СПОСОБ РАЗВЕДКИ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ АНТИКЛИНАЛЬНЫХ СТРУКТУР В ПЛАСТОВЫХ И МАССИВНЫХ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ Российский патент 1996 года по МПК G01V9/00 

Изобретение относится к разведке залежей нефти и газа, в частности к разведке газовых залежей антиклинальных структур в пластовых и массивных природных резервуарах, если скважина открывательница не пересекла газоводяной контакт.

Одной из наиболее сложных задач разведки залежей, имеющей решающее значение для эффективности разведочных работ, является определение контура залежи. Количество законтурных скважин достигает 80%
В процессе разведки задача оконтуривания залежи решается путем постепенного (поэтапного) изучения залежи, исключающего возможность пропуска контакта продуктивной и водоносной частей природного резервуара [I, стр. 190] Для определения расстояния между разведочными скважинами ("шага разведки"), местоположения скважин и их числа необходимо знать высоту ловушки (Н) и мощность (толщину) продуктивного горизонта (h). В случаях, когда отношение h/H невелико и находится в диапазоне 0,01 до 0,2 требуется большое количество скважин, увеличивается продолжительность разведки.

Наиболее близким решением является способ заложения скважин в зонах вероятного местонахождения контактов [I, стр. 186-187] основанный на статистическом анализе данных о степени заполнении ловушки газом в данном регионе. По коэффициенту заполнения прогнозируется гипсометрическое положение контакта газ-вода и на структурной карте проводится соответствующая линия-контур газоносности. Использование этого способа в регионах, где значения коэффициента заполнения характеризуется большой дисперсией, приводит к значительному перерасходу разведочного метража (в связи с бурением законтурных скважин).

Ниже описывается новый способ, в котором предлагается определять контур газоносности после бурения скважины-открывательницы по результатам:
а) подсчета разведанных и предварительно оцененных запасов в открытой залежи и ее объема;
б) вычисления площади газоносности.

Целью предложенного способа является повышение эффективности разведочного бурения, путем сокращения числа законтурных скважин.

Поставленная цель достигается тем, что после открытия месторождения (залежи) газа оцениваются масштабы открытия (запасы). Это позволяет определить площадь газоносности и нанести контур ее на карту. Бурение разведочных скважин осуществляется внутри этого контура. Новизна предлагаемого способа состоит в использовании таких параметров как площадь газосбора ловушки [2, стр. 419, рис.С.1, стр. 521-522] S, м², и возраст ловушки [3, стр.252-253]τ, млн. лет, а также параметра I, м³/м² млн.лет, учитывающего "плотность" запасов Q/S, м³/м² и возраст ловушки (I=Q/S•τ; по своему физическому смыслу параметр I характеризует интенсивность формирования газовых залежей).

По сравнению с прототипом дисперсия значений параметра, учитывающего плотность запасов и возраст ловушки по выборке, в которую были включены месторождения, расположенные в различных газоносных регионах, небольшая. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого способа критериям "новизна" и "существенные отличия".

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

1. Определяют значения возраста ловушек, в которых уже разведаны залежи и которые расположены в одной и той же структурно-фациальной зоне с разведуемой. Для этого используются данные бурения и сейсморазведки об изменении толщин стратиграфических комплексов в сводовых и периферийных частях ловушек [4, стр. 69-138; 5, стр. 308-311] По времени образования ловушки могут быть подразделены на два основных генетических типа: кониммерсионные, возникающие и развивающиеся в процессе прогибания бассейна, и конинверсионные, образующиеся в процессе поднятия (инверсии).

Если толщина одних и тех же стpатиграфических комплексов, залегающих выше слоев, образующих ловушку, в сводовой части антиклинальной структуры меньше, а в периферийных частях ее (на периклиналях и крыльях локальных поднятий) больше, что такую ловушку относят к кониммерсионным. В конинверсионных ловушках такое изменение толщин характерно лишь для верхних стратиграфических комплексов, толщина которых изменяется вследствие их размыва (в сводовой части) во время инверсии. Например, возраст конинверсионных ловушек в карбонатных верхнеюрских отложениях Мургабской впадины, составляет 20 млн. лет, а возраст кониммерсионных ловушек в сеноманских отложениях Западной Сибири 88 млн.лет.

