Определение границ залежей нефти и газа расчетно-гидростатическим методом по результатам исследования первой продуктивной скважины

Все рассмотренные выше способы гидростатического метода расчетного определения контактов требуют замера пластовых давлений, хотя бы в двух скважинах, одна из которых расположена в пределах залежи, а дру­гая за ее контуром.

В 1964-1967 гг. Б.С. Воробьев и В.Е. Карачинский предложили расчет­ный способ определения контактов и размеров залежей по первой продук­тивной скважине. Способ расчетного определения контактов по первой продуктивной скважине представляет собой дальнейшее усовершенство­вание гидростатического метода. Он основан на замене значений пласто­вых давлений в законтурной части залежи, полученных в результате их замера, средним значением величины РГД или МГД.

Значения регионального или местного гидростатического давления оста­ются практически постоянными в пределах крупных областей, принадлежа­щих к единой гидродинамической системе, и вычисляются на основе эмпирических зависимостей, выявленных для бассейна в целом или для его частей. Так, по данным исследований, для ДДВ зависимость пластовых давлений в водонапорной системе от глубины (в интервале абсолютных отметок от -500 до -4500 м) опреде­ляется по эмпирической формуле:

(2.20)

Р_в = 63 + [0,1 +5,22 • 10^-5 (H - 500)^2/3] (H – 500),

где H — глубина от уровня моря до расчетной абсолютной отметки, м.

В практике работ по имеющимся фактическим замерам строятся среднерайонные графики зависимости приведенных гидростатических давлений и плотности пластовой воды от абсолютной отметки пласта. Абсолютная отметка контакта определяется графическим путем по точке пересечения теоретических кривых давления в нефтяной или га­зовой части залежи с кривой РГД или аналитически по формуле

(2.21)

HК = H -	10 (Р –Рв) + gв Dh	,
gв - gср

где H_К — абсолютная отметка контакта; H — абсолютная отметка точки замера пластового давления в нефтяной или газовой зоне залежи; Р — пластовое давление, замеренное в скважине, расположенной в нефтяной или газовой зоне залежи; Р_в — РГД законтурной области; gср — среднее значение плотности газа или нефти в пластовых условиях; g_в – среднее значение плотности воды в пластовых условиях; Dh — расстояние меж­ду точкой замера пластового давления в залежи и точкой, в которой опре­деляется региональное гидростатическое давление законтурной области.

Эффективность метода РГД оценена на ряде газовых месторождений. Результаты расчетного определения контактов газ — вода показали, что абсолютная погрешность в определении положения контакта по методу РГД колеблется от —15 до +5 м относи­тельно положения контакта, установленного по данным опробования или результатам интерпретации материалов промыслово-геофизических иссле­дований скважин.

При оценке возможностей метода РГД на Шебелинском месторожде­нии средняя отметка газоводяного контакта оказалась всего на 3 м вы­ше, чем по данным опробования. Максимальные отклонения расчетного положения контакта составили от +15 до -19 м. Расхождения в результа­тах графического и аналитического определения отметки газоводяного контакта по методу РГД невелики.

В зарубежной литературе сообщение о возможности расчетного опре­деления положения водонефтяного контакта по данным исследований в одной скважине появилось в 1963 г. Роуч И.В. предлагает определять положение водонефтяного контакта по формуле

(2.21)

H = x +	10 (Р xв –Р x)	,
gв - gн

где H — глубина залегания поверхности водонефтяного контакта, м;

x — глубина замера пластового давления в продуктивной скважине, м;

Р _x — пластовое давление на глубине x, кгс/см²; Р_xв — нормальное гидро­статическое давление на глубине замера пластового давления, кгс/см²;

g_в, g_н ^— плотность воды и нефти в пластовых условиях, г/см³. В приве­денной формуле значение пластового давления может быть определено по данным опробования испытателем пласта в процессе бурения или на основании гидродинамических исследований. Гидростатическое давление вычисляется по заранее установленному значению плотности воды или определяется по диаграмме зависимости давления от глубины, построен­ной по нескольким близлежащим скважинам. Плотность пластовой воды может быть найдена по материалам близлежащих скважин или рассчитана по данным о солености вод продуктивного горизонта. Плотность нефти в пластовых условиях может быть определена при опробовании скважины испытателем пласта или примерно оценена по данным о составе продук­ции скважины.

