Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

Практика поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений

..pdf
Скачиваний:
3
Добавлен:
15.11.2022
Размер:
1.77 Mб
Скачать

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Пермский государственный технический университет»

Кафедра «Геология нефти и газа»

ПРАКТИКА ПОИСКОВ

ИРАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ

ИГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Методические указания

Издательство Пермского государственного технического университета

2010

elib.pstu.ru

Составитель И.В. Ванцева

УДК 004.384:681.518.5(072)

П69

П69 Практика поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений: метод. указания / сост. И.В. Ванцева. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2010. – 48 с.

Курс «Практика поисков и разведки месторождений нефти и газа» знакомит студентов с особенностями поисково-разведочных работ на месторождениях и залежах различного типа.

Предназначено для студентов 5-го курса специальности «Геология нефти и газа».

УДК 004.384:681.518.5(072)

© ГОУ ВПО «Пермский государственный технический университет», 2010

elib.pstu.ru

СОДЕРЖАНИЕ

 

1. Особенности поисков и разведки газовых залежей..........................

4

1.1. Типы залежей по фазовым соотношениям углеводородов......

4

1.2. Особенности разведки газовых залежей.....................................

7

1.3. Методика разведки газовых месторождений...........................

10

1.4. Разведка многопластовых газовых месторождений................

13

2. Особенности поисков и разведки неантиклинальных залежей.....

15

2.1. Генетическая классификация ....................................................

17

2.1.1. Седиментационные ловушки.............................................

17

2.1.2. Постседиментационные ловушки.....................................

19

2.2. Морфологическая классификация ............................................

22

2.3. Пример разведки залежей в ловушках фациального

 

замещения на региональных моноклинальных склонах

 

и локальных структурах....................................................................

25

2.4. Особенности разведки литологически

 

ограниченных залежей......................................................................

25

3. Поиски и разведка месторождений нефти и газа на шельфе..........

28

4. Особенности поисков и разведки малоразмерных

 

месторождений нефти............................................................................

41

4.1. Закономерности размещения мелких структур.......................

42

4.2. Особенности поисков и разведки..............................................

42

4.3. Групповой метод поисково-разведочных работ......................

45

Рекомендуемая литература....................................................................

47

3

elib.pstu.ru

1.ОСОБЕННОСТИ ПОИСКОВ

ИРАЗВЕДКИ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Фазовое состояние скоплений углеводородов имеет большое значение при выборе методики поисковых и разведочных работ. Некоторые свойства газа и особенности разработки его залежей позволяют применять при разведке методы, существенно отличающиеся от методов разведки нефтяных месторождений.

Скопления газообразных углеводородов содержатся в ловушках всех генетических типов: структурных, рифогенных, литологических, стратиграфических.

1.1. Типы залежей по фазовым соотношениям углеводородов

По фазовым соотношениям углеводородов, содержащихся в залежи, выделяется шесть типов скоплений: газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные, нефтегазовые, газонефтяные и нефтяные.

Газовые залежи (рис. 1) содержат в основном метан и его гомологи (этан, пропан). Газ, содержащий более 95 % метана, относится к сухим, а газовые смеси, содержащие более 5 % тяжелых углеводородов, называют жирными.

Рис. 1. Газовые залежи

При разведке нефтяных месторождений визуальный осмотр керна продуктивных горизонтов позволяет увидеть примазки и включения нефти в порах и трещинах породы.

4

elib.pstu.ru

На чисто газовых месторождениях керн из продуктивных пластов не отличается от образцов, взятых из вышеили нижележащих отложений. Их можно отличить лишь сразу после подъема из скважины по запаху бензина, который быстро улетучивается и через небольшой промежуток времени керн уже не несет каких либо следов УВ. Поэтому его нужно изучать тотчас же после извлечения из скважины. Проходка скважин в газоносных регионах должна быть под постоянным геологическим контролем и обязательно сопровождаться газовым каротажем.

