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.

---

Дата добавления: 2015-07-11