Предложенная формула расчетного опре­деления контакта неприменима для пластов с аномальными давлениями и в случае, если при испытании горизонта получен приток нефти с водой и газом. Для определения положения водонефтяного контакта при нали­чии в залежи газовой шапки необходимо знание высотного положения газонефтяного контакта и данных о плотности газа, нефти и воды в плас­товых условиях.

5.5. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИ РАЗВЕДКЕ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Эффективность геофизических исследований при разведке сложнопостроенных месторождений нефти и газа. В. А. Низьев, Л. Д. Бовт, С. Ф. Попова, В. П. Щербаков, В. Б. Ростовщиков. Советская геология, №9, 1985. С. 6-13.

Важным направлением повышения геолого-экономической эффективности на разведочной стадии является ши­рокое развитие детализационных ра­бот с помощью комплекса геофизиче­ских методов. Современный научно-технический уровень последних позво­ляет не только определять геометриче­ские формы ловушек, но и уточнять в комплексе с бурением строение и кон­туры конкретных залежей, определять зоны распространения улучшенных коллекторов, линий литологических и стратиграфических выклиниваний, фациального замещения, устанавливать положение тектонических нарушений и другие особенности геологического строения месторождения.

Сокращение объемов дорогостояще­го бурения глубоких скважин за счет заложения их в более оптимальных условиях, а также сроков подготовки запасов является главной задачей детализационных геофизических работ и непременным условием повышения об­щей эффективности геолого-разведоч­ных работ на нефть и газ. Основ­ной метод детализационных исследова­ний — сейсморазведка.

Основным направлением дальнейше­го повышения эффективности детали­зационных работ может быть комп­лексирование наиболее информатив­ного метода сейсморазведки МОГТ с другими методами разведочной (вы­сокоточная гравиразведка, электро­разведка) и промысловой (акустиче­ский каротаж, гамма-гамма-плотностной каротаж) геофизики, а также со скважинной сейсморазведкой (ВСП, ВЛП и др.). При этом геофизиче­ские работы в технико-методическом плане должны выполняться на доста­точно высоком уровне, обеспечиваю­щем решение конкретных задач. В сей­сморазведке сеть профилей, крат­ность, длина годографа, шаг наблюде­ний, высокая разрешенность записи, а также уровень обработки должны быть ориентированы не только на вы­яснение особенностей геометрического строения залежей, но и на определе­ние границ развития продуктивных пластов, зон с улучшенными коллек­торами и уточнение других важных свойств нефтегазонасыщенных пород. Высокоточная гравиразведка и элект­роразведка могут давать дополнитель­ную информацию для прогнозирова­ния разреза на месторождениях. Важ­нейшая роль отводится скважинным сейсморазведочным и промыслово-геофизическим исследованиям, а так­же лабораторному изучению физиче­ских свойств исследуемого разреза по керновому материалу.

В Крас­ноярском крае в пределах западной части Сибирской платформы на Собинском месторождении применен комплекс геолого-геофизических методов (сей­сморазведка МОГТ, электроразведка ЗСБ, колонковое и глубокое бурение). В Прикаспийской впадине на Аст­раханском газоконденсатном место­рождении для достиже­ния наибольшего эффекта сейсмораз­ведка МОГТ комплексируется с высо­коточной гравиметрией и электрораз­ведкой ЗСБ.

На этапе детальной разведки место­рождения в комплекс программ обра­ботки сейсмического материала необ­ходимо включать пакет программ прогнозирования геологического раз­реза. Наибольшей эффективности при этом можно достичь путем примене­ния скважинной сейсморазведки. Пе­реход от скважинной (точечной) ха­рактеристики продуктивных толщ че­рез наземные наблюдения к площад­ному изучению параметров пластов на основе псевдоакустических кривых и синтетических сейсмограмм позволяет получить окончательный разрез аку­стических жесткостей между двумя пробуренными скважинами, на осно­ве которого уточняется интерполяция границ распространения и физических свойств продуктивных пластов.