Газоконденсатные залежи (рис. 2) представляют собой скопления жирного газа и растворенных в нем более тяжелых УВ, концентрация которых при большой высоте залежи увеличивается вниз по разрезу продуктивной толщи. Разработка таких залежей должна происходить при поддержании пластового давления путем обратной закачки газа после извлечения из него тяжелых УВ. После извлечения основных запасов тяжелых УВ извлекается газ, и газоконденсатная залежь разрабатывается как газовая.

Рис. 2. Газоконденсатная залежь

Разработка газоконденсатных залежей требует строительства специальных компрессорных станций для нагнетания газа в пласт под высоким давлением, и необходимость осуществления этого процесса должна быть экономически обоснована наличием достаточно крупных запасов тяжелых УВ.

Газовые фракции крупнейших по запасам Астраханского, Вуктыльского, Яблоневского и других месторождений содержат также ценнейшие попутные компоненты. Например, в составе газа Астра-

5

elib.pstu.ru

ханского месторождения кроме метана (40–50%) и тяжелых УВ (10–13%) содержится 22–23% сероводорода и 20–25% углекислого газа.

Нефтегазовые залежи (рис. 3) содержат скопления газа, подстилаемого нефтью (на всей площади или частично), геологические запасы которой не превышают половины суммарных запасов УВ залежи в целом, то есть содержат газа больше, чем нефти.

Газонефтяные залежи (рис. 4) содержат нефти больше, чем газа.

Рис. 3. Нефтегазовые залежи

Рис. 4. Газонефтяные залежи

Для нефтегазовых и газонефтяных залежей особенности разведки заключаются в заложении разведочных скважин не только в своде, но и на крыльях поднятия для установления нефтяных оторочек, определения ее размеров и запасов.

Кроме решения обычных задач разведкой предусматривается установление газонефтяного и водонефтяного контактов, что имеет значение не только для подсчета запасов, но и для правильного размещения скважин при разработке нефтяной части залежи.

Нефтегазоконденсатные залежи (рис. 5) отличаются содер-

жанием тяжелых УВ в газовой шапке. Поэтому, перед разведкой после получения газа в сводовой части структуры, необходимо установить нефтяную оторочку. Необходимо также определить количество тяжелых УВ в газовой шапке на разной глубине.

Переход рассматриваемой природной системы в новое качественное состояние зависит, с одной стороны, от характера ее взаимосвязей с природными системами регионального характера, с другой стороны – от степени техногенного воздействия на нее.

6

elib.pstu.ru

Рис.5. Нефтегазоконденсатная залежь

Следовательно, на региональном этапе геологоразведочных работ должна быть получена информация не только о перспективности того или иного региона, но и о тех геологических факторах (термобарических, гидрогеологических и др.), которые влияют на формирование скоплений УВ различного фазового состояния и которые должны учитываться при поисках и разведке месторождений.

Кроме того, знание закономерностей размещения УВ различного фазового состояния в разрезе и по площади дает возможность уже на этом этапе целенаправленно проводить геологоразведочные работы и раздельно планировать подготовку запасов нефти и газа.

1.2. Особенности разведки газовых залежей

Особенности разведки газовых залежей по сравнению с нефтяными залежами обусловлены различием физических свойств жидких и газообразных УВ.

Различия свойств газа и нефти определяют специфику разведки

идальнейшей разработки газовых залежей:

1.Большое различие плотности газа и воды, а также газа и нефти позволяет достаточно точно определить положение ГВК и ГНК по значениям давлений в газовой залежи и напора законтурных вод или нефти.

7

elib.pstu.ru

После открытия поисковым бурением газовой или газонефтяной залежи, главной задачей дальнейшей разведки является определение высотного положения газоводяного, газонефтяного и водонефтяного контактов.

Раньше эту задачу решали при помощи оконтуривающих скважин. Часто отдельные скважины оказывались непродуктивными, расположенными за контуром залежи.

При наличии точных замеров пластового давления в газовой, нефтяной и водяной части можно расчетным путем определить положение контакта газ – вода, газ – нефть – вода, и соответственно размеры залежи без вскрытия этих контактов скважинами.

