Курс лекций ухта 2006 удк 550. 812. 1 553. 98 Н 64
 Скачать 1.24 Mb.
|
|
замещения и выклинивания и системы их разведки Козырьковые залежи связаны с ловушками, образующимися в случае, если породы- коллекторы развиты на крыльях или переклиналях локальных поднятий. Залежи подобного типа известны в Урало-Поволжье (Северокамское месторождение), в Тимано-Печоре (Печорогородское месторождение), Западной Сибири (Вэнгапурское месторождение). Разведку залежей данной группы необходимо проводить системой профилей, расположенных вкрест простирания линии замещения (выклинивания) пород-коллекторов. При литолого-фациальном замещении, стратиграфическом выклинивании или срезании песчаных пластов на моноклинальных склонах ловушки имеют клиновидную форму (клин пород-коллекторов внедряется в непроницаемые породы). Залежи нефти и газа в ловушках данного типа широко известны в Нефтегорско-Хадыженском районе СевероЗападного Кавказа, Западной Сибири, Ферганской впадине и других регионах. Разведку залежей подобного типа предлагается проводить бурением скважин по профилям вкрест простирания линии выклинивания или замещения коллекторов. Литологические ловушки речного типа, дельтовые, подводных течений имеют шнур- ковую форму - узкое (шириной до 1 км) песчаное тело протягивается на расстояние до десяти километров и более среди глинистых пород. В поперечном сечении такие песчаные тела имеют плоскую кровлю и выпуклую подошву (в виде "вреза" в подстилающие отложения). Залежи данного типа выявлены на Северном Кавказе, Тимано-Печорской и ВолгоУральской провинциях, Западной Сибири. Классический пример залежи в ловушке шнурко- вого типа - залежь нефти в палеогеновых отложениях Нефтяно-Ширванского месторождения, описанная И.М. Губкиным в 1913 г. Для разведки залежей данного типа рациональными являются: метод клина, профильное (вкрест простирания песчаного тела), и зигзаг- профильное размещение скважин. Особую группу образуют залежи, приуроченные к крупным формам - толщам песчано-глинистых пород, формирующимся на границе между шельфовой и депрессионносклоновой областями бассейна осадконакопления. В пределах шельфа пласты имеют субгоризонтальное залегание, а в депрессионно-склоновой области характеризуются преимущественно мегакосослоистым залеганием. Примером залежей подобного типа могут служить залежи пластов АС10-АС12 Приобского месторождения. Гигантские скопления нефти в указанных пластах ограничены на западе (в депрессионной зоне) замещением коллекторов глинами, на востоке (в шельфовой зоне) - выклиниванием или срезанием пластов-коллекторов. Разведку залежей этого типа следует проводить системой профилей вкрест простирания песчаного тела. Достаточно обширную группу составляют залежи нефти и газа, связанные с отдельными линзами. Они развиты в отложениях различного возраста, имеют различную конфигурацию и, как правило, небольшие размеры. Встречаются залежи как в одиночных линзах песчаников, так и в группе линз. Относительно крупные линзообразные песчаные тела необходимо разведывать системой профилей вкрест простирания песчаного тела, а в случае, если песчаное тело изометрично в плане - системой радиальных профилей. Группу мелких песчаных линз следует разведывать как единый объект. Скважины необходимо размещать по профилям (вкрест простирания группы песчаных линз) или равномерно по площади (если отсутствуют закономерности в размещении песчаных тел). Разведка неантиклинальных залежей нефти и газа в карбонатных отложениях Наиболее распространенным типом неантиклинальных залежей нефти и газа в карбонатных отложениях являются залежи в рифогенных ловушках. Анализ опыта разведки месторождений нефти и газа данного типа показывает, что разведочные работы не укладываются в рамки стандартных методик. Применительно к задачам разведки была проведена классификация залежей, связанных с рифовыми ловушками (рис. 5.3.6). По условиям ведения разведочных работ все морфологические типы рифовых ловушек можно объединить в три группы: 1) конусовидные и подковообразные; 2) плосковершинные; 3) асимметричные. В первую группу объединяются наиболее простые и достаточно распространенные конусовидные, округлые в плане рифы, как правило, небольшого размера. Такие рифы известны в Приуралье (Грачевский), Урало-Поволжье (Бастрыкский), Канаде (J, Е, М Рейнбоу, В и D Южного Рейнбоу) и в других районах. Кроме того, к этой группе отнесены островершинные рифы, также имеющие треугольное поперечное сечение, однако их конфигурация в плане более сложная. Это - удлиненные гряды либо прямолинейные, либо чаще изогнутые - серповидные, подковообразные. Примером могут служить рифы О Рейнбоу в Канаде, Любимовский в Саратовском Поволжье и др. Особенностью рифов данной группы является то, что наилучшими коллекторскими свойствами обычно обладают центральные части массивов.  