Важное значение имеет повторная обработка архивных геофизических материалов по более сложным про­граммам, позволяющая получить дополнительную информацию без прове­дения дорогостоящих полевых работ. Обобщение и анализ структурных по­строений на основе повторной обра­ботки полевых материалов по более совершенным графам и с привлечени­ем данных бурения целесообразно про­водить не менее 2-3 раз в течение всего периода разведки месторожде­ния.

После бурения первых разведочных скважин производится уточнение ап­риорно выбранных параметров среды для интерпретации материалов. Дан­ные последующего бурения позволя­ют уточнять структурные построения непосредственно по разведываемым залежам и прогнозировать строение продуктивных толщ и пластов. И, на­конец, на завершающей стадии раз­ведки месторождения обобщение и анализ полученного геолого-геофизи­ческого материала позволяет подго­товить и обосновать представление за­пасов промышленных категорий к ут­верждению в ГКЗ СССР.

Особое место в комплексе меро­приятий по повышению эффективно­сти детализационных работ должны:занять новые направления геофизиче­ских исследований, и в первую оче­редь высокоразрешающая, многовол­новая и пространственная сейсмораз­ведка с целью прогноза литологии, ус­ловий осадконакопления, коллекторских свойств и изучения детального строения продуктивных толщ.

5.5.1. Комплексирование глубокого бурения и детализационной сейсморазведки.

Методические указания по поискам и разведке мелких месторождений нефти (до I млн т) и газа (до 3 млрд м³). Миннефтепром СССР. М., 1988. 56 с.

Сущность техноло­гии комплексирования сейсморазведки и глубокого бурения заключает­ся в проведении целенаправленных наземно-скважинных, а в случае необходимости детализационных, сейсмических полевых исследований, ориентированных как на уточнение морфологии ловушки (залежи), так и других параметров продуктивных пластов.

Переинтерпретация полевых сейсмических материалов выполняется на основе глубокого комплексирования наземной сейсморазведки и данных скважинных сейсмических исследо­ваний в поисковой скважине - ВСП, непродольное ВСП, ГСТ, включая ГИС (АК, ГГК), наклономер. При таком комплексировании из данных сейсморазведки можно извлечь дополнительную информацию об измене­ниях разреза по латерали.

Интерпретация включает следующие этапы:

- в точке заложения скважин по данным ГИС составляется деталь­ная геосейсмическая модель разреза, которая принимается в качестве опорной;

- с помощью ВСП, ГИС и синтезированных сейсмограмм устанавли­вается соответствие экстремумов и других особенностей отражений на временных разрезах отдельным границам и тонким пластам опорной модели.

Может потребоваться проведение дополнительных полевых детализационных работ МОГТ. Полевые наблюдения на месторождении и прилегащих участках выполняются с плотностью, определяемой размерами и конфигурацией контролирующих залежь структур, и опираются на дан­ные глубоких скважин.

Расстояния между профилями желательно иметь равными шагу сет­ки эксплуатационных скважин. При этих условиях плотность сети профилей (например, при сетке 400 х 400м) может достигать 5 км на 1 км².

Результативными материалами комплексной методики являются крупномасштабные карты 1: 25 000 и 1: 10 000, уточненные двух- и трехмерные модели залежей с оперативным подсчетом запасов кате­горий С₁ и С₂ и рекомендациями на бурение первоочередных эксплуатационных скважин. Положение ВНК определяется по данным ГИС и оп­робования по ограниченному числу поисковых и разведочных скважин. Контуры нефтегазоносности залежей определяются по отражающим гори­зонтам с учетом средней величины несовпадения отражающей поверх­ности и кровли продуктивного пласта. Возможны другие способы оконтуривания залежей, например, способ, использующий амплитуду анома­лий сейсмической записи. Применение методики комплексирования обеспечит ускоренное получение информации о строении месторожде­ния, сокращение числа разведочных скважин, особенно законтурных, и получение надежной геолого-геофизической модели залежей для подсчета запасов.

