Нефтегазопромысловая геология учебное пособие

3.5.Детальная корреляция разрезов скважин

Встроении осадочной толщи, в том числе и продуктивных отложений, принимают участие породы, различающиеся по времени

образования, литологическому составу, коллекторским свойствам и т.п. Осадочные породы обладают свойством слоистости и располагаются в геологическом разрезе в определенной последовательности чередования пачек, пластов, слоев с разными свойствами.

Выделение в разрезе и прослеживание по площади на основе сопоставления разрезов скважин одноименных комплексов, горизонтов и пластов, выяснение условий их залегания, степени постоянства состава и толщины осуществляют с помощью корреляции разрезов скважин. При выполнении корреляции за основу берутся: интерпретация геофизических исследований скважин, данные исследований керна и опробования скважин. В зависимости от решаемых задач различают региональную, общую и детальную корреляцию.

Региональную корреляцию проводят в пределах региона или бассейна седиментации в целях стратиграфического расчленения разреза, определения последовательности напластования литологостратиграфических комплексов, выявления несогласий в залегании пород. Результаты региональной корреляции используют при решении поисковых задач и в качестве основы для общей корреляции.

Общую корреляцию выполняют в пределах месторождений с целью выделения в разрезах скважин одноименных стратиграфических свит, литологических пачек, продуктивных и маркирующих горизонтов. При общей корреляции сопоставляются разрезы скважин по всей вскрытой толщине от их устьев до забоев.

Детальную корреляцию проводят для продуктивной части разреза на стадии подготовки залежи к разработке и в период разработки. Основная задача детальной корреляции – обеспечить построение модели, адекватной реальному геологическому объекту. При этом должны быть решены задачи выделения границ продуктивного пласта, определения его расчлененности на пропластки, выявления соотношений в залегании проницаемых и непроницаемых пород, характера изменчивости по площади каждого отдельного пласта и др.

31

Корреляция часто бывает затруднена из-за литолого-фаци- альной изменчивости по площади прослоев пород, слагающих горизонт. Особенно подвержены литолого-фациальной изменчивости песчаные пласты-коллекторы, которые могут полностью или частично замещаться алевролитами, глинистыми алевролитами, а нередко

иглинами.

Вкарбонатных разрезах границы между выделенными пропластками могут становиться нечеткими вследствие вторичных процессов. Поэтому детальная корреляция разрезов, сложенных карбонатными отложениями, особенно сложна. Пример построения корреляционной схемы для карбонатных отложений приведен на рис. 7. Из рис. 7 видно, что пласт Т не выдержан по толщине. Максимальные общие толщины он имеет в скважинах 257, 292, минимальную толщину – в скважине 183.

Рис. 7. Корреляционная схема. Пласт Т. Падунское месторождение (Пермский край); насыщение: – нефть, – вода, ······ – перфорация; результаты опробывания:

•– нефть

32

При детальной корреляции важное значение имеет выделение в разрезе реперов и реперных границ. Репером называется выдержанный по площади и по толщине пласт, литологически отличающийся от выше- и нижележащих пород и четко фиксируемый на диаграммах ГИС. Иногда на диаграммах четко фиксируется только одна граница пласта (его подошва или кровля). Хорошими реперами являются прослои, представленные глинами (аргиллитами), так как обычно они залегают на значительной площади и имеют четко выраженные граничные поверхности. На диаграммах ГИС глины четко фиксируются по кавернограммам, кривым ПС и ГК.

На основе детальной корреляции выполняются все геологические построения, отображающие строение залежей нефти и газа. От правильного ее проведения во многом зависят точность подсчета запасов, обоснованность принимаемых при разработке технологических решений, надежность прогноза конечного нефтеизвлечения и др.

4. ЗАПАСЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

4.1. Степень изученности месторождений нефти и газа. Категории запасов

Изучение потенциально нефтегазоносных объектов направлено на их локализацию и выявление залежей нефти и газа. До того момента, пока первая скважина не вскрыла продуктивный пласт, можно лишь предполагать наличие в нем залежи углеводородов, что устанавливается опробованием или с помощью комплекса промысловогеофизических и других исследований. Факт установления продуктивности горизонтов и пластов, т.е. факт выявления залежей служит границей, разделяющей запасы и ресурсы.

Масса нефти и конденсата (тыс. т) и объем газа (млн м3) на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называются запасами. На подсчитанную величину запасов влияют объем и качество информации, полученной при поисковых и разведочных работах и разработке, а также применяемые методы подсчета.

33

Подсчитываемые запасы одной и той же залежи по мере накопления фактических данных на разных стадиях геолого-разведоч- ных работ или с учетом данных эксплуатационного разбуривания и разработки могут претерпевать существенные изменения. Чем выше степень изученности залежи, тем достовернее подсчитанные запасы и выше их категорийность.

Наряду с выявленными залежами в нефтегазоносных пластах, а также в литолого-стратиграфических комплексах объектов, не изученных поисковым бурением, могут содержаться скопления УВ, наличие которых предполагается на основании площадных геологогеофизических исследований (прежде всего сейсморазведка) и сложившихся представлений о геологическом строении. Это предполагаемые залежи в продуктивных, но не вскрытых бурением пластах на установленных месторождениях или на подготовленных к бурению площадях, а также в литолого-стратиграфических комплексах с доказанной и предполагаемой нефтегазоносностью. Масса нефти и конденсата (тыс. т), объем газа (млн м3) на дату оценки, приведенные к стандартным условиям, в указанных выше объектах называются ресурсами. Ресурсы по степени их изученности и обоснованности подразделяются на прогнозные – категории Д1, Д2 и перспективные – категория С3.

Прогнозные ресурсы оцениваются на стадиях региональных работ в районах, по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона (категория Д1) и для территорий, где промышленная нефтегазоносность еще не доказана (категория Д2).

К категории С3 относят ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района. Перспективные ресурсы нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий С1 и С2.

34

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на предварительно оцененные – категория С2 и промышленные (разведанные) категории А, В, C1. Запасы полезных компонентов, содержащихся в нефти и газе в промышленных количествах, а также их перспективные и прогнозные ресурсы соответственно подсчитываются или оцениваются по тем же категориям и в тех же границах, что и содержащие их полезные ископаемые.

Категория С2 – запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий или в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений. Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями.

Запасы категории С2 используются для определения перспектив месторождения, планирования геолого-разведочных работ или гео- лого-промысловых исследований при переводе скважин на вышележащие пласты и частично для проектирования разработки залежей.

Категория C1 – запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах. Тип, форма

иразмеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пла- стов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных

иэксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент, вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены

35

по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения.

Категория В – запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.

Запасы по категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения.

Категория А – запасы залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств; нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктив-

36

ность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и другие).

3апасы по категории А подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения.

4.2. Промышленная ценность месторождений

Как собственник недр государство ведет учет принадлежащих ему полезных ископаемых. С целью учета состояния минеральносырьевой базы ведется государственный баланс запасов полезных ископаемых, который содержит сведения о количестве, качестве и степени изученности запасов месторождений каждого вида полезных ископаемых, имеющих промышленное значение, а также об их размещении, степени промышленного освоения, добыче, потерях и обеспеченности промышленности разведанными запасами.

Находящиеся в недрах запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющие промышленное значение, относят к геологическим запасам. В геологических запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы.

Извлекаемые запасы – часть геологических запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ГКЗ РФ) с учетом заключений по ним Министерства природных ресурсов (МПР РФ).

На месторождениях, введенных в разработку, классификация запасов обязывает производить перевод запасов категорий C1 и С2 в более высокие категории по данным бурения и исследования добы-

37

вающих скважин, а в необходимых случаях – по данным доразведки. В тех случаях, когда в результате доразведки, проведенной на разрабатываемом месторождении, геологические и извлекаемые запасы категорий A+B+C1 изменяются по сравнению с ранее утвержденными ГКЗ РФ более чем на 20 %, необходимо проводить пересчет запасов.

