Разведка залежей

Разведка пластовых сводовых залежей – производится по профилям. Скважины располагаются таким образом, что вскрыть залежь на разных гипсометрических уровнях. Этот способ размещения скважин дает возможность установить положение ВНК. Если скважины вскроют продуктивный пласт на одном уровне, то они могут оказаться либо все за контуром залежи, либо все в нефтяной части пласта.

Рисунок 23 – Расположение скважин при разведке

пластовых сводовых залежей

1 – поисковые скважины

2 – оконтуривающие скважины

3 – изогипсы

4 – внешний контур нефтеносности

Расстояния между скважинами определяются размером структуры и неоднородностью пласта. Для платформенных структур расстояния по короткой оси 1-3 км, по длинной – 3-5 реже до 10 км. В складчатых районах по короткой оси от сотен метров до 1-2 км, по длинной оси 4-6 км.

Разведка пластовых тектонически экранированных залежей – выявляется характер разрыва и устанавливается место изгиба пласта, образующего ловушку. Для этого закладывают профили вкрест простирания разрыва. Расстояния между скважинами принимаются значительно меньше, чем между профилями. Первый профиль закладывается в зоне предполагаемой ловушки, второй и третий – по обе стороны от первого.

Разведка пластовых литологически экранированных залежей – производится также, как и пластовых сводовых залежей. Вначале устанавливают положение ВНК и линию выклинивания пласта. Скважины бурятся по простиранию пластов ниже предполагаемой зоны выклинивания продуктивных горизонтов. Затем бурятся скважины вкрест простирания в зоне максимальной мощности пласта.

Рисунок 24 – Размещение

скважин при разведке

литологически экрани-

рованных залежей

1- изогипсы

2 – изопахиты

3 – внешний контур

нефтеносности

Разведка массивных залежей– особенностью, характерной для массивной залежи, влияющей на разведку является наличие ВНК и ГНК под всей залежью.

Признаки массивной залежи – большая мощность пластов-коллекторов, положение ВНК под залежью находится на одной гипсометрической отметке. При разведке необходимо определить изменчивость продуктивных пластов не только по площади, но и по разрезу.

При разведке массивных залежей скважины располагаются более плотно в присводовой части, т.к. можно получить большую информацию о строении залежи. Число скважин зависит от степени неоднородности пласта-коллектора.

Разведка многопластовых месторождений – при наличии большого числа залежей на месторождении разведку следует производить поэтажно.

Этаж– это группа нефтяных или газовых пластов, разведываемых одной группой скважин.

При группировании пластов в этажи учитывают геологические факторы:

· литологический состав пластов-коллекторов;

· сочетание в разрезе нефтегазоносных толщ с разделяющими непродуктивными отложениями;

· состав пластовых флюидов.

Если залежи расположены в небольшом интервале и их число ограничено, то разведку производят одной сеткой скважин, не выделяя этажи разведки (также как и при разведке однопластовых месторождений).

Если месторождение включает большое число нефтяных и газоносных залежей, то вся продуктивная толща делится на этажи разведки. Причем, в один этаж включаются близко расположенные пласты, имеющие сходные геологические условия. Желательно, чтобы в нижней части этажа располагался наиболее продуктивный пласт. Это позволит в первую очередь подготовить его к разработке.

Рисунок 25 –Разделение продуктивных толщ на этажи разведки

1 – аргиллит

2 – песчаник водоносный

3 – песчаник нефтеносный

4 – известняк водоносный

5 – известняк нефтеносный

Продуктивные толщи большой мощности разбивают на 2-3 этажа. Если продуктивная толща большой мощности находится в середине многопластовой залежи, то каждая продуктивная толща должна соответствовать этажу разведки.

Выделение этажей разведки производится по данным поисковых скважин.

Принятая система должна обеспечить проведение разведки многопластового месторождения в кратчайшие сроки и качественно подготовить месторождение к разработке с минимальными затратами.

Разведка газовых и газоконденсатных месторождений – так как газ более подвижный, то разведочные скважины можно бурить на большем расстоянии, чем при разведке нефтяных залежей. Из-за большой разницы плотностей газа и воды можно более точно рассчитать положение ГВК (газо-водяного контакта). Поэтому при разведке газовых месторождений достаточно бурить меньше скважин.

При разведке газо-нефтяных месторождений определяют промышленную ценность нефтяной оторочки и положение ГНК (газо-нефтяного контакта). В массивных залежах наличие оторочки определяют по скважинам, пробуренным в присводовой части залежи. В пластовых залежах для определения оторочки скважины бурят на пологом крыле складки, т.к. в этом месте она имеет наибольшую ширину.