Рис. 5.3.6. Строение основных типов рифовых ловушек и их геометрическая аппроксимация (по Г.А. Габриэлянцу, В.Г. Кузнецову, М.Б. Павлову, В.И. Пороскуну) Во вторую группу входят рифы округлые, изометричные или слегка удлиненные в плане с крутыми склонами и относительно плоской вершиной. Такие рифы широко распространены в девонских отложениях Канады: риф А Южного Рейбоу, Суон-Хилс, Джу- ди-Крик и др. Атолловидные рифы обычно изометричны в плане и имеют четко выраженные периферические гребни. Такие формы установлены в Волго -Уральской провинции (Батырбайский и Боруниковский массивы), в Канаде (Редоутер, рифы В, J, К Рейнбоу) и в других районах. В плосковершинных и особенно в атолловидных рифах зоны улучшенных коллекторских свойств смещаются на периферию; центральные части массивов обычно не содержат коллекторов. К третьей группе относятся резко асимметричные в поперечном сечении рифы, переходящие, с одной стороны, в глубоководные отложения, а с другой - в мелководно-морские, лагунные и континентальные. Такие рифы развиты в зонах значительного перепада глубин, обычно вытянуты и имеют уплощенную вершину. Высота ловушки нередко определяется не только структурной амплитудой рифа, но и наличием литологического экрана плотных за- рифовых (лагунных) отложений. Примеров таких рифов и связанных с ними месторождений довольно много - Лобановский, Веслянский и другие рифы Урало-Поволжья, рифы Эбо, Кэпитен и Хорсшу Пермского бассейна США и т. д. В эту группу вошли также залежи в асимметричных рифах, в которых под действием тектонических движений частично или полностью изменилась первичная чисто рифовая форма ловушки (Уртабулак в Западном Узбекистане, Киркук в Иране). Зоны улучшенных коллекторов в рассматриваемых рифах смещены на периферию в область биогермного гребня и предрифового обломочного шлейфа. В залежах, приуроченных к рифам первой группы, основные запасы сосредоточены в центральной части, что обусловлено не только морфологией (на осевую часть приходится 75% всего объема залежи), но и концентрацией коллекторов вблизи ее оси. Другой особенностью, по существу определяющей методику ведения разведочных работ, являются небольшие размеры залежей, входящих в данную группу. Применение какой-либо сетки скважин в данном случае экономически нецелесообразно. Оптимальным будет метод, предложенный Г.П. Ованесовым. Сущность его в следующем: после бурения и опробования первой скважины в случае необходимости заложения новых скважин для дальнейшей разведки площади проводится бурение двух-трех дополнительных стволов с отклонением от основного на 400-500 м. Одна многоствольная скважина может освещать 1 км площади. Для залежей, связанных с подковообразными ловушками, очевидно, разведку необходимо проводить путем бурения ряда многоствольных скважин, заложенных по гребню ловушки. Для залежей в рифах второй группы основной объем запасов сосредоточен по периферии изометрической ловушки. Это вызвано тем, что основная доля коллекторов приходится на периферийные части рифового массива, поэтому рациональной в данном случае будет кольцевая система. Для залежей в рифах третьей группы существенное влияние на распределение запасов оказывает соотношение рифа с зарифовыми и предрифовыми фациями. Исходя из того, что данные залежи обычно линейно вытянуты в одном направлении, разведку следует вести системой профилей, секущих тело по линии максимального изменения фаций. Большинство залежей, связанных с рифогенными образованиями, по своей морфологии относятся к типу массивных, при проектировании системы разведки точки заложения скважины следует выбирать так, чтобы они равномерно освещали эффективный объем резервуара (в соответствии с принципом "на равные объемы запасов - равное количество скважин"). Особенности разведки газовых, газоконденсатных и газонефтяных залежей и месторождений Фазовое состояние скоплений углеводородов имеет большое значение при выборе методики разведочных работ. Некоторые свойства газа и особенности разработки его залежей позволяют применять при разведке методы, существенно отличающиеся от методов разведки нефтяных месторождений. Основные положения методики разведки газовых месторождений состоят в следующем (В.