5.3.2. Особенности разведки массивных залежей

Главным признаком, определяющим особенности разведки за­лежей, объединенных в группу массивных, является морфоло­гия скоплений нефти и газа. Массивные залежи в отличие от| пластовых характеризуются закономерным изменением эффективной мощности от максимальной в своде до нулевой на контуре, что обусловливает неравномерное распределение запасов по площади. Как показывают расчеты, в сводовых частях массивных залежей концентрируется до 75-80 % от общего объема запасов. Неравномерность их распределения существенно влияет па методику разведки и в особенности на выбор системы размещения разведочных скважин. В связи с этим все залежи, связанные с природными резервуарами, гидродинамически сообщающимися по всему разрезу и име­ющими единый ВНК (ГЖК), объединяются в группу одно­типных по методике разведки.

По особенностям внутреннего строения все перечислен­ные виды природных резервуаров можно разделить на че­тыре типа (рис. 5.4.2). Так, однородные, условно однородные и неоднородные резервуары с прерывистой неоднородностью следует относить к массивным. Неоднородные резервуары с непрерывными элементами неоднородности в зависимости от соотношения последних, как показано на рис. 5.4.2, можно под­разделить на многопластовые, массивно-пластовые и сложно-пластовые.

Рассмотрим на моделях, как изменяется плотность запа­сов по профилям, секущим залежь в массивном резервуаре. Первая модель (рис. 5.3.2) характеризует залежи с четко выра­женным сводом и крыльями, аппроксимируемыми на профиле прямой линией. Вторая модель соответствует залежам, форма которых на профиле описывается параболой. К ним относятся структуры с дугообразным замком и увеличивающимися по направлению к периферии складки углами падения крыльев. Третья модель описывает залежи, форма которых на профиле аппроксимируется уравнением четвертой степени. Это близ­кие к изоклинальным структуры с широким коробчатым сво­дом и относительно крутыми крыльями.

Рис. 5.3.2. Типы массивных залежей

На указанных моделях, представляющих большинство форм известных массивных залежей, были проведены расче­ты характера концентрации объемов залежи в различных ча­стях профиля (зона залежи). Результаты расчетов показывают, что для всех рассмо­тренных моделей массивных залежей характерно закономер­ное повышение плотности запасов в сводовой части. Доля объ­ема запасов в этой части изменяется от 60 до 80 %.

Для выбора оптимальных точек заложения каждой из сква­жин на геометрических моделях наиболее часто встречающихся в природе массивных залежей были рассчитаны номо­граммы.

Полученные номограммы рекомендуется использовать при выборе точек заложения разведочных скважин следующим образом. Исходя из имеющихся данных, выбирают вид мо­дели и соответствующие ей номограммы. После определения необходимого числа скважин в целом для разведки и на ка­ждом разведочном профиле с помощью указанных номограмм устанавливают местоположение каждой скважины. Для этого определяют в относительных величинах значения в точках пересечения вертикальной прямой с кривыми зависимостей местоположения каждой скважины.

Приведенные номограммы универсальны, так как выбор точек заложения проектных скважин основывается на особен­ностях залегания нефти (газа) в массивном резервуаре и не зависит от размеров залежи. Напомним, что полученные ко­ординаты границ блоков точек заложения скважин разбивают залежь на фигуры, площади которых, независимо от размеров самой залежи, остаются равными друг другу. Следовательно, данную методику можно использовать для определения поло­жения разведочных скважин на всех массивных залежах.

Из номограмм (см. рис. 5.3.3) видно, что сетка скважин, равномерная по объему залежи, существенно неравномерна по профилю и по площади. Основное количество скважин при такой системе их размещения концентрируется в сводовой части залежи, что позволяет, с одной стороны, избежать бурения малоэффективных с точки зрения разведки приконтурных скважин, а с другой — получить для зоны концентра­ции основных запасов более плотную сеть разведочных сква­жин.

С увеличением степени концентрации запасов в сводовой части залежи (например, на складках, форма которых ап­проксимируется параболой) неравномерность сетки, как вид­но из соответствующей номограммы, заметно возрастает. Для наиболее часто встречающегося типа массивных зале­жей, в сводовой части которых сосредоточено около 75-80 % запасов, а крылья складки аппроксимируются прямой линией, сетка скважин особенно неравномерна.

Рис. 5.3.3. Способ размещения скважин на разведочных профилях путем выделения зон равных объ­емов и бурения в центрах этих зон

I— модели массивных залежей; II— номограммы для выбора оптимальных точек заложения разведочных скважин; lk — расстояние от оси складки до точки заложения скважины в долях от L; п — число скважин на профиле, шифр кривых зависимости местоположения каждой скважины от общего числа скважин на профиле — номер скважины

Таким образом, площадная неравномерность сетки разве­дочных скважин, возникающая при размещении их равномер­но по объему залежи, изменяется в зависимости от характера распределения запасов по профилю и площади.

Примером применения при разведке равномерных по объему систем размещения скважин может служить опыт раз­ведки Западно-Крестищенского месторождения.

Западно-Крестищенское месторождение расположено в центральном грабене юго-восточной части Днепровско-Донецкой впадины, в зоне развития соляного тектогенеза. Западно-Крестищенская структура представляет собой брахиантиклиналь, на востоке и западе осложненную соответственно Крестищенским и Белуховским соляными штоками. Складка резко асимметрична в связи с тем, что сравнительно широкий свод располагается в непосредственной близости от Крестищенского штока. От свода шарнир складки полого, под углом 2-3°, погружается на запад в сторону Белуховского соляного штока. Крылья структуры выражены более четко, чем периклинали, крутизна крыльев составляет 12° на севере и 10° на юге. Размеры складки 10х7 км. Западно-Крестищенское ме­сторождение имеет сравнительно простое геологическое стро­ение. Резко осложнены лишь приштоковые зоны.

Продуктивны здесь верхнепалеозойские отложения, в раз­резе которых выделяется около 17 промышленно-газонасы­щенных пластов. Единый ГВК по всем продуктивным гори­зонтам позволяет рассматривать это месторождение как мас­сивное в массивно-пластовом резервуаре.

Большое количество продуктивных пластов в разрезе За­падно-Крестищенского месторождения, значительный этаж газоносности, литологические, гидродинамические и другие особенности обусловили необходимость выделения четырех разведочно-подсчетных и эксплуатационных объектов, тем не менее разведка осуществлялась единой сеткой скважин. Все­го на месторождении пробурены 23 разведочные скважины, 14 из которых переданы в фонд эксплуатационных.

Разведка Западно-Крестищенского месторождения прово­дилась неравномерной по площади сеткой скважин, в связи с чем общее число их было относительно невелико. Статисти­ческие расчеты показали, что средняя плотность разведочной сети на. месторождениях, близких по строению Западно-Крестищенскому, составляет около 1,5 км²/скв. Исходя из этой величины, для разведки Западно-Крестищенского месторо­ждения площадью 56 км потребовалось бы пробурить равно­мерно по площади месторождения 37 разведочных скважин. Такая система, разведки позволила бы с высокой достоверно­стью изучить подсчетные параметры и подготовить месторо­ждение к разработке.

Однако ее нельзя признать эффективной в связи с неравномерным освещением объема. Кроме того, при равномерном размещении скважин по площади многие из них оказались бы в малоинформативной приконтурной зоне и освещали бы незначительную долю объема залежи.

Применение неравномерной по площади и равномерной по объему сеток разведочных скважин позволило дифференцированно подойти к разведке различных по объему участков залежи (рис. 5.3.4). Так, сводовая часть Западно-Крестищенского месторождения (зона А), занимающая примерно 27 % всей площади и содержащая около 55 % всех запасов место­рождения, была оценена шестью разведочными скважинами, т. е. плотность сетки на данном участке оказалась равной плотности сетки по расчетно-статистическому варианту. Та­ким образом, для сводовой части месторождения были полу­чены наиболее достоверные параметры для подсчета запасов и составления проекта разработки.

Вторая зона (зона Б), занимающая 47% площади и со­держащая 36% запасов, была разведана шестью скважинами вместо 13 по расчетно-статистическому варианту. Приконтурная зона, на долю которой приходится 26% площади и только 9 % запасов, была оценена пятью скважинами вместо восьми по расчетно-статистическому варианту. Законтурных скважин фактически оказалось четыре — вдвое меньше, чем по расчетно-статистическому варианту. Приштоковые участ­ки месторождения оказались освещенными соответственно расчетно-статистическому варианту.

Рис.5.3.4. Объемная модель Западно-Крестищенского месторождения

По результатам приведенных разведочных работ были подсчитаны запасы Западно-Крестищенского месторождения, которые были утверждены в объеме, близком к представленному. Применение более редкой сетки разведочных скважин (92,4 км/скв., вместо 1,5 км/скв.) и сокращение их числа на Западно-Крестищенском месторождении без снижения досто­верности подготовленных запасов оказалось возможным толь­ко благодаря применению неравномерной по площади и рав­номерной по объему системы размещения скважин.