Способ поиска и разведки нефтяных и газовых залежей в коллекторах порового и трещинного типов Советский патент 1984 года по МПК G01V9/00 G01V3/18 

Изобретение относится к нефтяной геологии и предназначено для поиска и разведки нефтяных и газовых залежей в коллекторах порового и трещинного типов с аномально высоки ми пластовыми давлениями (АВПЦ). Известен способ поиска и разведки нефтяных и газовых залежей путем проведения сейсморазведки, выявления локальной структуры с последующим проведением газовой, газобактериологической или люминесцентно-битуминологической съемки 1. Недостатком способа является низкая эффективность- при поисках залежей в коллекторах порового и трещинного типов. Наиболее близким к предлагаемому является способ поиска и разведки нефтяных и газовых залежей в коллекторах порового и трещинного типов, включающий выявление локальной структуры с помощью сейсморазведки с последующим бурением поисковых и разведочных скважин, проведение электрокаротажа, испытанием и исследованием флюидов, при этом первую поисковую скважину закладывают в своде сейсмоструктуры и продолжают поиск по ее большой оси 2. Однако известный способ неприменим для залежей с аномально высокими пластовыми давлениями. Кроме того, не учитывается возможность фиксирования внесводовых залежей, отсутствует направленность исследования формы водо-нефтяного раздела. При этом в-связи с заведомо принятым горизонтальным или наклонным, но плоским водо-нефтяным контактом (ВНК), как правило, количество интервалов испытаний и метраж бурения завыщен. Целью изобретения является повыщение эффективности поиска и разведки нефтяных и газовых залежей в коллекторах порового и трещинного типов с аномально высокими пластовыми давления-ми. Поставленная цель достигается тем, что согласно способу поиска и разведки нефтяных и газовых залежей в коллекторах порового и трещинного типов, включающему выявление локальной структуры с помощью сейсморазведки с последующим бурением поисковых и разведочных скважин, проведением электрокаротажа, испытанием и исследованием флюидов, при этом первую присковую скважину закладывают в своде сейсмоструктуры и продолжают поиск по ее больщой оси, измеряют начальные пластовыр давления во всех исследуемых геологических горизонтах в пределах локальной структуры, проходимых скважинами, в местах с аномально высокими пластовыми давлениями закладывают поперечные профили, строят карты изобар по каждому или группе с единой гидродинамической системой исследуемых горизонтов, определяют центр залежки с аномально высоким пластовым давлением по максимальному значению пластового давления, проводят контур нефтеносности по изобаре, ниже которой промыщленные притоки нефти отсутствуют, и определяют положение водо-нефтяного раздела, имеющего гиперболическую форму, для каждой группы геологических горизонтов, по которому выявляют полезный объем залежей. Способ осуществляется следующим образом. По каждой пробуренной скважине определяется аномальность исследуемого горизонта по аномальному превыщению пластового . давления над гидростатическим или по величине приведенного напора пластовых вод, определяемого по формуле Н„р л 10 - Н, + А,(1) где Нпр - приведенный напор пластовых вод, м; рз -начальное пластовое давление, кгс/см ; Не-глубина интервала испытания, и; д - амплитуда скважины, м. Учитывая локальный характер аномалии высокого цластового давления, с максимальными - пластовыми давлениями, удель ными запасами нефти и продуктивностью скважин в центре залежи - и соответственно минимальными на контуре, следующая поисковая скважина закладывается через 2-3 км по больщой оси сейсмоструктуры в ту или другую сторону от первой скважины. Увеличение аномальности и абсолютного значения пластового давления указывает на правильность избранного направления поиска нефтяной или газовой залежи. Если во второй скважине по продольному профилю аномальность и абсолютное значение пластового давления уменьщается, то третью скважину необходимо заложить в противоположном направлении от перрой скважины. В случае уменьшения аномальности и абсолютного значения пластового давления следует продолжить бурение по профилю вкрест простирания сейсмоструктуры. Заложение новых скважин ведется в сторону увеличения аномальности и абсолютного значения пластового давления по достижению максимальной при средних значениях аномальности с перепадом давления в пределах залежи до 50-90 кгс/см. В случае встречи аномалии с перепадом давления до 91 -100 кгс/см и выше, являющейся причиной частых технических аварий в бурении, необходимо принятый за средний перепад давления в 50-90 кгс/см принять условно максимальным и дальнейщее поисково-разведочное бурение продолжать по поперечному профилю. В этом случае истинный максимум аномалии высокого пластового давления как бы оконтуривается поисковыми скважинами. Все пробуренные

