Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / , , и др. - Новосибирск: Наука, 1986. 245 с (стр. 42 )

В условиях Непско-Ботуобинской НГО, как показывает опыт, эффективен следующий комплекс наземных детализационных геофизических работ:

сгущение сети сейсморазведки ОГТ с 12- или 24-кратным перекрытием для уточнения строения ловушки по критическим и принципиальным направлениям и уточнения положения контролирующих залежь дизъюнктивных нарушений, детализации строения АТЗ; электроразведка ЗСВ и МИЭП ДОЗ для уточнения вероятного положения нефте - и газоводяных контактов.

В скважинах с теми же целями проводится ВОП и скважинная электроразведка, также призванная уточнить контур вод, подпирающих залежь.

В ходе стадии оценки с учетом материалов глубокого бурения, ВСП и комплекса ГИС (АК, СК и др.) необходимо проводить переинтерпретацию всей геофизической информации и уточнять структурные построения и контуры АТЗ. Эта информация, в свою очередь, должна быть использована для оптимизации системы размещения разведочных скважин на стадии оценки и, особенно, на стадии подготовки месторождения к разработке.

Детализационные геофизические работы следует начинать еще в ходе бурения поисковых скважин. В противном случае информация по результатам детализационных геофизических работ поступает с опозданием и не позволяет оперативно корректировать разведку месторождения, т. е осуществлять научное руководство этим процессом.

1 Важным элементом методики разведочных работ являются обоснование и выбор системы размещения разведочных скважин.

В условиях Непско-Ботуобинской НГО, как правило, наиболее крупные по извлекаемым запасам, высокодебитные и несколько проще построенные залежи приурочены к пластам группы В в непских и иктехском резервуарах. Именно они должны являться базовыми объектами разведки. Залежи в карбонатных резервуарах венд-кембрия и кембрия должны первоначально изучаться «попутно». Таким образом, специфика строения месторождений в НГО и необходимость ускоренной подготовки к разработке базовых залежей предопределяют целесообразность разведки месторождений по системе «снизу вверх».

При разведке базовых залежей с точки зрения последовательности бурения скважин рекомендуется реализовывать комбинированную систему, важнейшим элементом которой является сгущающаяся сеть скважин стадии подготовки месторождения к разработке. На стадии оценки сеть должна быть ползущей, что обеспечит сокращение числа законтурных скважин. Такой подход может рассматриваться как модификация известной методики «шаг поискового бурения», которую в терминах [77] правильнее было бы именовать «шаг оценочного (разведочного) бурения». При этом скважины каждого последующего шага являются зависимыми от информации, полученной на предшествующем этапе оценки. Расстояние между скважинами стадии оценки с учетом конкретной обстановки предлагается увеличивать против расстояния между скважинами стадии подготовки месторождения к разработке в два-три раза.

На первом этапе, при разведке базисных горизонтов залежи в карбонатных горизонтах венд-кембрия и кембрия самостоятельной, специально ориентированной на их изучение сеткой скважин изучать не рекомендуется. Изучение этих залежей и подсчет запасов нефти и газа в них по категориям C1 и С2 следует проводить по материалам сети скважин, нацеленных на разведку базисного горизонта. После решения этой главной задачи необходимо, если потребуется, составлять дополнительные проекты на доразведку таких залежей или же, что предпочтительней, решать эту задачу эксплуатационным бурением.

Естественно, если оценка месторождения покажет, что экономически целесообразней разведывать первоначально залежи в карбонатных резервуарах, или решать обе эти задачи одновременно, система разведки должна быть изменена в соответствии с новой геологической ситуацией.

Одним из сложнейших вопросов теории и практики разведки нефтяных и газовых месторождений является задача минимизации числа и оптимизации размещения разведочных скважин. В теорию и практику решения этой задачи значительный вклад внесли , A. М. Бриндзинский, , , B. А. Саркисов, , Ф.3. Хафизов и др. При ее решении необходимо иметь в виду, что конечной целью разведки является не только получение оценки запасов месторождения с некоторой наперед заданной точностью, но и изучение закорюмерностей изменения в пространстве параметров, определяющих специфику будущей системы разработки месторождения.

Предложен ряд алгоритмов и реализующих их пакетов программ решения задачи минимизации числа и оптимизации размещения скважин для изучения залежей с точностью, достаточной для подсчета запасов по категории Ct и составления технологической схемы разработки (ВНИГНИ, ВНИГРИ, ЗапСибНИГНИ, ИГиГ СО АН СССР, СНИИГГиМС и др.), т. е. по существу для научного управления процессом разведки. Все они находятся в стадии апробации. Ниже описан один из них, разработанный в СНИИГГиМСе и примененный при проектировании разведки на ряде месторождений в Непско-Ботуобинской НГО. Пакет программ позволяет работать ЭВМ и специалисту в интерактивном режиме.

Пусть имеем некоторую залежь УВ.

Пусть заданы параметры, контролирующие точность разведки: а1, а2, а3,..., ai,...,ak. В качестве таковых могут выступать как подсчетные параметры (эффективная толщина, открытая пористость, нефтегазонасыщенность и т. д.), так и параметры, контролирующие точность принятой модели месторождения, такие как отметки кровли пласта, положение литологических экранов и т. п.