Пересчет запасов производится и в тех случаях, когда в процессе разработки или доразведки залежей намечается списание запасов категорий A+B+C1, не подтвердившихся или не подлежащих отработке по технико-экономическим причинам, превышающее нормативы, установленные действующим положением о порядке списания запасов полезных ископаемых с баланса предприятий по добыче нефти и газа.

При пересчете запасов на разрабатываемых месторождениях необходимо сопоставить данные разведки и разработки по запасам, условиям залегания, эффективной нефте(газо)насыщенной толщине, площади залежи, коллекторским свойствам пород и их нефте(газо)- насыщенности, коэффициентах извлечения. При анализе баланса движения запасов следует установить конкретные причины изменений запасов и их категорийности.

4.3. Геолого-промысловые характеристики залежей нефти и газа

Нефтяные залежи по ряду геолого-промысловых признаков классифицируются следующим образом.

По коллекторским свойствам:

– сверхвязкие (битуминозные) – 3000–10 000 мПа·с;

– особо высокосернистые – более 3,5 %.

По плотности нефти (при температуре 20 ºС):

–средние – от 850 до 870 кг/м3;

–тяжелые – от 870 до 895 кг/м3;

–битуминозные – свыше 895 кг/м3.

По начальному значению дебитов скважин:

– сверхвысокодебитные – более 200 т/сут.

Нефтяные месторождения по величине извлекаемых запасов

подразделяются на:

–мелкие – менее 15 млн т;

–средние – от 15 до 60 млн т;

–крупные – от 60 до 300 млн т;

–уникальные – более 300 млн т.

Помимо указанных характеристик влияние на выбор систем разработки, эффективность эксплуатации месторождений нефти и в конечном итоге на перспективы нефтеизвлечения оказывают строение природных резервуаров, их неоднородность и расчлененность, условия залегания пород, режим залежей, тип цемента и т.д. С учетом этого геолого-физические условия залежей подразделяют на благоприятные для извлечения нефти с применением традиционных методов заводнения и неблагоприятные. Соответственно этому все разведанные запасы делятся на сравнительно легко извлекаемые (активные) и трудноизвлекаемые.

39

К группе активных относят запасы, при разработке которых традиционными методами вытеснения нефти водой обеспечиваются высокие темпы отбора и проектный коэффициент извлечения нефти КИН более 0,4–0,5. Это преимущественно запасы залежей, содержащих маловязкие нефти (до 10 мПа·с) в высокопродуктивных коллекторах.

Под трудноизвлекаемыми понимают запасы, для которых при традиционных методах вытеснения характерны низкие темпы отбора

ипроектный КИН не более 0,2–0,3. Эта группа включает запасы всех залежей с повышенной и высокой вязкостью, а также залежи маловязких нефтей в слабопроницаемых коллекторах, водонефтяных зонах с небольшой нефтенасыщенной толщиной (менее 3 м) и незначительной долей нефтенасыщенной части пласта в общей толщине коллектора, а также залежи в нетрадиционных коллекторах.

Месторождения природных газов в зависимости от состава

исвойств насыщающих их флюидов подразделяются на:

–газовые – насыщены легкими углеводородами парафинового ряда с содержанием метана до 98 %;

–газоконденсатные – насыщены углеводородами парафинового ряда в составе которых имеется достаточно большое количество углеводородов от пентана и тяжелее, конденсирующихся при изменении пластового давления;

–газонефтяные – имеют газовую шапку и нефтяную оторочку;

–газогидратные – содержат в продуктивных пластах газ в твердом гидратном состоянии.

Месторождения природного газа по величине извлекаемых за-

пасов подразделяются на:

–мелкие – менее 40 млрд м3;

–средние – от 40 до 75 млрд м3;

–крупные – от 75 до 500 млрд м3;

–уникальные – более 500 млрд м3.

40