Способ разведки месторождений нефти и газа в рифовых массивах под соленосными породами пластового залегания Советский патент 1992 года по МПК G01V9/00 

Изобретение относится к области нефтегазовой геологии и может быть использовано при геологоразведочных работах в зонах развития рифовых массивов, перекрытых соленосными породами пластового залегания в объеме, по меньнен мере, двух соленое ных циклов.

Наиболее близким по технической сунности и постигаемому результату является cnorofi разведки месторождении неЛти и газа в рисовых магси-

вах под соленосними породами пластового залегания, включающий бурение не менее трех разведочных скважин, с последующим проведением ирсмысло- во-геофизических исследований в разрезе соленооных пород, определение мощности пластов-ангидритов и каменных солей, определение уровня контакта залепи с пластовой водой и суждение о продуктивности скважин по тенденции сокращения мощности соленосных порот m склоновых участков рифов к

Хч1 СЛ

00

О Ю

их следу и прогнозируемому местоположению контура контакта залежи с пластовой подои.

Однако при таком способе расходуются значительные объемы разведочного бурения на склоновых участках рифов, где возрастает вероятность бурения непродуктивных скважин в связи с низкой точностью прогноза положения контура контакта залежи с пластовой водой. Кроме того, в районах развития соленосных пород сокращенного стратиграфического объема, изменчивость обгдей мощности соленосных пород не всегда отражает точное местоположение свода рифового массива, что осложняет возможность прогноза продуктивности скважины в процессе ее бурения до вскрытия рифового массива.

Целью предлагаемого способа является сокращение объемов бурения за счет определения продуктивности вновь бурящихся скважин до вскрытия рифового массива.

Поставленная цель достигается тем, что в способе разведки месторождений нефти и газа в риАовьгх массивах под соленосными породами пластового залегания в районах развития стратиграфических разрезов первого и второго над рифовых циклов, включающем бурение не менее трех разведочных скважин с последующим проведением промысло- во-геофизических исследований в разрезе соленосных пород первого надри- фового цикла (ПНРЦ), определение мощности пластов ангидритов и каменных солей, определение уровня контакта залели с пластовой водой, новые сква- кипы бурят до вскрытия подошвы каменных солей ПНРЦ, сравнивают суммарную мощность каменных солей ПНРЦ и ангидритов ВНРЦ и, в случае превышения значения мопности интервала разреза от подошвы каменных солей ПНРЦ до уровня водонефтяного (газоводяного) контакта значения мощности ангидритов ПНРЦ, делают вывод о продуктивности скважин и продолжают их бурение В основе предлагаемого способа лежит эмпирически установленная зависимость изменения мощности конкретных циклов соленосных пород трастового

залегания от конкретной их приуроченности к тем пли иным морфологическим элементам рифовых пассивов (своду, склонам пли нодпотст.п) . Нефтргазонос

5

5

ность рифов связана со сводовыми частями рифов, где мощности ангидритов и каменных солей ПНРЦ, а также ангидритов ВНРЦ сокращены. На склонах рифов и в области из; пожножия происходит закономерное увеличение мощности как ангидритов, так и каменной соли ПНРЦ и ангидритов ВНРЦ. Причем изменение суммарной мощности каменных солей ПНРЦ и ангидритов ВНРЦ линейно зависит от мощности ангидритов ПНРЦ. Установленная закономерность наблюдается на всех рифах, перекрытых соленосными породами пластового залегания. Поэтому объектами применения данного способа могли бы быть нефтегазоносные площади Каракум, Карим, Северный Майманак, Аккум, Южное Кема- 0 чи, Кокчи, Караиль, Адамташ и др., например, в Узбекистане.

С учетом такой закономерности в скважинах, вскрывших подошву каменных солей ПНРЦ, появилась возмо7 ность прогнозировать мощность ангидритов ПНРЦ, и сравнивая ее с мощностью интервала менду уровнем контакта залежи с пластовой водой и подошвой каменной соли ПНРЦ, определять, будет ли вскрыт продуктивный горизонт выше или ниже уровня контакта залежи с пластовой водой и тем самым, исключить бурение бесперспективных скважин вблизи контура залежи или, другими словами после вскрытия ангидритов ПНРЦ обеспечить дальнейшее бурение только заведомо продуктивных скважин.

Способ реализуется следующим образом.

1.На площади с рифовым массивом под соленосными породами пластового залегания в стратиграфическом объеме ПНРЦ и ВНРЦ, в котором обично присутствует нижний пласт ангидритов

, и частично каменной соли, бурят первые три скважины до пересечения ожидаемого уровня контакта залежи с пластовой водой.

2.Проводят скважинные промыслово- гл геофизические исследования (включая

кавернометрню и радиоактивный каротаж) , по данным которых устанавливают отметки уровня ВПК или ГВК и производят расчленение разреза соленосных пород на пачки ангидритов и каменных солей различной мощностие

3„ По результатам расчленения устанавливают стратиграфические границы и значения мощности ангидритов ,

0

5

0

55

5175

и каменных солей ПНРЦ и ангидритов ВНРЦ.

