5.3. Особенности разведки залежей нефти и газа различного типа

Г.А.Габриэлянц. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 2000.

5.3.1. Особенности разведки пластовых залежей

Пластовые залежи — наиболее распространенный тип скопле­ний нефти и газа. Основные отличительные черты пластово­го резервуара: а) ограничение резервуара в кровле и подошве слабопроницаемыми породами; б) сохранение пластового ха­рактера, а отчасти толщины и литологического состава на значительной площади.

В зависимости от особенностей геологического развития региона преимущественное распространение имеет тот или другой тип ловушек, а следовательно, и залежей нефти и газа.

Поднятия складчатых областей отличаются более выпук­лой формой и большей амплитудой и часто нарушены разры­вами. Платформенные поднятия значительно распростране­ны по площади, на которой углы наклона пород редко превы­шают 1-2°; известные здесь осложнения имеют обычно вид флексурообразных перегибов. Разрывы весьма редки. В нефтегазоносных провинциях тектонически активных областей ненарушенные сводовые залежи встречаются очень редко.

Рассматривая пластовые залежи как объекты разведочных работ, необходимо обратить внимание на закономерные осо­бенности распределения запасов по площади, играющие ре­шающую роль при выборе систем размещения разведочных скважин.

Пластовая залежь по характеру распределения запасов разделяется на две части. Основная доля запасов (в пре­делах внутреннего контура) контролируется приблизительно параллельными поверхностями кровли и подошвы. Другая часть залежи сосредоточена в межконтурной зоне (между внутренним и внешним контактами). При однородном стро­ении пластового резервуара во внутриконтурной зоне изме­нение плотности запасов контролируется поведением кровли и подошвы пласта. Плотность запасов в этой зоне остается практически постоянной, если кровля и подошва приблизи­тельно параллельны, либо имеют слабо выраженный тренд, если кровля и подошва не параллельны. В межконтурной зоне плотность запасов за счет срезания краевых частей пласто­вых залежей ВПК (ГЖК) изменяется закономерно — от мак­симальной во внутреннем контуре до нулевой на внешнем. Отсюда следует, что для пластовых залежей требования к детальности изучения структурной поверхности в сводовой и приконтурных зонах должны быть дифференцированы. Более детального изучения требует приконтурная зона, где значи­мость погрешностей в структурных построениях весьма су­щественна.

Отличительной особенностью пластовых залежей, принци­пиальной с точки зрения методики разведки, является и то, что для установления положения ВНК (ГЖК) пластовой за­лежи необходимо бурение специальных скважин в зоне ВНК (ГЖК) и проведение специальных исследований в скважинах, вскрывших полнопластовую часть залежи. Причем достовер­ное определение положения внутреннего и внешнего контуров для пластовых залежей имеет решающее значение с самого начала разведочных работ и на протяжении всего процесса разведки.

Важный элемент разведки пластовых залежей — устано­вление фазового состояния насыщающих резервуар флюидов. Правильная оценка типа залежи на начальных этапах развед­ки дает возможность определить наиболее рациональный спо­соб разведки. В массивных залежах установление нефтяной оторочки газовых залежей возможно по результатам иссле­дования любой скважины, пробуренной во внутриконтурной зоне (исключение составляет случай, когда оторочка смеще­на на крыло или переклиналь). В пластовых залежах решение аналогичной задачи прямым путем возможно лишь в резуль­тате бурения скважин в межконтурной зоне на периферии за­лежи. Система размещения скважин нацеливается главным образом на оконтуривание залежей. И если бы не задача изу­чения характера неоднородности в пределах полнопластовой части залежи, являющейся основным объектом разработки, вопросы оконтуривания считались бы единственно важными при разведке пластовых залежей. Неоднородность решающим образом влияет на размещение запасов и условия разработки месторождения, и это определяет необходимость изучения ха­рактера неоднородности пластовых резервуаров как во внутриконтурных, так и в приконтурных частях залежей.

В соответствии с принципом относительной элементарно­сти пластовые природные резервуары можно разделить на две группы: 1) однородные; 2) неоднородные (см. рис. 5.3.1).

