Курс лекций ухта 2006 удк 550. 812. 1 553. 98 Н 64
 Скачать 1.24 Mb.
|
|
Однозначного мнения о преимуществе профильного разбуривания пластовых залежей по сравнению с другими методами (треугольным и кольцевым) нет. Различные исследователи приводят множество примеров эффективной разведки при той или иной системе размещения скважин. Сосон М.Н., Борисенко З.Г., Жданов М.А. на примере газовых месторождений Ставрополья и Средней Азии сопоставили эффективность двух систем размещения - профильной и треугольной. В результате было установлено, что для разведки крупных газовых залежей размещение скважин по треугольной, равномерно сгущающейся, сетке более рентабельно, чем разведка по профилям. Для разведки средних по запасам газовых залежей более эффективно профильное расположение скважин. Промышленная разведка мелких газовых месторождений экономически нецелесообразна. Разведку подобных залежей рекомендуется проводить бурением двух-трех скважин, а подсчет запасов проводить по методу падения давления. Установлено резкое снижение эффективности профильной системы в случае ухудшения коллекторских свойств в периферийных частях пластовых залежей. Особенности разведки массивных залежей Главным признаком, определяющим особенности разведки залежей, объединенных в группу массивных, является морфология скоплений нефти и газа. Массивные залежи в отличие от| пластовых характеризуются закономерным изменением эффективной мощности от максимальной в своде до нулевой на контуре, что обусловливает неравномерное распределение запасов по площади. Как показывают расчеты, в сводовых частях массивных залежей концентрируется до 75-80% от общего объема запасов. Неравномерность их распределения существенно влияет на методику разведки и в особенности на выбор системы размещения разведочных скважин. В связи с этим все залежи, связанные с природными резервуарами, гидродинамически сообщающимися по всему разрезу и имеющими единый ВНК (ГЖК), объединяются в группу однотипных по методике разведки. По особенностям внутреннего строения все перечисленные виды природных резервуаров можно разделить на четыре типа (рис. 5.4.2). Так, однородные, условно однородные и неоднородные резервуары с прерывистой неоднородностью следует относить к массивным. Неоднородные резервуары с непрерывными элементами неоднородности в зависимости от соотношения последних, как показано на рис. 5.4.2, можно подразделить на многопластовые, массивно-пластовые и сложно-пластовые. Рассмотрим на моделях, как изменяется плотность запасов по профилям, секущим залежь в массивном резервуаре. Первая модель (рис. 5.3.2) характеризует залежи с четко выраженным сводом и крыльями, аппроксимируемыми на профиле прямой линией. Вторая модель соответствует залежам, форма которых на профиле описывается параболой. К ним относятся структуры с дугообразным замком и увеличивающимися по направлению к периферии складки углами падения крыльев. Третья модель описывает залежи, форма которых на профиле аппроксимируется уравнением четвертой степени. Это близкие к изоклинальным структуры с широким коробчатым сводом и относительно крутыми крыльями. На указанных моделях, представляющих большинство форм известных массивных залежей, были проведены расчеты характера концентрации объемов залежи в различных частях профиля (зона залежи). Результаты расчетов показывают, что для всех рассмотренных моделей массивных залежей характерно закономерное повышение плотности запасов в сводовой части. Доля объема запасов в этой части изменяется от 60 до 80%. Для выбора оптимальных точек заложения каждой из скважин на геометрических моделях наиболее часто встречающихся в природе массивных залежей были рассчитаны номограммы.  Рис. 5.3.2. Типы массивных залежей Полученные номограммы рекомендуется использовать при выборе точек заложения разведочных скважин следующим образом. Исходя из имеющихся данных, выбирают вид модели и соответствующие ей номограммы. После определения необходимого числа скважин в целом для разведки и на каждом разведочном профиле с помощью указанных номограмм устанавливают местоположение каждой скважины. Для этого определяют в относительных величинах значения в точках пересечения вертикальной прямой с кривыми зависимостей местоположения каждой скважины. Приведенные номограммы универсальны, так как выбор точек заложения проектных скважин основывается на особенностях залегания нефти (газа) в массивном резервуаре и не зависит от размеров залежи. Напомним, что полученные координаты границ блоков точек заложения скважин разбивают залежь на фигуры, площади которых, независимо от размеров самой залежи, остаются равными друг другу. Следовательно, данную методику можно использовать для определения положения разведочных скважин на всех массивных залежах. Из номограмм (см. рис. 5.3.3) видно, что сетка скважин, равномерная по объему залежи, существенно неравномерна по профилю и по площади. Основное количество скважин при такой системе их размещения концентрируется в сводовой части залежи, что позволяет, с одной стороны, избежать бурения малоэффективных с точки зрения разведки приконтур- ных скважин, а с другой - получить для зоны концентрации основных запасов более плотную сеть разведочных скважин. С увеличением степени концентрации запасов в сводовой части залежи (например, на складках, форма которых аппроксимируется параболой) неравномерность сетки, как видно из соответствующей номограммы, заметно возрастает. Для наиболее часто встречающегося типа массивных залежей, в сводовой части которых сосредоточено около 75-80% запасов, а крылья складки аппроксимируются прямой линией, сетка скважин особенно неравномерна.  Рис. 5.3.3. Способ размещения скважин на разведочных профилях путем выделения зон равных объемов и бурения в центрах этих зон I - модели массивных залежей; II - номограммы для выбора оптимальных точек заложения разведочных скважин; lk - расстояние от оси складки до точки заложения скважины в долях от L; п — число скважин на профиле, шифр кривых зависимости местоположения каждой скважины от общего числа скважин на профиле - номер скважины Таким образом, площадная неравномерность сетки разведочных скважин, возникающая при размещении их равномерно по объему залежи, изменяется в зависимости от характера распределения запасов по профилю и площади. Примером применения при разведке равномерных по объему систем размещения скважин может служить опыт разведки Западно-Крестищенского месторождения. Западно-Крестищенское месторождение расположено в центральном грабене юговосточной части Днепровско-Донецкой впадины, в зоне развития соляного тектогенеза. За- падно-Крестищенская структура представляет собой брахиантиклиналь, на востоке и западе осложненную соответственно Крестищенским и Белуховским соляными штоками. Складка резко асимметрична в связи с тем, что сравнительно широкий свод располагается в непосредственной близости от Крестищенского штока. От свода шарнир складки полого, под углом 2-3°, погружается на запад в сторону Белуховского соляного штока. Крылья структуры выражены более четко, чем периклинали, крутизна крыльев составляет 12° на севере и 10° на юге. Размеры складки 10х7 км. Западно-Крестищенское месторождение имеет сравнительно простое геологическое строение. Резко осложнены лишь приштоковые зоны. Продуктивны здесь верхнепалеозойские отложения, в разрезе которых выделяется около 17 промышленно-газонасыщенных пластов. Единый ГВК по всем продуктивным горизонтам позволяет рассматривать это месторождение как массивное в массивно-пластовом резервуаре. Большое количество продуктивных пластов в разрезе Западно-Крестищенского месторождения, значительный этаж газоносности, литологические, гидродинамические и другие особенности обусловили необходимость выделения четырех разведочно-подсчетных и эксплуатационных объектов, тем не менее разведка осуществлялась единой сеткой скважин. Всего на месторождении пробурены 23 разведочные скважины, 14 из которых переданы в фонд эксплуатационных. Разведка Западно-Крестищенского месторождения проводилась неравномерной по площади сеткой скважин, в связи с чем общее число их было относительно невелико. Статистические расчеты показали, что средняя плотность разведочной сети на. месторождениях, близких по строению Западно-Крестищенскому, составляет около 1,5 км /скв. Исходя из этой величины, для разведки Западно-Крестищенского месторождения площадью 56 км потребовалось бы пробурить равномерно по площади месторождения 37 разведочных скважин. Такая система, разведки позволила бы с высокой достоверностью изучить подсчетные параметры и подготовить месторождение к разработке. Однако ее нельзя признать эффективной в связи с неравномерным освещением объема. Кроме того, при равномерном размещении скважин по площади многие из них оказались бы в малоинформативной приконтурной зоне и освещали бы незначительную долю объема залежи. Применение неравномерной по площади и равномерной по объему сеток разведочных скважин позволило дифференцированно подойти