Для этого используется метод В.П. Савченко (рис. 6): hг = [ρвhгв – 10 (Рв Рг)] / ρв ρг,

где Рв, Рг – пластовое давление соответственно воды и газа в точках замера; ρв, ρг – плотность в пластовых условиях соответственно воды и газа; hгв – разность высотного положения точек замера пластового давления газа и воды; hг – превышение отметки точки замера пластового давления газа в продуктивной скважине над отметкой ГВК, м.

Если одной скважиной вскрыта газовая залежь, а другой – пластовая вода, то, после замера пластового давления газа и воды определяют высотное положение газоводяного контакта – превышение точки замера пластового давления газа в газовой скважине над отметкой газоводяного контакта.

Для нефтяных залежей этот прием не пригоден из-за небольшого различия плотности нефти и воды.

Высокая упругость газа позволяет подсчитать его запасы достаточно точно по методу падения давления уже в начальной стадии разработки, для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятых газом, не изменялся в процессе эксплуатации. Этот метод не требует знания площади, мощности, пористости. Однако он пригоден только для единой залежи, не разделенной ни на блоки, ни гидродинамически.

8

elib.pstu.ru

Рис. 6. Схема определения положения ГВК по методу В.П. Савченко

Для нефтяных залежей применение метода материального баланса возможно только в процессе длительной эксплуатации.

2.При эксплуатации залежей газа обычно достигается высокий коэффициент отдачи (0,80–0,95) без применения законтурного заводнения. Поэтому часто отпадает необходимость детальной разведки приконтурной части газовой залежи. Для нефтяной залежи такую разведку необходимо проводить.

3.Газ подходит к эксплуатационным скважинам из очень удаленных участков залежи с небольшой потерей давления. Нефть с таких отдаленных участков практически отобрать невозможно. Это позволяет закладывать эксплуатационные газовые скважины в наиболее благоприятных условиях, преимущественно в самых высоких частях залежи. Подобное расположение скважин обеспечивает продолжительную безводную их эксплуатацию и обводнение после извлечения основных запасов газа. Поэтому нет необходимости в проведении детальной площадной разведки газовой залежи, особенно её приконтурной части.

4.Рабочий дебит газовых скважин значительно больше дебита нефтяных скважин. Этот факт, а также дренаж (отток газа из пласта) газа эксплуатационными скважинами с отдаленных участков позволяют разрабатывать газовые залежи меньшим числом эксплуатаци-

9

elib.pstu.ru

онных скважин. По окончании разведки нефтяных залежей почти всегда необходимо бурение эксплуатационных скважин. Для разработки мелких и средних газовых залежей часто достаточно использовать разведочные скважины, в которых получен газ.

Принцип рациональной промышленной разведки газовых залежей состоит в том, что число разведочных скважин, которые могут дать газ не должно превышать количество скважин, необходимых для разработки этой залежи.

5.Законтурная вода обычно не успевает восстанавливать давление газа в процессе его отбора из залежи. Причем в первой стадии разработки залежи продвижение воды в нее практически ничтожно. Это часто позволяет достаточно достоверно оценить запасы газа по данным относительно кратковременной опытной эксплуатации с использованием метода падения давления. Такая возможность резко сокращает объем промышленной разведки для подсчета запасов газа.

6.Для чисто газовых месторождений отбор газа из разведочных скважин, расположенных в любой части залежи, не может ухудшить технико-экономические показатели разработки. Из наблюдений за эксплуатацией видно, что газ легко прорывается через значительно обводненные участки пласта. Поэтому потери газа даже при неравномерном продвижении контура водоносности в большинстве случаев должны быть минимальными.

Все эти соображения позволяют широко применять интенсивную опытно-промышленную эксплуатацию (ОПЭ) газовых залежей первыми разведочными скважинами. По данным такой эксплуатации можно подсчитать запасы газа методом падения давления, выяснить взаимосвязь отдельных участков газовой залежи, а также условий эксплуатации скважин и газовой залежи в целом.

1.3. Методика разведки газовых месторождений

Рациональная разведка газовых месторождений может быть осуществлена только при условии максимальной увязки задач разведки и разработки. От разведки необходимо получить максимум

10

elib.pstu.ru