4.Строят график зависимости значений суммарной мощности каменных солей ПНРЦ и ангидритов ВНРЦ от значений мощности ангидритов ВНРЦ.

5.В процессе бурения последующих разведочных скважин, включая склоновые, имеющих задачу разведки и оконтуриваиия залежи, после вскрытия ими подошвы каменной соли ПНРЦ по комплексу промыслово-геофизических исследований, как и в ранее пробуренных скважинах, устанавливают в разрезе соленое- ной формации стратиграфические границы и сравнивают значения суммарной мощности каменных солей ПНРЦ и ангидритов ВНРЦ с известными значениями

в ранее пробуренных скважинах.

6.На графике установленной зависимости по значениям суммарной мощности каменных солей ПНРЦ и ангидритов ВНРЦ определяют значение мощности ангидритов ПНРЦ в новых скважинах.

7.Вычисляют для новых скважин значение мощности интервала разреза от уровня контакта залежи с пластовой водой до подошвы каменных солей ПНРЦ и сравнивают его со значением мощности ангидритов ПНРЦ.

8.При значениях мощности интервала разреза от подошвы каменных солей ПНРЦ до уровня водонефтяного (газоводяного) контакта превышающих значения мощности ангидритов ПНРЦ делают вывод о продуктивности скважин и продолжают дальнейшее бурение, а при равенстве указанных параметров (в данном случае значение мощности ангидри- тов ПНРЦ является граничным для продуктивной площади) или меньших значениях первого параметра относительно второго скважину относят к бесперспек

тивной и бурение ее прекращают.

На чертеже показан пример использования предлагаемого изобретения на месторождении Южное Кемачи в Западном Узбекистане, где: изогипсы 1 по поверхности верхнеюрских карбонатных отложений; внешний контур 2 нефтега- зоносности (линия пересечения поверхности контакта залежи с пластовой водой .с поверхностью верхнеюрских карбонатных отложений, являющейся поверхностью риоового тела), он совпадает в данном случае с границей свода рифа; граница 3 склона рифа, пробуренные продуктивные скважины 4; пробуренные

0

6

с

0 S

Q

5

0

5

5

0

5

16

непродуктивные скважины 5; график зависимости 6 суммарной мощности ных солой ПНРЦ и ангидритов ВНГП о г мощности ангидритов ПНРЦ; гранитное значение 7 мощности ангидритов ПНРЦ, т.е. равное значению мощности интервала разреза от уровня контакта заложи с пластовой водой до подошвы каменных солей ПНРЦ, при котором, в случае дальнейшего бурения скважины, будет

вскрыт внешний контур заложи, либо скважина окажется в непосредственной близости к нему.

Вскрытым бурением разрез соленое- ных отложений на площади Юотюе Кемачи отличается резко сокращенной мощ- ностью верхнего (второго) соленое- кого цикла.(ВПРЦ), изменяющейся от 78 м до 146 м, при нормальной (полной) мощности ВНРЦ в этом районе от 300 до 500 м, и его стратиграфической неполнотой. Такое строение соленое ной толщи не позволяет применять способ - прототип данного изобретения, в связи с отсутствием в разрезе солепоеных отложений достаточно полных соленосных циклов, кроме ПНРЦ.

В первых девяти продуктивных скважинах в пределах свода рифа мощности ангидритов ПНРЦ изменяются от 9 до 14 м при среднем значении 12 м, тогда как в первой непродуктивной скважине f-h 10 она составляет 105 м. Суммарные мощности каменных солей ПНРЦ и ангидритов ВНРЦ в указашгых продуктивных скважинах изменяются от 78 до 96 м, при среднем значении 86 м, а в непродуктивной скважине № 10 - 171 м. Поверхность контакта залежи с пластовой водой по данным ГНС и по результа там опробования установлена на отмет- ке - 2070 м.

По значениям указанных величин пластов ангидритов и каменных солей построен график зависимости суммарной мощности каменных солей ПНРЦ и ангидритов ВНРЦ от мощности ангидритов ПНРЦ. В прнконтурной скважине № 6 мощность ангидритов ПНРЦ составила 12 м при значении мощности интервала разреза от уровня контакта залежи с пластовой водой до подопвы солей ПНРЦ 65 м, т.е. продуктивная часть разреза составила 53 м, при расстоянии от скважины до контура залежи 150 м. В продуктивной скважине 12 мощность ангидритов ПНРЦ составила 14 м при значении мощности

имторплла разреза от поверхности контакта заложи с пластовой водой до подошвы каменных солеи ПНРЦ 31 м. Продуктивная часть разреза составила 20 м, при расстоянии от скважины до контура залежи 200 м. В продуктивной скважине К° 14 модность ангидритов ПНРЦ составила 13,5 м, при значении мощности интервала разреза от поверх ности контакта залежи с пластовой водой до подошвы каменных солей ПНРЦ АД м. Продуктивная часть разреза составила 30,5 м при расстоянии от скважины до контура залежи 250 м.

