Способ разведки залежей нефти и газа

 

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (и)з E 21. 8 47/04 (21) 4626666/03 (22) 26.12.88 (46) 23.02.92. Ьюл. t4 7 (76) А.И. Тимурэиев (53) 622.24.05(088,8) (56) Брод И.О.. Фролов E.Ô. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений, М.: Гостонтехиздат, 1957, с. 674.

Авторское свидетельство СССР

ЛЬ 661106, кл. Е 21 В 47/00, 1979. (54) СПОСОБ РАЗВЕДКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА (57) Изобретение относится к геологоразведочным работам на нефть и гвз и м.б. использовано при разведке залежей нефти и газа. Цель изобретения — повышение эффективности разведки залежи с известными углами наклона крыльев контролирующей ее складки.. Бурят скважины в саодовой части

Изобретение относится к геологораэведочным работам на нефть и газ и может быть использовано для разведки их залежей.

Известен способ разведки залежей нефти и газа, основанный„на заложении скважин s поперечном профиле или "кре-, сте" профилей, Способ не эффективен, поскольку основан только на геометрической основе разбуриваемой структуры и не учитывает.размеров ожидаемой залежи.

Известен способ разведки залежей нефти и газа, основанный на определении высоты углеводородной залежи. Способ основан на определении давления начала вытеснения воды, н ас ыща ю щей зкракирующие отложения,. флюидом из залежи и определении максимально возможной высоты углеводородной залежи из

SU,, 1714106 А1 залежи, определяют высоты углеводородной залежй -и сгущают сеть разведочных скважин. Измеряют начальное пластовое давление, определяют коэффициенты аномальности пластовых давлений, высоты залежей и их корреляционную зависимость на известных месторождениях единого нефтегазоносного комплекса. Измеряют пластовое давление в разведуемой эале3ки этого же комплекса, определяют коэффициент аномальности, высоту залежи по корреляционной зависимости, абсолютную отметку водонефтяного (гаэоводяного) контакта и положение внутреннего и внешнего контуров нефтегаэоносности, внутри которых сгущают сеть разведочных скважин. Способ позволяет по данным бурения сводоаой скважины оконтуриаать залежь, что исклю-. чает бурение законтурных скважин.

P 1P — 3 соотношения h»<—

У ., где h — высота залежи, см; Р— давление вытеснения воды из экранирующих пород, кГс/см;

Ьу - разность объемных весов флюидов, г/см . В соответствии с этим способом для разведки залежи структурного типа необходима всего одна продуктивная скважина..

Способ имеет недостатки. Определение давления начала вытеснения воды иэ экранирующих залежь отложений осуществляется на образцах керна а условиях неадекватных природным, Зачастую в объем керновых образцов не попадают макротрещины, контролирующие основные фильтрационные массопереносы при формировании и разрушении залежи. В силу этого определяемое давление начала вытеснения воды иэ

1714106

55 экранирующих залежь отложений отвечает капиллярной (диффузионной) форме проницаемости, значительно(один — два порядка) занижэющей проницаемость пороД-покры- шек и соответственно эавышающей высоты экранируемых залежей. Таким образом, по. ставленная цель — сокращение обьемов разведочного бурения в способе-прототипе не достигается, так как площади залежей завышаются и соответственно теряются приконтурные скважины (разведочные и эксплуатационные).

Цель изобретения — повышение эффективности разведки залежи с известными углами наклона крыльев и контролирующей ее складки.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе разведки залежей нефти и гэзэ с. известными углами наклона крыльев складки, включающем. бурение скважины в сводовой части залежи, определение высоты углеводородной залежи и последующее сгущение сети разведочных скважин, измеряют начальное пластовое давление, определяют коэффициенты аномальности пластовых давлений, высоты залежей и их корреляционную зависимость на известных месторождениях единого нефте газоносного комплекса, измеряют пластовое давление в раэведуемой залежи этого же комплекса, определяют коэффициент аномальности, высоту залежи по корреляционной зависимости, абсолютную отметку водонефтяного (газоводяного) контакта и положение внутреннего и внешнего контуров нефтегазоносности, внутри которыхсгу. щают сеть разведочных скважин.

Физическая природа установленной связи объясняется зависимостью энергетического потенциала залежи, выраженного величиной коэффициента аномальности давления пластового флюида, от экранирующих свойств флюидоупора (порогового давления прорыва УВ через водонасыщенные породы). Чем выше экранирующие свойства флюидоупора, т.е, выше пороговое давление прорыва УВ через водонасыщенные породы — покрышки, тем большие значения давления пластовых флюидов способна она удерживать, тем большим значением коэффициента аномальности пластового давления характеризуется залежь. Чем выше экранирующие свойства флюидоупора, тем меньше потери УВ и соответственно выше сохранность залежи от разрушения.

