Способ разведки залежей нефти и газа Советский патент 1992 года по МПК E21B47/04 

Изобретение относится к геологоразведочнь1М работам на нефть и газ и может быть использовано для разведки их залежей.

Известен способ разведки залежей нефти и газа, основанный на заложении скважин в поперечном профиле или кресте профилей. Способ не зффективен, по сксмьку 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 вы теснеимя воды, насыщающей экранирующие отложения, флюидом из залежи и определении максимально возможной высоты углеводородной залежи йа

- 3

Р 10

, гдеИ-высосоотношения Ьмах -- 77та залежи, см; Р - давление вытеснения воды из экранирующих пород, кГс/см ; Ау - 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 из экранирующих залежь отложений осуществляется на образцах керна, в условиях неадекватных природный Зачастую в керновых образцов не попадают макротрёщины, контролирующие основные фильтрационные массопереносы при формировании и разрушении залежи. В определяемое давление начала вытеснения воды из

экранирующих залежь отложений отвечает капиллярной (диффузионной) форме проницаемости, значительно (один-два порядка) занижающей проницаемость пороД-покрышек и соответственно завышанэщей высоты экранируемых залежей. Таким образом, поставленная цель - сокращение объёмов 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 газа с. известными «углами наклона крыльев складки, включающем бурение скважины в сводовой части залежи, определение высоты угле1воддродной залежи и последующее сгущение сети разведочных скважин, измеряют начальное пластовое давление, определяют коэффициенты аномальности пластовых давлений, высоты за;1 ежей и их корреляционную зависимость на известных месторождениях единого нефтегазоносного комплекса, измеряют пластовое давление в разведуемой 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 которых сгущают сеть разведочных скважин.

Физическая природа установленной связи обьясн ется 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. Об этом свидетельствуют как результаты исследований по ряду нефтегазоносных областей СССР (ГЭ. Прозорович, 1972, и др.), так и по Мангышлаку, где установлена строгая количественная связь высоты залежей (Р)от мощность контролирующих Их покрышек (Н):

,4Н+4,Зп-А, где п - 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 крзффициентрв аномальности пластовых давлений по залежам.

3.Определение высот залежей по известным месторождениям единого нефтегазоносного комплекба.

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

5.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 ВН К (ГВК).

8.Проведение внешнего и внутреннего контуров нефтегазоносности для залежи разведуемого месторождения по данным об отметках ВНК(ГВК)иуглах наклона крыльев складки..

9.Заложение разведочных скважин в контуре нефтегазоносности.

Пример. На месторождении Северное Карагие, связанном с антиклинальной складкой размером 12,5x6,5 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 скважины (№№ 2.4,7) пробурены в пределах структуры, но оказались за контуром нефтегазоносности. По результатам разведки выявлейа залежь с отметкой ВНК - 3736 и высотой 65 м. Замеры пластового давления по сводовой скважине составляют 43,9 МПа (СКВ. № 5, интервал 3591-3603 м), козффициент аномальности Ка 1,22.

Разведку месторрждения по предлагаемому способу осуществляют следующим образом.

После бурения сводовой скважины замеряют пластовое давление в продуктивном интервале (Рпл 43,9 МПа), определяют коэффициент аномальности (Ка 1,22). По графику зависимости Нз - f(Ka) определяют высоту залежи м) и абсолютную отметку ВНК: 3671+6S 3736 м (со знаком минус). С учетом углов наклона крыльев складки, определяющего заложение горизонталей, проводят внешний (и внутренний) контур нефтегазоносности залежи по изогипсе - 3736. Скважины бурят внутри контура нефтегазоносности. При принятом контуре нефтегазоносности бурение разведочных скважин № 2. 4, 7 исключается (они не попадают в контур нефтегазоносности). Исходя из этого разведка месторождения ограничивается 5 скважинами (Мг(Ь 1, 3, 5, 6,8). Экономический эффект от применения предлагаемого способа при разведке месторождения Севе)зное Карагие может составить 2 мян. руб. ХЗ ска б млн. руб.

Формула изобретения

Способ разведки залежей нефти и газа, включающий бурение скважины s сводовой 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 давления, 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 водонефтяного (газоводяного) контакта и положение внутреннего и внешнего контуров нефтегазоносности, внутри которых сгущают сеть разведочных скважин.