В каждой новой скважине параметр аi в принципе принимает новые значения: ai1,ai2,.., аij,...,аiN. Введем понятие о шаге разведочного бурения Lp, понимая под ним максимально допустимое расстояние между скважинами, и потребуем, чтобы ближайшая к скважине j скважина (j+1) располагалась так, чтобы для нее параметр еij+1 = аij+1 - аij/аij был меньше некоторого наперед задуманного еi: еi  < еij+1.

Если число параметров ai равно R и R>1, то скважина j+1 должна удовлетворять ограничениям, наложенным на ai, по всем этим параметрам.

Теория и практика разведки нефтяных и газовых месторождений показывают, что плотность сети разведочных скважин и, стало быть, Lp на газовых залежах должна быть больше, чем на нефтяных. Кроме того, при разведке многопластового месторождения или массивной залежи для достижения заданной точности разведки минимальным числом скважин необходимо использовать системы размещения, обеспечивающие равное количество скважин на равные объемы нефтегазонасыщенного резервуара [77]. В связи с этим ограничения на условия заложения двух ближайших разведочных скважин можно уточнить следующим образом:

еij≤еiб Vmax/Vi

где б - поправка на фазовое состояние УВ; Vmax - максимальный, согласно модели, удельный нефтегазонасыщенный объем резервуара в пределах этажа разведки; Vi - удельный нефтегазонасыщенный объем в окрестностях / и скважины.

Учитывая возможность наличия зон с малой изменчивостью бi на Lp накладывается ограничение, предусматривающее, что на участках с максимальным Vi оно не может быть больше некоторого наперед заданного Lнmax - для нефтяных и Lгmax - для газовых частей залежей.

Значение еi - следует задавать для параметра а применительно к условиям, части залежи с максимально насыщенным объемом резервуара, параметр а для нефтяных зон равен единице, для газовых или нефтегазовых зон б>1.

Анализ материалов по ряду месторождений, апробированных в ГКЗ СССР, показывает, что для залежей очень сложного строения целесообразно принимать:

б=1,4-1,5; еi=0,10-0,15; Lнmax = 2 - 3 км; Lгmax = 3-5 км.

Оптимизация процесса разведки в рамках предлагаемых рекомендаций достигается за счет:

опережающего бурения и системы размещения скважин стадии оценки месторождения, которые позволят сократить число законтурных скважин и построить уточненную модель месторождения как основу для коррекции числа и планового размещения скважин стадии подготовки месторождения к разработке; минимизация числа скважин при заданных ограничениях на шаг бурения; уменьшения плотности разведочного бурения в зонах газового насыщения;

размещения скважин с учетом принципа равномерности;

использования эксплуатационного бурения или сокращения глубины разведочных скважин при доразведке и подготовке к разработке залежей в карбонатных резервуарах венд-кембрия и кембрия.

Рекомендуемые системы размещения скважин следует рассматривать как адаптивные и проводить коррекцию числа и планового размещения скважин с учетом новой информации не реже, чем два раза в год.

Геологическая и экономическая эффективность разведочных работ во многом определяется факторами организационного характера - соблюдением стадийности процесса, выбором наиболее оптимальных систем размещения скважин, своевременной их корректировкой и т. д. С этих позиций весьма полезен опыт комплексных программ оптимизации разведочных работ на наиболее сложных месторождениях. Для Непско-Ботуобинской НГО такие программы подготовлены по Даниловскому, Верхнечонскому и Дулисьминскому месторождениям. По сравнению с проектами разведки комплексные программы отличаются более детальной проработкой фактического материала и регламентацией всех видов геофизических, буровых и аналитических мероприятий по испытанию скважин, интенсификации притоков, обоснованию подсчетных параметров и т. д.

Разработка комплексных программ должна завершиться к началу стадии оценки. Программы должны регулярно корректироваться, а при переходе на стадию подготовки месторождения к разработке коренным образом перерабатываться с учетом информации, полученной на стадии оценки. При доразведке возвратных горизонтов следует разрабатывать дополнения к программам.

К разработке программ разведочных работ на наиболее сложных объектах следует привлекать научно-исследовательские организации. Им должно предоставляться право авторского надзора над реализацией программ.

11.4. Вскрытие и испытание нефтеносных горизонтов

В связи со сложным строением месторождений и природных резервуаров нефти и газа, специфическими термобарическими условиями в ряде районов вопросы вскрытия и испытания продуктивных горизонтов как составная часть методики поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений в Непско-Ботуобинской НГО имеют особо важное значение. В их разработку значительный вклад внесли коллективы ВостСибНИИГГиМСа, МИНХ и ГП, НГО «Ленанефтегазгеология» (, , и др.). Наиболее полно весь комплекс этих вопросов рассмотрен в работах, выполненных под руководством [10, 125-128]. Большой объем научных исследований, опытно-методических и промыслово-геофизических работ создал основу для оптимизации процессов вскрытия и испытания продуктивных горизонтов, что позволяет в настоящее время получать притоки УВ даже из пластов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.