к разведке различных по объему участков залежи (рис. 5.3.4). Так, сводовая часть Западно-Крестищенского месторождения (зона А), занимающая примерно 27% всей площади и содержащая около 55% всех запасов месторождения, была оценена шестью разведочными скважинами, т. е. плотность сетки на данном участке оказалась равной плотности сетки по расчетно-статистическому варианту. Таким образом, для сводовой части месторождения были получены наиболее достоверные параметры для подсчета запасов и составления проекта разработки. В  Рис.5.3.4. Объемная модель Западно-Крестищенского месторождения торая зона (зона Б), занимающая 47% площади и содержащая 36% запасов, была разведана шестью скважинами вместо 13 по расчетно-статистическому варианту. Прикон- турная зона, на долю которой приходится 26% площади и только 9% запасов, была оценена пятью скважинами вместо восьми по расчетно-статистическому варианту. Законтурных скважин фактически оказалось четыре - вдвое меньше, чем по расчетно-статистическому варианту. Приштоковые участки месторождения оказались освещенными соответственно расчетно-статистическому варианту. По результатам приведенных разведочных работ были подсчитаны запасы Западно- Крестищенского месторождения, которые были утверждены в объеме, близком к представленному. Применение более редкой сетки разведочных скважин (92,4 км/скв., вместо 1,5 км/скв.) и сокращение их числа на Западно-Крестищенском месторождении без снижения достоверности подготовленных запасов оказалось возможным только благодаря применению неравномерной по площади и равномерной по объему системы размещения скважин. Особенности разведки неантиклинальных залежей Неантиклинальные залежи как объекты проведения разведочных работ имеют следующую особенность геологического строения. Границей залежи, помимо ВНК (ГВК), является линия литологического замещения (или выклинивания, или стратиграфического срезания) пород-коллекторов, которая во многих случаях имеет весьма причудливую конфигурацию и часто не согласуется со структурным планом. Знание положения границы залежи необходимо для построения объемной модели, проектирования рациональной системы размещения скважин и оценки запасов. Поэтому в процессе проведения разведочных работ необходимо каптировать линию литологического замещения (или выклинивания) пород-коллекторов. Для решения этой задачи проводят бурение специальных оконтуривающих разведочных скважин вблизи этой линии. Анализ строения неантиклинальных залежей нефти и газа показывает, что в зонах литологического замещения и выклинивания не только существенно уменьшается эффективная мощность, но и значительно ухудшаются коллекторские свойства проницаемых пластов. Эти зоны ввиду низкодебитности скважин практически не вовлекаются в активную разработку. В связи с этим бурение излишне большого количества скважин для детального оконтуривания зон литологического замещения представляется нецелесообразным и существенно снижает эффективность работ. Например, на Покомасовском месторождении на изучение 3% объема залежи вблизи зоны выклинивания пошло 48% поисково-разведочных скважин. По продуктивному горизонту "П" Трехозерного месторождения на изучение 7% объема залежи затратили 61% разведочного бурения. Зоны выклинивания или замещения неантиклинальных залежей следует изучать, используя разнообразные косвенные методы прогнозирования линии литологического замещения (или выклинивания, или стратиграфического срезания). Проведенные в последние годы исследования изменения свойств терригенных коллекторов непосредственно в самих зонах выклинивания позволили выявить ряд закономерностей строения этих зон. Установлено увеличение количества линз и пропластков терригенно-карбонатных пород и значения приведенного пластового давления вблизи зоны выклинивания (замещения) пород-коллекторов. Изменение мощностей проницаемых пород отражается и в гранулометрии осадков. В зонах полного или частичного замещения пластов отмечаются низкие значения максимальных и медианных диаметров, увеличение содержания глинистой и крупно алевритовой фракций, ухудшение коэффициента отсортированности обломочных пород. Изучение закономерностей изменения гранулярных коллекторов в зонах литологического выклинивания по материалам месторождений Днепровско-Донецкой впадины, При- пятского прогиба, Предкарпатского прогиба, Западной и Восточной Сибири, проведенное О. В. Бескровной, показало, что в сторону выклинивания снижается гранулометрический уровень, увеличивается содержание