П. Савченко, 1977). Газ извлекается из залежи при ее эксплуатации почти полностью без применения законтурного или внутриконтурного заводнения. В результате отпадает необходимость детальной разведки приконтурной зоны газовой залежи для выяснения мест заложения нагнетательных скважин и их количества, в то время как для нефтяных залежей такую разведку в большинстве случаев необходимо проводить. Из отдаленных участков залежи нефть отобрать практически невозможно, газ же подходит к эксплуатационным скважинам с этих же участков с относительно небольшой потерей давления. Это позволяет закладывать эксплуатационные газовые скважины вдали от контура газовой залежи в наиболее благоприятных условиях, преимущественно в самых высоких ее частях. В связи с этим нет необходимости проводить детальную площадную разведку газовой залежи, особенно приконтурной ее части, чтобы выяснить условия заложения эксплуатационных газовых скважин. Для нефтяных залежей такая разведка необходима. Рабочий дебит газовых скважин при прочих равных условиях непременно больше рабочего дебита нефтяных скважин. Это, а также дренаж газа эксплуатационными скважинами с более отдаленных участков позволяет разрабатывать газовую залежь несравненно меньшим количеством эксплуатационных скважин. Весьма существенно то обстоятельство, что если по окончании разведки нефтяной залежи всегда необходимо бурение эксплуатационных скважин, то по окончании разведки газовой залежи для ее разработки очень часто хватает разведочных скважин, давших газ. А в некоторых случаях, как показывает практика разведки мелких и средних газовых месторождений, количество этих скважин даже больше того, которое нужно для эксплуатации. Поэтому один из принципов разведки газовых залежей состоит в том, что количество разведочных скважин, которые могут дать газ, не должно превышать количества скважин, необходимых для разработки этой залежи. Законтурная вода в большей части месторождений не успевает восстанавливать давление газа в процессе его отбора из залежи, причем в первой стадии разработки залежи продвижение воды в ней практически ничтожно. Это дает возможность достаточно достоверно оценить запасы по данным относительно кратковременной опытной эксплуатации с использованием падения давления. Такая возможность позволяет резко сократить объемы работ по промышленной разведке газовых залежей для подсчета запасов, что, однако, совершенно неприменимо к нефтяным залежам. Оптимальная последовательность изучения газонефтяных залежей приведена на рис. 5.3.7. Для выбора рациональной стратегии освоения месторождения и оптимальной системы размещения скважин необходимо уже на первых этапах разведочных работ определить тип открытой залежи. В пластовых залежах для установления наличия нефтяной оторочки и оценки ее значимости в связи с тем, что первые поисковые скважины, бурящиеся в своде, как правило, не вскрывают ее, требуется специальное разведочное бурение в при- контурной зоне. В случае отсутствия или непромышленного значения нефтяной оторочки большой объем бурения в приконтурной зоне снижает эффективность разведочных работ.  Рис. 5.3.7. Последовательность операций при разведке нефтяных оторочек газовых залежей Сокращения затрат на поиски и разведку нефтяных оторочек можно добиться, применяя методы прогнозирования нефтяных оторочек по косвенным данным. В настоящее время разработан ряд методов, позволяющих прогнозировать наличие нефтяной оторочки на основе анализа особенностей химического состава газа. Так, одним из признаков наличия нефтяной оторочки может быть близость давления начала конденсации (Рнк) к пластовому, т. е. предельное насыщение газа пентаном и высококипящими углеводородами. Данный критерий является необходимым, но недостаточным и применим при условии равновесия между жидкой и газообразной фазами. Весьма часто, однако, нефтяные оторочки наблюдаются при нарушенном равновесии, т. е. при значительном недонасыщении газовой фазы. В то же время нефтяная оторочка может отсутствовать и при перенасыщении газовой фазы. Согласно исследованиям В.