Эффективность геофизических исследований при разведке сложнопостроенных месторождений нефти и газа. В. А. Низьев, Л. Д. Бовт, С. Ф. Попова, В. П. Щербаков, В. Б. Ростовщиков. //Советская геология, №9, 1985. С. 6-13.

В 1983 г. эти работы по Министерству геологии РСФСР составили 10 % от общего объема геофизических исследований, а в Западной Сибири и Тимано-Печорской провинции достигли 20 %.

В Тимано-Печорской провинции детализационные работы проводятся с середины 60-х годов. Они выпол­нены на Вуктыльском, Усинском, Возейском, Западно-Соплесском, Сарембойском, Северо-Сарембойском, Песчаноозерском, Югидском, Сандивейском, Харьягинском, Баганском и дру­гих месторождениях. Основным ви­дом исследований является сейсмо­разведка методом общей глубинной точки (ОГТ). Результаты детализаци­онных работ на Баганской площади показаны на рис. 5.5.1. Дополнительно отработанная сеть сейсморазведочных профилей позволила получить струк­турную карту, которая по своей де­тальности значительно превосходит первоначальный вариант.

Рис. 5.5.1. Результаты детализационных работ на Баганской площади Тимано-Печорской провинции

а — структурная карта по подошве верхнедевонских отложений; б — структурная карта по тем же отло­жениям после детализационных работ; 1— сейсми­ческие профили, 2 — изогипсы, м

Характерным примером высокой эф­фективности детализационной сейсмо­разведки может быть разведка сложно построенного много залежного Харьягинского нефтяного месторождения, расположенного в центральной части Колвинского мегавала, к северу от Усинско-Возейской группы разрабаты­ваемых месторождений. Ме­сторождение открыто на структуре, подготовленной методом отраженных волн (MOB) по верхнедевонскому от­ражающему горизонту, который конт­ролирует поведение верхне- и среднедевонских терригенных отложений, ре­гионально нефтеносных в пределах Колвинского мегавала. Залежи нефти в терригенных отложениях среднедевонского возраста приурочены к плас­там песчаников, имеющим ограничен­ное распространение на юге место­рождения вследствие предверхнедевонского размыва. Разведка выявлен­ных залежей потребовала дополни­тельных (детализационных) сейсмо­разведочных исследований, которые были проведены на более высоком технико-методическом уровне (МОГТ, 12-кратная система, цифровая регист­рация и обработка материалов по более совершенным программам).

В результате были изучены струк­турные планы продуктивных горизон­тов в средне-верхнедевонских терригенных отложениях, уточнено строение кровли карбонатов нижнепермского возраста, получены структурные по­строения по верхнепермским и триасо­вым терригенным отложениям. Но наиболее важным результатом было установление в верхнедевонском раз­резе рифогенных отложений и прогно­зирование крупной рифовой ловушки.

В процессе разведки дважды проводились дополнительные сейсморазведочные детализационные работы и тематические комплексные обобщения геолого-геофизических ма­териалов. В процессе комплексных геолого-­разведочных работ на месторождении дважды производилось тематическое обобщение геолого-геофизических ма­териалов и их анализ на основе полу­ченных данных бурения. Уточненные структурные карты по залежам в зна­чительной мере помогли оптимизиро­вать количество и положение разве­дочных скважин на месторождении. На конечном этапе разведки структур­ные построения стали основой для окончательного подсчета запасов неф­ти и представления их к защите в ГКЗ.

В результате детализационных ра­бот на Харьягинском месторождении были значительно увеличены запасы по сравнению с первоначальной оцен­кой за счет открытия и изучения но­вых залежей, срок разведки был со­кращен на два года, метраж глубоко­го бурения — на 55 тыс. м, количество скважин — на 37 против проектных. Из общего количества пробуренных скважин (58) только две были непро­дуктивными. Общий экономический эффект комплексирования сейсмораз­ведки и глубокого разведочного буре­ния оказался достаточно высоким, а стоимость подготовки 1 т запасов неф­ти на месторождении в несколько раз ниже, чем в целом по Тимано-Печорской провинции.

---

Дата добавления: 2015-07-16