Особенности разведки массивных залежей нефти и газа
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 па 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.
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 приконтурных 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 юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины, в зоне развития соляного тектогенеза. Западно-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 км2/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.
Вторая зона (зона Б), занимающая 47% площади и содержащая 36% запасов, была разведана шестью скважинами вместо 13 по расчетно-статистическому варианту. Приконтурная 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.
Дата добавления: 2018-06-27; просмотров: 789; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!