Этапы и стадии геологоразведочных работ (стр. 6 )

Рис. 6.20. Размещение разведочных скважин на массивной залежи по профильной (а) и кольцевой (б) системам.

Обратите внимание на то, что на участках наибольшей изменчивости залежи и её наибольшей мощности скважины сгущаются. Так реализуется принцип равномерной изученности объекта.

Подсчет запасов

Оценка ресурсов и подсчет запасов ведутся на всех этапах зучения объекта и именно их результат – та основа, на которой делается вывод о продолжении, или прекращении работ. Эти темам посвящены специальные курсы. Существуют различные методики подсчета запасов применяемые в различных геологических условиях и на различных стадиях Наиболее употребительным является объемный метод. Он основан на геометрических представлениях о нефтеносном пласте и на данных его пористости, нефтенасыщенности и отдачи нефти.

Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.

Объем пласта определяется как произведение нефтеносной площади на эффективную мощность пласта. Затем в подсчеты вводят коэффициенты пористости нефтесодержащей породы, насыщения пласта нефтью, отдачи, усадки и удельного веса нефти.

Формула подсчета запасов нефти в пласте:

Qн0 = F•hнн•Кп•Kнн•rн•q

где Qн0 – начальные геологические запасы нефти, тыс. т.;

F – площадь нефтеносности, м2;

hнн – эффективная нефтенасыщенная толщина, м;

Кп - коэффициент пористости;

Кнн – коэффициент нефтенасыщенности;

rн- плотность нефти в поверхностных условиях, г/ см3;

q - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти.

Объемный метод подсчета начальных геологических запасов свободного газа

Qго= F•hг•Kоп•Кг•Кt•Кр

где F – площадь газоносности, м2;

hг – эффективная газонасыщенная толщина, м;

Коп – коэффициент пористости;

Kг коэффициент газонасыщенности;

Кt - коэффициент, учитывающий отношение температур в стандартных и пластовых условиях;

Кр - коэффициент, учитывающий превышение давления реальных газов в пластовых условиях над давлением в стандартных условиях.

По величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа в соответствии с временной классификацией месторождения подразделяются на:

1) уникальные - более 300 млн. т нефти или 500 млрд. м3 газа;

2) крупные - от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 500 млрд. м3 газа;

3) средние - от 3 до 30 млн. т нефти или от 3 до 30 млрд. м3 газа;

4) мелкие - от 1 до 3 млн. т нефти или от 1 до 3 млрд. м3 газа;

5) очень мелкие - менее 1 млн. т нефти, менее 1 млрд. м3 газа.

Последовательность и темпы разбуривания объекта. Обычно скважины бурятся по этажам разведки. Под этажом разведки понимают часть разреза месторождения с одним, или несколькими продуктивными пластами, которые находятся на близких гипсометрических уровнях, характеризуются сходством геологического строения и свойств флюидов, разведку которых можно проводить одной сеткой скважин (рис. 6.21).

Поэтому при разведке многопластовых залежей в целом применяют систему «снизу-вверх» - путем последовательной разведки группы нефтяных и газовых горизонтов последовательно от нижнего базисного горизонта вверх. Если же наиболее высокодебитные толщи находятся в верхней части разреза, применяется система разведки сверху вниз (более времяемкая).

С геологических позиций оптимально последовательное бурение поисковых скважин на одной площади, потому, что в этом случае можно пользоваться одним станком и корректировать заложение последующих скважин, используя информацию по каждой уже пробуренной скважине. Однако для ускорения темпов разведки обычно одновременно бурят несколько скважин.

Рис. 6.21. Схема разделения разреза многопластового месторождения на этажи разведки: 1 — нефтенасыщенные песчаники; 2 — водонасыщенные песчаники; 3 — нефтенасыщенные известняки; 4 — водонасыщенные известняки (http:///chemical/bse/images/1128.jpg)

Если в качестве объектов поисков выбираются различные территории с разными глубинами залегания перспективных пластов и значительными перспективными ресурсами нефти и газа, на каждой отдельной площади принимается отдельная система разбуривания. Как правило, в первую очередь разведывают наиболее богатые этажи.