В первой непродуктивной скважине № 10 значение мощности ангидритов Ш1РЦ составляет 105 м, при отметке подошвы каменных солей 2050 м, т.е. на 20 м выше, чем поверхность контак та заложи с пластовой водой, зчаче- лие суммарной мощности каменных соле ПНРЦ и ангидритов ВНРЦ составляет 171 м. С учетом выявленной зависимости на графике при таком значении суммарной мощности каменных солей ПНРЦ и ангидритов ВНРЦ мощность ангидритов ПНРЦ составляет 110 м (фактчески она составила 105 м), тогда как значение мощности интервала разр за от поверхности контакта залежи с пластовой водой до подошвы каменных солей ПНРЦ 20 м. То есть этот параметр значительно меньше значения мощности ангидритов ПНРЦ и поэтому дальнейшее бурение скважины после вскрытия подошвы каменных солей ПНРЦ было нецелесообразным, хотя расстояние до соседней продуктивной скважин Y° 6, имеющей мощность продуктивного интервала 53 м, составляет всего 350 м.

В законтурной скважине № 13 значение суммарной мощности каменных солей ПТ1РЦ и ангидритов ВНРЦ соста- вило 103 м. Судя по графику зависимости этой величины от мощности ангидритов ПНРЦ, последние должны был бы иметь мощность порядка 58 м; что практически совпадает с граничным

j

Q 5 о Q

,,

5

значением мощности ангидритов ПНРЦ, установленным после бурения всех скважин. То есть после вскрытия подошвы каменных солей ПНРЦ можно было утверждать, что и эта скважина окажется за контуром залежи и дальнейшее бурение ее не целесообразно. И действительно после бурения этой скважины можно было удебиться, что она оказалась в 200 м за контуром залежи.

Экономический эффект в результате применения изобретения возникает в результате своевременного прекращения бурения неперспективных скважин.

На площади Южное Кемачи в результате своевременного прекращения бурения только скважин К1 13, 15, 16 экономический эЛЛект мог бы составить 191 178 руб. (таблица ).

Формула изобретения

Способ разведки месторождений нефти и газа в рифовых массивах под соленосными породами пластового залегания, включающий бурение разведочных скважин с последующим проведением промыслово-геофизических исследований в разрезе солен ос ньгх пород первого надрифового цикла (ПНРЦ), определение МО11НОСТИ пластов ангидритов и каменных солей, определение уровня контакта залета с пластовой водой, о т л и - ч а ю ц и и с я тем, что, с целью сокращения объемов бурения за счет определения продуктивности вновь бурящихся скважин до вскрытия рифового массива, новые сквадшш бурят до вскрптия иодогшы каменных солей ПНРЦ. сравнивают суммарную мощность каменных солей ПНРЦ и ангидритов ВНРЦ, определяют значение невскрытой мощности ангидритов ПНРЦ и в случае превышения значением мощности интервала разреза от подошвы каменных солей ПНРЦ до уровня водонефтяиого (газоводяного) контакта значения мощности ангидритов ПНРЦ делают вывод о продуктивности скважин и продолжают их бурение.

Итого:

191178

Использование: разведка месторождений нефти и газа в рифовых мае - сивах, перекрытых солсносными породами 1гластового залегания. Суцность: скважины бурят до пересечения уровня контакта залели с пластовой водой и определяют отметку контакта. Выявляют зависимость суммарной мощности каменной соли пород первого надри- фового цикла (ПНГЦ) и ангидритов второго надриАового цикла (ВИРЦ) соленое ных пород от моггности ангидритов ИНРН. В новых сквакинах, вскрывающих подошву каменной сопи ИНГИ, определяют суммарную мощность каменной соли ПНРЦ и ангидритов ВНРЦ, а по указанной зависимости определяют мощность ангидритов ПНРЦ. Сравнивают значения мощности интервала разреза от уровня контакта залежи с пластовой водой до подопвы каменных солей ПНРЦ со значением мощности ангидритов ПНРЦ. Дальнейшее бурение скважин продолжают при значениях мощности интервала разреза от уровня контакта залежи с плас-товой водой до подошвы каменных солей ПНРЦ, превышающих значения мощности ангидритов ПНРЦ. 1 ил., 1 табл. чЭ IS

V.

Стоимость метра бурения взята из отчета по подсчету запасов. Фонд МГ УзССР, 1983 г.

1 едактор Н.Коляда

50

Составитель В.Ильин

Техред М.Моргентал

Заказ 3000

Тираж

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Моекиа, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

50 58,5

inn Значения мощности 1ии онгвдритоп ПНРЦ

Корректор А.Ворович

Подписное