скважины исследуются не только на пластовое давление, но и на приток нефти и воды. Если в скважине, расположенной в центре аномалии с небольшим перепадом давления Б 10-15 Krc/CNiT, не получено нефти, то данный участок является бесперспективным на нефть и газ и дальнейшее поисковое бурение следует здесь прекратить. Однако это не значит, что в целом аномалия высокого пластового давления является неперспективной, так как в разрезе может быть несколько аномалий высокого пластового давления, приуроченных к различным горизбнтам. И, кроме того, на фоне каждой аномалии, как правило, образуется ряд мелких аномалий с различными перепадами давлений и некоторые из них находятся ниже изобары, принятой за контур нефтеносности. Поэтому, учитывая такую неоднородность общей аномалии высокого пластового давления, необходимо продолжить поисковое бурение до в(тречи следующей аномалии с большим перепадом давления и лежащей выще изобары, принятой за контур нефтеносности, чем предыдущая, и в дополнение к этому из скважины получена-, нефть. Эти данные указывают на то, что необходимо продолжить разведочное бурение до установления максимума аномалии пластового давления и уточнения величины пластового давления, соответствующего контуру нефтеносности. Определяется максимальный перепад давления в залежи, геометрия полез 1ого объема самой залежи с гиперболической формой водонефтяного раздела и единой гидродинамической системой. А это позволит резко сократить ко шчество интервалов испытаний.

В связи с тем, что залежи с аномально высоким пластовым давлением имеют гиперболическую форму водо-нефтяного раздела, то в центре аномалии подошва нефтяной залежи гипсометрически расположена значительно ниже, чем на контуре. Поэтому эту особенность геометрии тела нефтяной залежи с аномально высоким пластовым давлением рекомендуется использовать для сокращения объема бурения путем определения оптимальной глубины заложения разведочных скважин по формуле

Н a-Egt + HK(2)

где Н - проектная глубина скважины, м; I - расстояние проектной скважины

контура нефтеносности, м; Нц - глубина до кровли залежи, м; а -угловой коэффициент. Аномалия высокого пластового давления не контролируется сводом структуры.

Поэтому поиски залежи с аномально высоким пластовым давлением ведется не только в пределах сводовой части локальной структуры, но и на ее крыльях и переклиналях, тем самым значительно увеличивается перспективная площадь для поиска нефтяных и газовых залежей.

Количество испытаний в исследуемом горизонте при большой его мощности произво0 дится не более чем в 2-3 интервалах - в подошве, середине и к кровле. При испытании особо следует обратить внимание на исследования пластового давления, в. частности на точность его определения глуг бинным манометром, степени аномальности и формы залежи, т. е. не только определить гиперболическую форму водо-нефтяного раздела; который имеет значение для определения количества интервалов испытаний, но и выделить эксплуатационный объект с ука0 занием его особенностей.

На чертеже приводится пример практического применения изобретения.

По продольному профилю сейсмострук- туры закладываются поисковые скважины

5 последовательно 1, 2, 3, 4, начиная со сводовой части. В скважине 4 получен приток нефти, но пластовое давление продолжает расти до разведочной скважины 5. В-следующей скважине 6 пластовое давление начинает уменьшаться до 305 кгс/см . Через

0 скважину 5 с максимальным пластовым давлением, равным 310 кгс/см, заложен поперечный профиль, на котором первой пробурена скважина 7 с пластовым давлением 300 кг/см, т. е. меньще чем в скважине 5.

5 Следующую скважину 8 пробуривают на восточном крыле северной переклинали структуры и получают пластовое давление, равное 315 кгс/см, т. е. на 5 кгс/см больше, чем в скважине 5. Последней пробуривают скважину 9 с .пластовым давлением 307 кгс/

0 /см, т. е. ниже, чем в скважине 8. В итоге, по данным трех-ПОИСКОВЫХ и шести разведочных скважин построена карта изобар с центром аномально высокого пластового давления в районе скважины 8, соответствующим центру залежи, расположенном на восточном крыле северной переклинали. Контур нефтеносности проведен по изобаре 297 кгс/см, ниже которой приток нефти в происковых и разведочных скважинах не был получен.

0 Предложенный способ позволит значительно сократить как объем бурения, так и продолжительность поисково-разведочного периода.

СПОСОБ ПОИСКА И РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ТАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В КОЛЛЕКТОРАХ ПОРОВОГО И ТРЕЩИННОГО ТИПОВ, включающий выявление локальной структуры с помощью сейсморазведки с последующим бурением поисковых и разведочных скважин, проведением электрокаротажа, испытанием и исследованием флюидов, при этом первую поисковую скважину закладывают в своде сейсмоструктуры и продолжают поиск по ее больщой оси, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности поиска и разведки, измеряют начальные пластовые давления во всех исследуемых геологических горизонтах в пределах локальной структуры, проходимых скважинами, в местах с аномально высокими пластовыми давлениями закладывают поперечные профили, строят карты изобар по каждому или группе с единой гидродинамической системой исследуемых горизонтов, определяют центр залежи с аномально высоким пластовым давлением по максимальному значению пластового давления, проводят контур нефтеносности по изобаре, ниже которой промьннленные притоки нефти отсутствуют, и опре в деляют положение водо-нефтяного раздела, (Л имеющего гиперболическую форму, для каждой группы геологических горизонтов, по с которому вьшвляют полезный объем залежи. о 00 05 о о