По последовательности бурения разведочных скважин различают ползущую систему и сгущающую системы. При сгущающей системе сокращаются сроки, но возрастает риск бурения законтурных и малоинформативных скважин.

Число и размещение разведочных скважин зависит от запасов разведываемого объекта и его сложности. расстояния между разведочными скважинами колеблются от 12 до 0,3 скв./кв. км.

На крупных структурных сводовых залежах в пластовых резервуарах применяют треугольную и кольцевую сетки скважин на изометричных залежах и профильную сетку на удлиненных залежах.

Особенности разведки газовых месторождений. Для разведки газовых залежей необходимо примерно в 1,5 – 2 раза меньше скважин, чем для разведки нефтяных. Особо важная задача при открытии газовой шапки в своде – это поиск нефтяной оторочки. Сокращения затрат при разведке нефтяных оторочек можно добиться применением различных косвенных методов. Для ускорения разведки газовых месторождений обычно используется разреженная сетка скважин, или часть разведочных скважин заменяется скважинами ОПЭ – опытно-промышленной эксплуатации (для разведки мелких и средних месторождений). При ускоренной разведке газовых месторождений рекомендуется профильная система размещения скважин, которая позволяет использовать информацию по каждой скважине, надежно устанавливать закономерности геологического строения и нефтегазоносности.

Залежи газа вводятся в опытно-промышленную эксплуатацию при получении промышленных притоков газа в двух-трех разведочных скважинах и при наличии оперативного подсчета запасов газа по категориям С1 и С2. После ввода в опытно-промышленную эксплуатацию (ОПЭ) мелких и средних залежей разведочное бурение обычно прекращается, а при вводе в ОПЭ крупных месторождений, их доразведка проводится как разведочными скважинами, так и опытно-эксплуатационными скважинами.

Опытно-промышленная эксплуатация проводится в течение 3 лет, и при этом должно быть отработано 10% запасов. Крупные и уникальные месторождения газа во всех случаях разведываются по разреженной сетке. При этом, так же, как и при разведке нефтяных месторождений широко используется опытная эксплуатация скважин. Запасы газа при этом оцениваются объемным методом, а затем уточняется методом по падению давления уже при вводе месторождения в разработку. Ускорение разведки уникальных месторождений с агрессивными компонентами (сероводород, углекислота) достигается ограничением доли подготовленных объемным методом запасов категории С1 в количестве, достаточном для проектирования и строительства газохимического комплекса. Залежи с промышленными нефтяными оторочками разведываются в первую очередь для оценки их нефтеносных зон.

Особенности разведки месторождений на шельфе

Континентальный шельф – это по геологическому строению - суша, затопленная морем. Здесь встречаются все те же виды залежей, что и на суше. Для шельфа характерна сравнительно малая изученность геологическими методами. Даже топографические карты (для шельфа они называются барометрическими), здесь очень обобщенные и мелкомасштабные. Стоимость буровых работ на шельфе также дороже, чем на суше.

Для прогноза нефтегазоносности проводят геоакустическое профилирование, результаты которого интерпретируются для поисков в рельефе морского дна отражения локальных складок. Проводят бурение мелких скважин со специальных судов, (аналог структурного бурения), делают гравиметрическую съемку, морскую гравиразведку, ведут поисковое и разведочное бурение.

Залежи на шельфе обычно разбуривают несколькими наклонно-направленными скважинами.

Контрольные вопросы

1.  Каковы задачи разведочных работ?

2.  Какие параметры изучают при разведке залежи?

3.  Каковы системы размещения разведочных скважин?

4.  Как применяется принцип равномерности изучения на массивных залежах?

5.  В чем заключается объемный метод подсчета запасов?

6.  Как классифицируются месторождения по величине запасов?

7.  Каковы системы последовательности изучения объекта по разрезу и по площади?

8.  Какова характерная густота разведочной сети?

9.  Каковы особенности разведки газовых месторождений?

10.  Каковы особенности разведки месторождений на шельфе?

[1] Кондиции – условия, характеристики месторождения, при которых исследуемый объект может быть признан подлежащим дальнейшему изучению, или разработке.