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

Месторождения	Запасы: извле-каемые нефти, млн.т, газа, млрд.м3*	Площадь месторождения (залежи), км2 толщина про- дуктивного пласта, м	Расстояние (среднее) между скважинами, км для месторождения
			простого строения	сложного строения	очень сложного строения
Уникальные	>300, >500	> 100 10-15	___-___ 10-12	___-__ 8-10	___-___ 5-8
Крупные	100-300, 100-500	> 100 10-15	___4____ 3,5-4,5	___2,9____ 2,7-3,2	___1,8_ 1,5-3
Крупные	30-100	25-100 8-12	___3____ 2,7-3.3	___2,1____ 1,8-2.5	___1,2_ 0,8-1.5
Средние	10-30	10-50 5-10	___2____ 1,5-2,5	___1,5____ 1, 2-1,7	___1____ 0,8-1,3
Мелкие	<10	3-25 3-8	___1,5____ 1 ,2-1,7	___1,5____ 1 ,2-1,7	___1____ 0,5-1,5

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

Таблица 6.2

Количество скважин и эффективность разведочного бурения

Месторождения	Число месторождений в выборке (% выборки)	Число скважин	Коэффициент успешности	Средняя длительность разведки, мес.
Уникальные	5 (4,2)	55	0,74	106
Крупнейшие	27 (22,7)	33	0,75	76
Крупные	15 (12,6)	22	0,61	58
Средние	66 (55,5)	17	0,64	72
Мелкие	6 (5,0)	13	0,53	52,5

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

Извлекаемые запасы, млн.т	Балансовые запасы, млн.т	Площадь, км2	Число поисковых и разведочных скважин
Терригенные коллекторы
менее 0,1	менее 0,4	до 2,2	1
0,1 – 0,3	0,4 – 1,1	2,2 – 3,5	1 – 2
0,3 – 1,0	1,1 – 2,2	3,5 – 5,5	2 – 4
Карбонатные коллекторы
менее 0,1	менее 0,6	до 2,5	1
0,1 – 0,3	0,6 – 1,4	2,5 – 4,5	1 – 2
0,3 – 1,0	1,4 – 4,5	4,5 – 8,0	2 – 4

Методы определения контура продуктивной части залежи

Контур продуктивной части залежи определяется месторасположением ВНК и ГВК. Собственно сам контакт ВНК (ГВК) имеет различную толщину (от долей метра до нескольких десятков метров). Обычно выделяют три зоны: нижнюю - зону однофазной фильтрации (вода), среднюю - зону двухфазной фильтрации (нефть или газ + вода) и верхнюю – зону однофазной фильтрации (нефть или газ). При оценке залежи положение ВНК (ГВК) определяется как граница между их верхней и средней зонами. Если в средней зоне нефть (газ) составляют более 5% всех запасов залежи, то граница (ВНК, ГВК) будет проходить между средней и нижней зонами.

Определение положений ВНК (ГВК) осуществляется с помощью ГИС. Основным методом является метод сравнения диаграмм удельного сопротивления водонасыщенных и нефтегазонасыщенных интервалов с граничными (критическими) значениями. Коллекторы являются нефтегазонасыщенными, если полученные значения больше критических. Граничные значения устанавливаются путем непосредственного испытания нефтегазонасыщенных и водонасыщенных пластов и по результатам определений относительной фазовой проницаемости для нефти (газа) и воды по керну в лабораторных условиях.

Существует и другая методика определения границ ВНК (ГНК): расчетным путем. В отечественной практике этому методу посвящен большой объем исследований. Так в 1942 г. А.Н.Снарский и В.М. Барышев предложили гидростатический способ определения высотного положения ГНК, где расстояние от точки замера пластового давления в нефтяной скважине до ГНК определялась как частное от деления разности пластового давления нефти и газа в скважинах, с коэффициентом 10, на среднее значение плотности нефти в пластовых условиях.

В дальнейшем, в первом десятилетии второй половины прошлого века неоднократно зависимость высоты от точки замера в скважине до ГНК (ГВК) от плотности флюидов и встреченного пластового давления, а также вариации на эту тему рассматривались М.А.Ждановым, С.Ф.Сайкиным, В. П. Савченко, Ю.П.Коротаевым, А.П.Полянским, Э.Б.Чекалюк. Следует отметить, что предложенные авторами способы требуют проведения замеров не менее чем в двух скважинах, одна из которых расположена в пределах продуктивной части залежи, а вторая за ее контуром.

В 1964-1967 гг. Б. С. Воробьевым, В. Е. Карачинским был предложен расчетный способ по замерам в первой продуктивной скважине. В целом, этот метод, как и все известные ранее, также основан на гидродинамических зависимостях системы, однако вместо используемых ранее замеров в законтурной скважине, здесь используется известное значение среднего регионального или местного гидростатического давления.

Наибольшим распространением при решении задачи определения высоты ГНК, ГВК, ВНК пользуются разработки В. П. Савченко. Здесь используют данные по двум скважинам, одна из которых вскрыла залежь, а вторая пройдена за контуром продуктивной части.

h_г = [ρ_в h_гв – 100 (р_в - р_г) ] / (ρ_в - ρ_г),

где:

h_г - превышение отметки точки замера пластового давления газа в продуктивной скважине над отметкой ГВК, м;

р_в, р_г – пластовое давление, соответственно, воды и газа в точках их замера в скважинах продуктивной и законтурной, МПа;

ρ_в, ρ_г - плотность, соответственно, воды и газа в пластовых условиях, г/см³;

h_гв – разность высотного положения точек замера пластового давления газа и воды, м.