Студопедия
Случайная страница | ТОМ-1 | ТОМ-2 | ТОМ-3
АрхитектураБиологияГеографияДругоеИностранные языки
ИнформатикаИсторияКультураЛитератураМатематика
МедицинаМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогика
ПолитикаПравоПрограммированиеПсихологияРелигия
СоциологияСпортСтроительствоФизикаФилософия
ФинансыХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника

Расстояния между разведочными скважинами

Опробование пластов в процессе бурения | Испытание скважин в эксплуатационной колонне | ИССЛЕДОВАНИЯ ОТОБРАННЫХ ПРОБ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА И ВОДЫ | Глава 5. РАЗВЕДОЧНЫЙ ЭТАП ГРР | Требования к изученности месторождений | БУРЕНИЕ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН | Отбор керна | Опробование и испытание разведочных скважин | Комплекс исследований в разведочной скважине | Основные принципы выбора системы разведки месторождений нефти и газа |


Читайте также:
  1. I Международный Nail-фестиваль
  2. I. Международные нормативно-правовые акты.
  3. I. Международные нормативно-правовые акты.
  4. I. О различии между чистым и эмпирическим познанием
  5. I. Подведомственность дел о разделе между супругами совместно нажитого имущества.
  6. I.I.4. Структурные сдвиги во всемирном хозяйстве и международном экономическом обмене. Новые и традиционные отрасли.
  7. II. Подсудность дел о разделе между супругами совместно нажитого имущества.

 

Расстояния между разведочными скважинами, необходи­мые для детального изучения месторождения (залежи), оценки его (ее) объема, обоснования подсчета запасов и подготовки объ­екта для промышленного освоения, определяются размерами за­лежи и сложностью ее геологического строения. В табл. 5.2.1 приве­дены обобщенные данные о средних расстояниях между разведоч­ными скважинами, которые принимались при разведке нефтяных и газовых месторождений СССР. Эти данные могут учитываться при проектировании геолого-разведочных работ, но их нельзя рассмат­ривать как обязательные. Для каждого месторождения на основании всестороннего анализа имеющейся геологической и геофизи­ческой информации обосновывается рациональная система раз­мещения разведочных скважин.

 

Таблица 5.2.1.

Место- рождения Запасы: извлекаемые нефти млн т балансовые газа, млрд м3 Площадь месторожде­ния (залежи), км2 толщина продуктив­ного пласта, м Средние расстояния между скважинами, км для месторождений
      Простого строения Сложного строения Очень сложного строения
Уникальные   Более 300 Более 500 Более 100 10 - 15 10 - 12 8 - 10 5 - 8
Крупные 100 - 300 100 - 500 Более 100 10 - 15 4,0 (3,5-4,5) 2,9 (2,7-3,2) 1,8 (1,5-3,0)
Крупные 30 - 100 25 - 100 8 - 12 3,0 (2,7-3,3) 2,1 (1,8-2,5) 1,2 (0,8-1,5)
Средние 10 - 30 10 - 50 5 - 10 2,2 (1,5-2,5)   1,5 (1,2-1,7) 1,0 (0,8-1,3)
Мелкие до 1,0 3 - 25 3 - 8 1,5 (1,2-1,7) 1,5 (1,2-1,7) 1,0 (0,5-1,5)

Поиски и разведка месторождений нефти и газа, расположенных в пределах шельфовой зоны, в связи со сложностью их проведения и высокой стоимостью поисково-разведочных работ осуществляются по разреженной сети скважин (относительно приведенной в табл. 5.2.1) с предварительным выполнением на площади высокоточных сейсморазведочных работ и с доизучением место­рождения в процессе его разработки.

Для нефтегазовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных залежей при выборе системы размещения разведочных скважин и расстояний между ними должна учитываться необхо­димость обязательной оценки промышленного значения нефтяной или газовой части этих залежей.

