Разведка газовых, газоконденсатных и газонефтяных залежей

Одной из особенностей разведки газовой залежи является то, что для ее разработки нет необходимости бурить эксплуатационные скважины. Как правило, разведочные скважины переходят в разряд эксплуатационных по окончанию разведочных работ. Так как законтурная вода не успевает восстановить пластовое давления, особенно в начальный период опытно-промышленной эксплуатации, то возникает возможность оценить запасы газа по уменьшению пластового давления. Эта возможность позволяет при разведке газовых залежей уменьшить количество разведочных скважин.

Рис. 6.25. Морфологические типы залежей в ловушках фациального замещения и выклинивания и системы их разведки (по Г.А. Габриэлянцу)

При встрече газовой залежи встает вопрос о наличии у нее нефтяной оторочки и при ее присутствии – о рентабельности отработки этой оторочки. Как правило, первые скважины, обычно пройденные в центральной части залежи, не затрагивают нефтяную оболочку и поэтому необходимо изучение приконтурной части залежи, чтобы убедиться в наличии или отсутствии у нее нефтяной части, а также в масштабе ее проявления.

Для снижения затрат, в настоящее время, разработан комплекс методов, позволяющий на ранней стадии работ определить наличие или отсутствие нефтяной оторочки в газовой залежи по ряду параметров. Обычно на отсутствие нефтяной оторочки указывает встреча ГВК. Признаками наличия нефтяной оторочки в газовой залежи (по В.П.Савченко) являются:

а) повышенные содержания (более 1,75%) пентана + высшие углеводороды, или выход стабильного газоконденсата более 80 см³/м;

б) преобладание в стабильном газоконденсате нафтеновых углеводородов;

в) увеличение выхода стабильного газоконденсата к контуру газовой залежи.

Обычно нефтяную оторочку при наличии положительных признаков ее присутствия разведают первоначально в той части залежи, где ожидается ее смещение (в направлении регионального смещения вод). При этом разведка газовой части залежи останавливается, а разведка нефтяной оторочки проводится как разведка нефтяной залежи.

Решающее значение при разведке такой залежи имеет качественное опробование нефтенасыщенной части. Обычно его проводят небольшими интервалами (3-5 м). Контакты (ГНК, ВНК) определяют с помощью геофизических методов.

Единой методики расчета оптимального числа скважин для проведения разведки и подготовки объекта к разработке не существует. Практика работ показывает, что общее число скважин, затраченное на разведку залежи зависит от сложности тектонического строения, степени выдержанности мощности исследуемого нефтегазоносного пласта, изменчивости коллекторских свойств пласта по латерали, типа углеводородных флюидов и размеров изучаемого объекта. Минимальным считается такое количество скважин, после бурения которых дополнительно размещенные не дадут каких-либо существенных изменений установленным уже параметрам.

Основными параметрами, устанавливаемыми в процессе проведения разведочных работ, являются нефтеносная площадь, эффективная нефтенасыщенная мощность, коэффициент эффективной пористости, коэффициент усадки нефти, плотность нефти и т.д. Практика работ показала, что в информацию о параметрах и, таким образом, в представление о модели разведуемой залежи каждая новая скважина вносит коррективы.

Разведка многочисленных объектов позволила эмпирическим путем определить и рекомендовать [5] граничные и средние расстояния между разведочными скважинами на месторождениях, в зависимости от величины извлекаемых запасов и площади занимаемой месторождением (табл.6.1). Эти данные могут учитываться при проведении разведочных работ, но не являются в то же время обязательными. Для каждого месторождения на основании всестороннего анализа обосновывается своя сеть скважин и своя рациональная система их размещения.

Количество скважин, необходимое для завершения разведки месторождения (залежи) приводится Э.А.Бакировым и В.И.Лариным [1] в табл. 6.2.

Объемы бурения, приведенные в табл. 6.2, отражают практику прошлого столетия - начало освоения новой Западно-Сибирской НГП. В настоящее время, учитывая, что основные разведочные работы практически сконцентрированы на небольших (мелких) месторождениях, за основу берутся другие показатели [18], (табл. 6.3).

Таблица 6.1

Рекомендуемые расстояния между разведочными скважинами на месторождениях разного размера (на стадии подготовки к разработке)

Примечание: *- классификация меcторождений по величине извлекаемых запасов дана в редакции 1983 г.

Таблица 6.2

Количество скважин и эффективность разведочного бурения

Ограничение количества скважин для разведки обусловило более внимательное отношение к их заложению. Сегодня, наряду со стандартным комплексом геолого-геофизических методов прогнозирования границ залежей, используют и новые быстро развивающиеся методы дистанционного изучения недр. Кроме того, при проведении анализа каждой конкретной залежи привлекаются материалы региональных закономерностей ранее изученных нефтегазовых комплексов (связь между высотой залежи и ВНК, коэффициенты заполнения ловушек и т.п.).

Таблица 6.3

Дифференциация мелких месторождений нефти по размерам с рекомендуемыми объемами поисково-разведочного бурения

Дата добавления: 2014-10-10; просмотров: 619; Нарушение авторских прав

Мы поможем в написании ваших работ!