глинистой фракции, уменьшается песчанистость разреза (от 40 до 20%), уменьшаются пористость и проницаемость песчаников. Используя указанные закономерности и изменения свойств пород-коллекторов, можно прогнозировать положения литологического экрана, определять систему размещения разведочных скважин. Линию литологического замещения можно прогнозировать как линию пересечения карт кровли и подошвы нефтегазонасыщенного комплекса. Этот метод установления линии литологического замещения прост и универсален, его можно использовать на любых этапах поисково-разведочного процесса. Существенную помощь могут оказать методы сейсморазведки. Зоны выклинивания песчаных тел можно картировать по спектрам отраженных волн с использованием спектрально-корреляционного способа. Зоны литологического замещения можно определять по данным гидродинамических исследований скважин. Расчеты показывают, что при средних значениях пьезопроводности пласта (5000-6000 см/см) гидродинамические методы позволяют определять положение экрана на расстоянии до 500-700 м от ствола скважины. Сложное строение неантиклинальных залежей и отсутствие надежных методов картирования неантиклинальных ловушек - объективные причины большого количества законтурных скважин. Успешность разведочного бурения бывает столь же низкой, как и на этапе поисковых работ. Решения в процессе разведки неантиклинальных залежей принимаются в условиях значительного дефицита информации об их строении, поэтому процесс управления разведкой залежей подобного типа должен быть гибким. Выбор местоположения каждой последующей скважины и методы их исследований необходимо корректировать каждый раз после получения новых данных. Неантиклинальные залежи в подавляющем числе (90%) являются элементами системы многозалежного месторождения и открываются, и изучаются попутно в процессе поисков и разведки других залежей данного месторождения. Целенаправленные работы по изучению неантиклинальных залежей проводились лишь в случае значительной концентрации запасов и отсутствия других типов залежей, большого различия в глубинах залегания от вышележащих сводовых залежей (Усинское, Возейское), полного (Возейское) или частичного (Родинское, Покровское) разобщения в плане. Распределение запасов по площади неантиклинальных залежей отличается даже более резко выраженной неравномерностью, чем по площади массивной залежи. Наличие отчетливого тренда в изменении плотности запасов по площади предопределяет более высокую эффективность системы размещения скважин, ориентированных на равномерное по отношению к объему залежи размещение скважин, т. е. принцип равномерного освещения объема залежи (любые равные по запасам участки залежи должны быть разведаны одинаковым количеством скважин), предложенный для массивных залежей, может быть использован (возможно, даже с большей эффективностью) и при разведке неантиклинальных залежей. Разведка неантиклинальных залежей нефти и газа в терригенных отложениях Неантиклинальные залежи широко распространены в терригенных отложениях. Литологические, стратиграфические и комбинированные ловушки развиты практически во всех нефтегазоносных регионах. Так, для юрского и нижнемелового комплекса Западной Сибири характерны ловушки локального и регионального литолого-фациального замещения и стратиграфического выклинивания; для отложений нижнего и среднего карбона ВолгоУральской нефтегазоносной провинции - литологические ловушки речного типа, подводных течений и дельтовые, для нижнепермского комплекса Днепрово-Донецкой впадины - ловушки регионального и локального срезания. По морфологическим признакам, которые определяют методику разведочных работ, залежи нефти и газа, связанные с неантиклинальными ловушками, можно разделить на несколько групп (рис. 5.3.5). Кольцевые залежи образуются в ловушках, связанных с локальным замещением, выклиниванием или срезанием пластов-коллекторов в своде структурного поднятия (залежи в ловушках с "лысым" сводом). Примером скоплений данного типа могут служить залежи в васюганской свите Веселовского месторождения (Западная Сибирь), в па- шийском горизонте Катериновского и Сотниковского месторождений (Волго-Уральская нефтегазоносная провинция). Для залежей, входящих в данную группу, рациональными, учитывая особенности распределения запасов по площади, будут либо кольцевая система размещения скважин, либо радиально-профильная (скважины размещаются на коротких профилях вкрест линии замещения, выклинивания или срезания пластов-коллекторов).  |