Бурение разведочных скважин следует проводить с уче­том данных по ранее пробуренным скважинам, особенно при раз­ведке невыдержанных и тектонически нарушенных нефтегазонасыщенных пластов с резкой изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств.

Количество разведочных скважин можно определять по статистическим зависимостям, установленным на основе об­работки результатов разведочных работ как по отдельным регионам, так и по залежам различного типа.

На рис. 5.2.1 и 5.2.2 приведены статистические зависимости количества скважин (N) от размеров залежи (S,Q), которые можно использовать при проектировании разведочных работ для определения необходимого количества разведочных сква­жин.

Для оперативного контроля за ходом поисково-разведочного процесса и определения количества скважин можно строить графики стабилизации подсчетных параметров, которые по­зволяют иллюстрировать динамику и масштабы изменения во времени и пространстве всех подсчетных параметров в процессе разбуривания залежи. С их помощью можно с до­статочной степенью точности определить оптимальное коли­чество скважин, которое необходимо пробурить на вновь от­крытой залежи в зоне развития однотипных по условиям раз­ведки месторождений, чтобы установить стабилизированное среднее значение любого искомого параметра для подсчета, запасов.

 

 

Рис. 5.2.1. Графики зависимости количества разведочных сква­жин N от площади залежи S.

Для нефтяных месторождений: а — Оренбургской области (И.Н. Головацкий и др., 1973); б— Урало-Поволжья с одной залежью (В.В. Поповин, 1973); в — Урало-Поволжья с четырьмя-пятью залежами (В.В. Поповин, 1973); г — для газовых месторождений Средней Азии с одной залежью (В.В. Поповин, 1973); д — для массивных залежей нефти и газа (В.И. Пороскун, 1979); е — для пластовых залежей нефти при эффектив­ной нефтенасыщенной мощности от 7 до 12 м (А.Я. Фурсов, В.В. Стасенков, 1981); ж — для пластовых залежей нефти при эффективной нефтенасыщенной мощности не более 7 м (А.Я. Фурсов, В.В. Стасенков, 1981). Штриховкой показано количество скважин, необходимое для опре­деления коэффициента прерывистости, при составлении технологической схемы ("Регламент составления проектов и технологических схем", 1978)

 

 

Рис. 5.2.2. Графики зависимости количества разведочных сква­жин N от балансовых запасов залежи Q

а — для массивных залежей нефти и газа (В.И. Пороскун, 1979); б— средние по СССР (данные Г.А. Габриэлянца, С.П. Максимова, 1981). 1 — оптимальное количество разведочных скважин для нефтяных залежей группы сложности I (А.Я. Фурсов, В.В. Стасенков, 1981); 2— оптимальное количество разведочных скважин для нефтяных залежей II группы сложности (А.Я. Фурсов, В.В. Стасенков)

 

На рис. 5.2.3 приведены графики изменения средних значений пористости и эффективной мощности по мере разбуривания залежей по разведочным объектам Днепровско-Донецкой впа­дины (нит — величина разнообразования; 1 нит=1,433 бит). Из данных графиков видно, что средние значения пористости перестали колебаться после бурения 6-10 скважин, составляющих незначительную часть всего разведочного фонда. По нефтяным месторождениям Западной Сибири стабилизация средних значений Кп и Кн наступает после бурения первых трех-четырех скважин (для определения Нэф требуется буре­ние до 10 скважин).

 

 

Рис. 5.2.3. Графики зависимости среднего значения коэффициента пористости Кп и значения энтропии Н(Кп) от количества разве­дочных скважин п по Западно-Крестищенскому (а) и Кандымскому (б) месторождениям

 


Дата добавления: 2015-07-16; просмотров: 585 | Нарушение авторских прав


<== предыдущая страница | следующая страница ==>
ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН ПРИ РАЗВЕДКЕ ОТДЕЛЬНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ| Системы разведки месторождений нефти и газа

mybiblioteka.su - 2015-2024 год. (0.007 сек.)