В течение довольно длительного времени пластовые зале­жи в большинстве случаев рассматривались в качестве ква­зиоднородных по всем параметрам объектов, которые можно охарактеризовать по всей площади средними значениями па­раметров. Практика разведки и особенно разработки показы­вает, что абсолютно однородные пласты в природе встреча­ются весьма редко.

Рис. 5.3.1. Типы пластовых резервуаров

Неоднородность пластов-коллекторов влияет на конечную нефтеотдачу, темпы отбора жидкости (нефть и вода) из зале­жи, скорость обводнения скважин и другие характеристики. В связи с этим изменяются требования к методике и деталь­ность изучения неоднородности пластовых залежей в процессе разведки.

Неоднородные резервуары в зависимости от характера слагающих их элементов неоднородности подразделяются на два класса:

1) резервуары с элементами неоднородности, размеры ко­торых одного порядка с размерами залежи (непрерывная не­однородность);

2) резервуары с элементами неоднородности, размеры ко­торых меньше размеров залежи (прерывистая неоднород­ность).

В резервуарах второго типа элементы неоднородности не выдержаны в пределах всей площади залежей (линзы и полу­линзы пород-коллекторов) и вскрываются лишь отдельными скважинами.

Каждый из выделенных классов в зависимости от разме­щения элементов неоднородности подразделяются на подклас­сы:

1) резервуары со случайным размещением элементов не­однородности (случайная изменчивость);

2) резервуары с закономерным размещением элементов не­однородности (закономерная изменчивость).

Резервуары первого подкласса характеризуются тем, что все элементы неоднородности размещаются в пласте случайно. Для резервуаров второго подкласса характерно наличие участков концентрации пластов и линз пластов-коллекторов, в результате чего доля коллекторов в разрезе, а следователь­но, и концентрация запасов на этих участках будет больше, чем на других.

Все перечисленные виды пластовых резервуаров можно объединить в три большие группы. Однородные и условно од­нородные пластовые резервуары представляют собой единый сплошной пласт и относятся к пластовым монолитным резер­вуарам. Все возможные разновидности неоднородных резер­вуаров с непрерывными элементами неоднородности можно рассматривать как группу пластовых слоистых резервуаров. Пластовые резервуары с прерывистой неоднородностью отно­сятся к литологически изменчивым пластовым резервуарам.

Неоднородность строения пластового резервуара может существенно влиять на распределение запасов по площади и поэтому играет важную роль при реализации равномерной по объему системы размещения скважин. В неоднородном резер­вуаре при случайном распределении элементов неоднородно­сти (как и в однородном резервуаре) распределение запасов по площади (в пределах внутреннего контура) близко к равно­мерному (или равномерное), и система размещения скважин должна быть близка к равномерной по площади. При зако­номерном распределении элементов неоднородности система размещения разведочных скважин должна быть ориентиро­вана на неравномерное распределение запасов по площади, т. е. разведочные скважины следует концентрировать в зо­нах высокой плотности запасов.

В практике разведки пластовых залежей наиболее часто используют профильную, кольцевую и треугольную систе­мы размещения скважин. Причем профильная система, как правило, считается наиболее универсальной и применяется на практике в большинстве случаев. Например, в Тимано-Печорской провинции при разведке пластовых залежей в 76 % слу­чаев использовалась профильная система размещения сква­жин. На территории Днепровско-Донецкой впадины она тоже наиболее распространена. При линейной вытянутости струк­туры (Новотроицкое месторождение) разведка проводится бу­рением скважин одного продольного профиля и нескольких поперечных. При изометрической форме структуры скважи­ны располагают по классическому кресту с последующим сгущением разведочной сети на неизученных участках площади. Подкозырьковые залежи обычно разведуют системой попереч­ных профилей или одним диагональным профилем с последу­ющим бурением единичных скважин на участках с неоднозначной информацией. Практически на всех месторождениях Южного Мангышлака разведка проводилась по профильной системе.

Другие системы разбуривания встречаются в практике ра­бот значительно реже. Например, на Воронцовском месторо­ждении после бурения первых продуктивных скважин после­дующие закладывали во все стороны от известных, а затем последовательно бурили одну скважину вдоль предполагае­мой оси на расстоянии 1,5-2 км, а другую — в сторону от оси на расстоянии 1 км. Лишь в отдельных случаях бурение велось по кольцевой системе (Туймазинское месторождение).

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 3.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.