью (В.В. Поповин, 1973); д - для массивных залежей нефти и газа (В.И. Пороскун, 1979); е - для пластовых залежей нефти при эффективной нефтенасыщенной мощности от 7 до 12 м (А.Я. Фурсов, В.В. Стасенков, 1981); ж - для пластовых залежей нефти при эффективной нефтенасыщенной мощности не более 7 м (А.Я. Фурсов, В.В. Стасенков, 1981). Штриховкой показано количество скважин, необходимое для определения коэффициента прерывистости, при составлении технологической схемы ("Регламент составления проектов и технологических схем", 1978)  3 5 10 20 SO т 200 ES3 1 2  ис. 5.2.2. Графики зависимости количества разведочных скважин N от балансовых запасов залежи Q а - для массивных залежей нефти и газа (В.И. Пороскун, 1979); б - средние по СССР (данные Г.А. Габриэлянца, С.П. Максимова, 1981). 1 - оптимальное количество разведочных скважин для нефтяных залежей группы сложности I (А.Я. Фурсов, В.В. Стасенков, 1981); 2 - оптимальное количество разведочных скважин для нефтяных залежей II группы сложности (А.Я. Фурсов, В.В. Стасенков)  Рис. 5.2.3. Графики зависимости среднего значения коэффициента пористости Кп и значения энтропии Н(Кп) от количества разведочных скважин п по Западно-Крестищенскому (а) и Кандымскому (б) месторождениям Системы разведки месторождений нефти и газа Под системой размещения разведочных скважин понимается пространственное размещение скважин, пробуренных с целью получения геологической информации, необходимой для подсчета запасов нефти и газа по промышленным категориям и подготовки исследуемого месторождения к разработке. Решающее влияние на выбор системы размещения разведочных скважин оказывает распределение запасов по площади, которое контролируется тремя геологическими границами - кровлей, подошвой продуктивного пласта и поверхностью ВНК (ГЖК). В зависимости от типа резервуара влияние той или иной геологической границы на распределение запасов существенно изменяется. Связано это с тем, что скопления нефти и газа в пластовых и массивных резервуарах принципиально отличаются друг от друга. Это отличие заключается в том, что у пластовой залежи распределение объема контролируется тремя поверхностями: двумя приблизительно параллельными поверхностями кровли и подошвы продуктивного горизонта и поверхностью контакта. У массивной залежи контролирующими являются только две поверхности: кровля продуктивного горизонта и поверхность ВНК (ГЖК), секущая все тело массивного резервуара. В этой связи, например, ундуляции кровли продуктивного горизонта, не выявленные по данным бурения разведочных скважин, для залежей в пластовых резервуарах в пределах сводовой части практически не влияют на распределение запасов по площади, а для массивных залежей имеют принципиальное значение (рис. 5.2.4). Ундуляция кровли продуктивных отложений в приконтурных зонах массивных залежей практически не оказывает влияния на распределение запасов, и поэтому детальное прослеживание контура массивных залежей, как показывает анализ, неэффективно.  Рис. 5.2.4. Влияние ундуляции кровли пласта-коллектора на распределение запасов и положение внешнего контура: I - ундуляция кровли не влияет на распределение запасов; II - ундуляция кровли влияет на проведение внешнего контура и построение объемной модели; Нкр - отметка кровли пласта-коллектора; Нвнк - отметка ВНК (ГЖК); А - максимальная амплитуда ундуляции кровли продуктивного пласта Иная картина наблюдается для пластовых залежей. Одним из главных параметров, контролирующих величину запасов залежей в пластовых резервуарах, является площадь. Поэтому изменение наклона крыльев в приконтурной зоне может существенно повлиять на величину площади нефтегазоносности, а следовательно, на распределение запасов и вид объемной модели. В связи с этим в процессе разведки залежей в пластовых резервуарах требуется проведение оконтуривающего бурения. Столь же дифференцировано следует подходить к изучению и остальных перечисленных геологических границ, в частности к изучению ВНК (ГЖК). В связи со спецификой строения массивных залежей положение контакта можно надежно определить уже в первых поисковых скважинах. Однако, поскольку поверхность ВНК (ГЖК) является основной контролирующей для массивных залежей, ее положение значительно влияет на объем и распределение запасов. Большое влияние на распределение запасов по площади оказывает и положение линии литологического замещения или выклинивания. Причем, как это было видно и при рассмотрении геологических границ, это влияние дифференцировано в зависимости от типа природного резервуара. Если для залежей в пластовых резервуарах зоны литологического замещения влияют только на изменение площади залежи, то для залежей в массивных резервуарах, характеризующихся наличием составляющей (наличие тренда), существенную роль играет и положение линии литологического замещения относительно области концентрации запасов. Линия литологического замещения может практически не влиять на распределение запасов, если она отмечается в зоне минимальных значений эффективных толщин. И в то же время даже небольшие по площади зоны замещения пород- коллекторов в зонах максимальной концентрации запасов существенно снижают эффективный объем залежи и принципиально изменяют распределение запасов по площади (рис. 5.2.5).  Рис. 5.2.5. Схема влияния геологических границ на распределение запасов залежи в зависимости от типа резервуара Разнообразие геологического строения нефтяных и газовых месторождений обуславливает необходимость применения различных систем размещения скважин и систем разведки. Системы размещения скважин по их геометрии подразделяют на регулярные (по равномерной сетке или рядами) и нерегулярные. По форме разведочной ячейки сетки подразделяются на треугольные и квадратные. Системы размещения скважин рядами можно разделить на две группы: с незамкнутыми рядами (профильная) и с замкнутыми рядами (кольцевая). Выбор наиболее эффективной из этих систем является важным и ответственным элементом промышленной разведки нефтяных и газовых залежей. Характеристика, указанных систем приведена на рис. 5.2.6.
Рис. 5.2.6. Системы размещения разведочных скважин. Скважины: 1 - поисковые; 2, 3 - разведочные (2 - пробуренные, 3 - простые) Треугольная система. Эта система, широко применявшаяся в прошлом, предусматривает заложение новой разведочной скважины в вершине равностороннего треугольника, два других угла которого составляют скважины, давшие нефть. К достоинствам этой системы следует отнести то, что при заложении скважин достигается равномерное освещение всей нефтяной залежи. Однако треугольная система обладает рядом существенных недостатков. Вследствие того, что заложение каждой новой скважины производится в зависимости от получения положительных результатов соседней бурящейся скважины, разведка и оконтурива- ние всей залежи затягиваются на длительный срок. | |||||||||||||||||||||||||||||||