5.3.4. 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).

1. 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.

2. 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.

3. 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.

4. 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 не применимо 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 приконтурной зоне. В случае отсутствия или непромышленного значения нефтя­ной оторочки большой объем бурения в приконтурной зоне снижает эффективность разведочных работ.

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;

2) преобладание в составе стабильного конденсата газовой залежи нафтеновых углеводородов;

3) 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.

Рис. 5.3.7. Последовательность операций при разведке нефтяных оторочек газовых залежей

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.

Решающее значение при разведке газонефтяных залежей имеет качественное опробование пласта.

Опробование при разведке нефтяных оторочек следует проводить небольшими интервалами (3-5 м), поскольку боль­шие интервалы испытания (например, до 12 м в скв. 39 За­полярного месторождения) не позволяют однозначно судить о положении ГНК и ВНК. Для контроля результатов испы­таний в зоне контакта необходимо проводить геофизические исследования. Положение ГНК следует контролировать ре­зультатами повторного нейтронного каротажа в длительно простаивающих обсаженных скважинах, а положение ВНК целесообразно определять по данным исследования скважин, пробуренных на растворах с нефтяной основой. Положение контактов двухфазных залежей, определенных только по данным испытаний без проведения геофизических исследований, как предлагают Я.П. Басин и др., следует считать недосто­верным независимо от объема выполненных испытаний. До­стоверность определения контактов значительно повышается при применении опробователей пластов на кабеле.

Заложение скважин для оценки размеров газовых и нефтегазовых залежей по методу В.П. Савченко

В 50-х годах В.П. Савченко была разработана и в дальней­шем усовершенствована методика определения высотного по­ложения газоводяных, водонефтяных и газонефтяных контак­тов открытых месторождений и залежей по результатам ги­дрогеологических и гидродинамических исследований в пер­вых пробуренных скважинах.

Согласно данной методике 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.

Методика В.П. Савченко позволяет небольшим числом скважин решать вопросы о наличии и размерах подгазовых нефтяных залежей, высотных положениях ГВК, ГНК и ВНК в разных залежах многопластовых месторождений, предва­рительно оценивать их запасы. Она неприменима в условиях нарушений начального равновесия в пласте в результате раз­работки разведываемой (или соседней продуктивной) залежи или длительного аварийного фонтанирования скважин газом, нефтью или водой. Впервые данная методика использована в Куйбышевской, Волгоградской, Бухарской областях и Став­ропольском крае. В настоящее время она является ведущей при поисках и разведке газовых и нефтегазовых залежей.