Расстояния между разведочными скважинами

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 м^3	Площадь месторожде­ния (залежи), км^2 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