П. Савченко, признаками нефтяной оторочки могут служить: 1) содержание С5+высш более 1,75% или выход стабильного конденсата более 80 см3 /м3; преобладание в составе стабильного конденсата газовой залежи нафтеновых углеводородов; увеличение выхода стабильного конденсата к контуру газоконденсатной залежи. При решении вопроса о возможном наличии под конденсатной залежью нефтяной оторочки необходимо учитывать и результаты разведочных работ на месторождениях, прилегающих к разведываемому. На присутствие нефтяной оторочки в газоконденсатной залежи указывает отношение содержаний изобутана к нормальному бутану, меньше 0,8. Изучение состава газа газовых залежей с нефтяными оторочками методом главных компонент позволило установить, что по минимальной информации - составу пластового газа и значениям начального пластового давления - можно достаточно надежно прогнозировать тип углеводородного скопления. В случае, если под газовой залежью возможно обнаружение нефтяной оторочки, то первостепенной задачей разведки становится установление типа залежи (чисто газовая или газонефтяная). Разведочные работы с целью обнаружения нефтяной оторочки при этом следует проводить в той части залежи, в которую ожидается смещение нефтяной оторочки (в направлении регионального движения вод). Если нефтяной оторочки в этой части нет, то можно считать доказанным, что ее нет и на других частях разведываемой залежи, т. е. залежь чисто газовая. Если по данным гидрогеологических исследований установлено отсутствие движения пластовых вод в рассматриваемой части разреза, то разведочные скважины на нефтяную оторочку целесообразно закладывать на пологом крыле складки, где ожидаемая ширина нефтяной оторочки максимальна. При наличии нефтяной оторочки в первую очередь следует решить вопрос о промышленном ее значении и уточнить ее геологическое строение. В зависимости от этого устанавливают сроки ввода в разработку газоконденсатных частей залежей и темпы добычи газа и конденсата. Методы оценки промышленной значимости нефтяной оторочки подробно рассмотрены в работах В.П. Савченко, М.Я. Зыкина и др. При установлении самостоятельного промышленного значения нефтяной оторочки разведку газовой залежи следует прекратить, а нефтяную оторочку разведывать как нефтяную залежь. При непромышленном значении нефтяной оторочки следует осуществлять разведку и подготовку к разработке только газовой залежи в соответствии с принципами рациональной разведки газовых залежей. При выявлении нефтяных оторочек подчиненного промышленного значения необходимо разведывать совместно и газовую залежь, и нефтяную оторочку. Детальность разведки нефтяной оторочки в этом случае определяется количеством нефти, которое может быть извлечено при одновременной разработке газовой части залежи. Разведку нефтяных оторочек следует вести короткошаговым профилем из двух-трех разведочных скважин. Для надежного определения высотного положения контактов, допустимого безводного и безгазового дебита, выдержанности глинистых экранов в кровле и подошве нефтяного пласта, размеров высокопродуктивных участков профили скважин надо закладывать поперек выявленных оторочек. При разведке газовых залежей с нефтяными оторочками равномерное площадное размещение скважин (особенно вдоль контура нефтегазоносности) приводит к существенному затягиванию сроков разведки как газоконденсатных частей залежей, так и нефтяных оторочек и снижает ее эффективность. Например, нефтяные оторочки неокомских залежей Уренгойского, Заполярного, Песцового и других месторождений имеют высоту до 25 м и в плане достигают ширины 2-5 км. Причем на Уренгойском месторождении они развиты на отдельных участках залежей, и применяемая площадная система разведки не обеспечивает вскрытия нефтяных частей залежей в оптимальных условиях, хотя и предусматривает бурение большого числа скважин. При этом, несмотря на более плотную сетку скважин, периферийные участки оказываются разведанными менее детально. Анализ разведочных работ показывает, что основные погрешности разведки и подсчета запасов двухфазных залежей связаны с неточным определением межфазовых контактов. По данным В.П. Савченко, погрешность определения положения контактов в несколько метров может привести к искажению истинной оценки значимости нефтяной оторочки в несколько раз. Особенно часто это наблюдается в карбонатных отложениях, где по результатам испытания скважин в колонне маломощные нефтяные оторочки систематически пропускаются или занижаются по высоте и запасам. Так, высота нефтяной оторочки основной газоконденсатной залежи Оренбургского месторождения на ряде участков была занижена более чем вдвое, а высота центральной части месторождения до проведения специальных исследований в скважинах не установлена. Только результаты специальных геофизических исследований позволили установить, что высота оторочки на всей площади месторождения примерно одинакова и мощность ее составляет несколько десятков метров. |