Высота залежи при прочих равных. условиях является функцией их сохранности, 06 этом свидетельствуют как результаты исследований по ряду нефтегазоносных обла5 f0

45 стей СССР (Г,Э. Прозорович; 1972, и др.), так и по Мангышлаку, где установлена строгая количественная связь высоты залежей(Р) от мощность контролирующих их покрышек (Н):

P-7,4Н+4,3п-А, где и — число прослоев в покрышке;

А = константа, равная 59 м для нефтяных и 79 м — для газовых залежей.

Таким образом, высота залежи характеризует ее динамический потенциал и функционально связана с коэффициентом аномальности пластовых давлений.

Последовательность операций при реализации способа:

1, Бурение глубоких скважин на месторождениях.

2. Замеры начальных пластовых давлений в первых сводовых скважинах и расчет .коэффициентов аномальности пластовых давлений по залежам.

3. Определение высот залежей по изве- стным месторождениям единого нефтегазоносного комплекса.

4, Построение корреляционной зависимости между высотой залежи и коэффициентом аномальности пластовых давлений.

S. Бурение сводовой скважины на изучаемом месторождении, 6. Замер пластового давления и расчет коэффициента аномальности пластового давления во вскрытой залежи.

7. Определение по корреляционной зависимости высоты залежи и абсолютной отметки ВНК (ГВК).

8. Проведение внешнего и внутреннего контуров нефтегазоносности для залежи разведуемого месторождения rio данным об отметках ВН К (ГВ К) и углах наклона крыльев складки.

9. Заложение разведочных скважин в контуре нефтегазоносности.

П р и и е р,.На месторождении Северное

Карагие, связанном с антиклинальной складкой размером 12,5х6,5 км и амплитудой 150 м, пробурено 8 поисковых и разведочных скважин из которых в 5 получены промышленные притоки нефти из верхнет-., риасовых отложений. Коэффициент успешности бурения 62,5$. Непродуктивные с кважины (ММ 2,4, 7) пробурены в пределах структуры. но оказались зэ контуром нефтегазоносности. По результатам разведки выявлена залежь с отметкой ВНК вЂ” 3736. и высотой 65 м. Замеры пластового давления по сводовой скважине составляют 43,9 МПа (скв. М 5, интервал 3591 3603 м), коэффициент аномальности Кэ - 1,22.

1714106

Формула изобретения

Составитель Ь ;Тупысев

Техред ММоргентал

Корректор: Э.Лончакова

Редактор Н.Гунько

Заказ 669 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент"., г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Разведку месторождения по предлагаемому способу осуществляют следующим образом, После бурения сводовой скважины замеряют пластовое давление в продуктив- 5 ном интервале (Рая -43,9 МПа), определяют коэффициент аномальности (l4 - 1,22). flo графику зависимости Нз - f(Ka) определяют высоту залежи (Нз-65 м) и абсолютную отметку BHK: 3671+65 - 3736 м (со знаком 10 минус). С учетом углов наклона крыльев складки, определяющего заложение горизонталей, проводят внешний(и внутренний) контур нефтегазоносности залежи 00 изогипсе-3736. Скважины бурят внутри конту- 15 ра нефтегазоносности. При принятом контуре нефтегазоносности бурение разведочных скважин М 2, 4, 7 исключается (они не попадают в контур нефтегазоносности).

Исходя из этого разведка месторождения 20 ограничивается 5 скважинами (hkht 1, 3, 5, 6, 8). Экономический эффект от применения предлагаемого способа при разведке мес: - торождения Северное Карагие можетсоставить 2 млн. руб. Х3 скв = 6 млн. руб. 25

Способ разведки залежей нефти и газа, включающий бурение скважины в саодоаой части залежи, определение высоты углеводородной залежи и последующее сгущение сети разведочных скважин, о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью повышения эффективности разведки залежи с известными углами наклона крыльев контролирующей ее складки, измеряют начальные пластовые давле-, ния, определяют коэффициенты аномальности пластовых давлений, высоты залежей и их корреляционную зависимость на известных месторождениях единого нефтегазового комплекса..измеряют пластовое давление в разведуемой залежи этого же комплекса, определяют коэффициент его аномальности, высоту залежи.по корреляционной зависимости, абсолютную отметку аодонефтяного (газоводяного) контакта и положение внутреннего и внешнего контуров нефтегаэоносности, внутри которых сгущают сеть разведочных скважин.