2.По имеющимся структурным картам находят площади газосбора ловушек, изученных бурением и расположенных в одной и той же структурно-фациальной зоне с ловушкой, в которой закрыта залежь. Площадь газосбора ловушки это площадь, с которой газ, мигрируя, мог собраться в данную ловушку [2, стр. 419, рис. С.1, стр. 521-522] При определении газосбора используются имеющиеся региональные структурные карты. В случае, если площади газосбора не закартированы, проводят дополнительные сейсмические работы.

3. Вычисляют параметр I, м³/м² млн.лет, учитывающий "плотность" запасов и возраст ловушки, используя данные по разведанным залежам в том стратиграфическом интервале и в той же структурно-фациальной зоне, что и открытая залежь, как среднее значение частного от деления запасов Q_н разведанных залежей на произведение значений возраста t_н и площади газосбора S_н ловушек.

Если разбуриваемая залежь расположена между разведанными, то среднее значение параметра определяется путем интерполяции между значениями интенсивности формирования этих залежей. В тех случаях, когда открытая залежь расположена за пределами разведанных районов структурно-фациальной зоны, ее интенсивность формирования определяется путем экстраполяции значений интенсивности разведанных залежей [7, стр.80 89]
Оценивают масштабы открытой залежи, пользуясь следующей формулой:
Q_o=S_o•I•τ_o (2)
где
Q_o запасы газа открытой залежи, контур газоносности которой неизвестен, м³;
S_o площадь газосбора ловушки этой залежи, м²; τ_o - возраст ловушки, млн. лет.

В случае, если ловушки открытой и уже разведанных залежей относятся к одному и тому же типу (по геологическому строению, геологической истории и стратиграфическому положению продуктивных отложений) оценка масштабов открытой залежи упрощается, т.к. в этом случае

Определяют площадь газоносности S_г открытой залежи по формуле:
S_г=Q_o•α_o/q (4)
где:
α_o объемный коэффициент пластового газа [6, стр. 13, 113 114, 129]
q среднее значение для изученных залежей данной структурно-фациальной зоны удельного объема пустотного пространства газонасыщенных пород в ловушках, приходящегося на 1 м² площади их газоносности. Этот параметр определяют по формуле:

Если определенная таким образом площадь газоносности превышает площадь ловушки, в которой находится разведуемая залежь, то за площадь газоносности принимают площадь ловушки и контур газоносности в этом случае проводят, отступив от последней самой низкой изогипсы вниз на половину расстояния между изогипсами структурной карты.

6.Наносят контур газоносности на структурную карту, предварительно определив расстояния от замка ловушки до контура газоносности, т.е. отрезков а и b полуосей эллипса, площадь которого равна S_г. Затем на структурной карте, учитывая ее масштаб, проводят (параллельно изогипсам) контур газоносности и бурение разведочных скважин осуществляют в пределах площади газоносности, определенной этим контуром, или по всей площади ловушки S_л (если S_г>S_л), отступив от контура газоносности (или контура площади ловушки, если S_л>S_л) на расстояние, равное двум шагам будущей эксплуатационной сетки.

Сказанное поясним примером, в качестве которого взяты однотипные ловушки, расположенные в единой структурно-фациальной зоне. В одной из них предстоит определить контур газоносности, другие уже разбурены и хорошо изучены. Исходные данные следующие:
I 1,8 м³/м² млн.лет, τ_o 135 млн.лет, q 5 м³/²,
S_o 600 х 10⁶ м², α 0,0042, а 2b
По выше приведенным формулам (2), (4) находим Q_o и S_г: Q_o= 1,8x600x10⁶x135=150x10⁹ м³ S_г=150x10⁹x0,0042:5=0,125x10⁹ м²
Далее определяем расстояния a и b от замка ловушки до контура газоносности по следующим уравнениям:
S_г≈3,14x2xb² b²≈2х10⁷ b≈4,5x10³ м a≈9,0x10³ м
Следовательно, от замка ловушки разведочные скважины должны располагаться по направлению к крыльям на расстоянии не более 4,5 км, а по направлению к периклинальным окончаниям не более 9,0 км.

Предлагаемый способ может быть реализован в газоносных регионах с глубокопогруженными газоматеринскими толщами, выше которых имеются породы-коллекторы и толщи-экраны.

Использование способа наиболее эффективно в районах с мощными галитовыми региональными покрышками, в частности в Мургабской впадине, при разведке залежей в карбонатных отложениях верхней юры.

Использование предлагаемого способа обеспечивает по сравнению с существующими следующие преимущества:
1. Сокращается количество малоинформативных законтурных скважин.

2. Экономится значительный объем разведочного метража.

Использование: изобретение относится к разведке залежей нефти и газа, в частности к разведке газовых залежей антиклинальных структур в пластовых и массивных природных резервуарах. Сущность изобретения: способ разведки пластовых газовых залежей включает определение площади газоносности по масштабам открытого газового месторождения (залежи), оцененным по предлагаемой формуле, в которой используется новый параметр - интенсивность формирования газовых залежей, с последующим бурением разведочных скважин в пределах прогнозируемой площади газоносности. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ разведки газовых залежей антиклинальных структур в пластовых и массивных природных резервуарах, включающий бурение разведочных скважин, определение параметров ловушек и оконтуривание залежей, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности разведки за счет минимизации числа законтурных скважин, по разведанным залежам в той же структурно-фациальной зоне, где расположена и разведуемая залежь, определяют возраст и площадь газосбора ловушек, на которых расположены разведанные залежи, определяют интенсивность формирования газовых разведанных залежей, площадь газосбора и возраст ловушки, на которой расположена разведуемая залежь, и вычисляют запасы разведуемой залежи по выражению
Q₀= S₀•τ₀•I,
где Q₀ запасы разведуемой залежи, м³;
S₀ площадь газосбора ловушки, на которой расположена разведуемая залежь, м²;
τ₀ возраст ловушки, в которой расположена разведуемая залежь, млн. лет;
I параметр, характеризующий интенсивность формирования газовой залежи, определяемый из выражения

где Q_иi- запасы разведанной залежи, м³;
S_иi площадь газосбора ловушки, на которой расположена разведанная залежь, м²;
τ_иi возраст ловушки, в которой расположена разведанная залежь, млн.лет;
n количество разведанных залежей,
затем определяют значение объемного коэффициента пластового газа и среднее значение удельного объема пустотного пространства газонасыщенных пород в ловушках, на которых расположены разведанные залежи, приходящая на 1 м² площади их газоносности, из выражения

где q среднее значение удельного объема пустотного пространства газонасыщенных пород в ловушке, на которой расположена разведанная залежь, приходящегося на 1 м² площади ее газоносности, м³/м²;
α_o объемный коэффициент пластового газа,
определяют площадь газоносности разведуемой залежи из выражения
S_г= Q₀α₀/q,
где S_г площадь газоносности разведуемой залежи, м²,
определяют контур площади газоносности разведуемой залежи, находят расстояния от замка ловушки, в которой расположена разведуемая залежь, по длинной ее оси до контура газоносности и в перпендикулярном направлении, наносят контур площади газоносности разведуемой залежи на карту и бурение разведочных скважин осуществляют в пределах этой площади, отступив от контура газоносности внутрь на расстояние, равное двум шагам будущей эксплуатационной сетки. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при площади ловушки, на которой расположена разведуемая залежь, меньшей площади газоносности разведуемой залежи, бурение разведочных скважин осуществляют в пределах всей площади ловушки, на которой расположена разведуемая залежь.