Требования к изученности месторождений и залежей на поисковом и разведочном этапах, а также в процессе разработки определяются «Инструкцией по применению Классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов».
Этот документ обязывает соблюдать установленные этапы и стадии геологоразведочных работ, строго выполнять требования к их полноте и качеству, осуществлять рациональное комплексирование методов и технических средств разведки, своевременно проводить постадийную геолого-экономическую оценку результатов работ. Степень изученности месторождения должна обеспечивать возможность его комплексного освоения при обязательном соблюдении требований по охране окружающей среды.
При разведке месторождений глубина, способ бурения и конструкция разведочных скважин определяются в каждом конкретном случае проектом разведки. Конструкция скважин должна обеспечивать возможность проведения геофизических исследований, испытания на приток жидкости и газа, как в открытом стволе, так и в колонне, гидродинамических исследований, отбора пластовых глубинных проб.
Количество, система размещения и последовательность бурения разведочных скважин должны обеспечивать получение надежных данных для выявления закономерностей изменения строения продуктивных пластов, их толщин, коллекторских свойств, характера насыщения и особенностей тектонического строения месторождения. Расстояния между разведочными скважинами, необходимые для детального изучения геологического строения месторождения (залежи), обоснования подсчета запасов и подготовки объекта для промышленного освоения. Определяются размерами залежи и сложностью ее геологического строения. Для каждого месторождения на основании изучения и тщательного анализа всех имеющихся геологических и геофизических материалов обосновывается наиболее рациональная система размещения разведочных скважин.
Для нефтегазовых и газонефтяных залежей при выборе систем расположения разведочных скважин и расстояний между ними следует учитывать необходимость оценки промышленного значения нефтяной и газовой частей этих залежей.
В районе разведанного месторождения должны быть оценены сырьевая база для производства строительных материалов и возможные источники водоснабжения с точки зрения удовлетворения потребности будущих предприятий по добыче нефти и газа или обоснования проведения в дальнейшем специальных геологоразведочных, гидрогеологических и изыскательских работ.
КОМПЛЕКСНОЕ ИЗУЧЕНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В ПОИСКОВЫХ И РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИНАХ
Инструкция по применению Классификации запасов предусматривает требования к комплексному изучению продуктивных отложений на месторождениях нефти и газа в поисковых и разведочных скважинах – в процессе бурения скважин, исследования керна, проведения промыслово-геофизических и опробовательских работ, гидродинамических исследований, анализа проб нефти, газа, конденсата и подземных вод – с целью установления геологического строения залежей, подсчета запасов и подготовки месторождения к промышленного освоению.
Требования к бурению скважин
Бурение поисковых и разведочных скважин производится в соответствии с проектом. Бурение разведочных скважин осуществляется с учетом данных по ранее пробуренным скважинам, особенно при разведке продуктивных пластов, не выдержанных по толщине, с резкой изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств и тектонически нарушенных.
В процессе бурения поисковых и разведочных скважин из нефтегазоносных и перспективных на нефть и газ отложений следует производить отбор керна в количестве, обеспечивающем изучение изменчивости литологии физических свойств коллекторов по площади и по разрезу и позволяющем надежно интерпретировать материалы геофизических исследований скважин. Нормы отбора, выноса и детальности лабораторных исследований керна регламентируются действующей «Инструкцией по отбору, документации, обработке, хранению и ликвидации керна скважин колонкового и разведочного бурения».
При необходимости практикуется бурение скважин со сплошным отбором керна по продуктивному пласту и отбором образцов пород для лабораторных исследований через 0,1 – 0,25 м толщины пласта, применение промывочных жидкостей на водной основе для повышения информативности отобранного керна и сохранения природных фильтрационно-емкостных свойств пород призабойной зоны.
Необходимый комплекс исследований в скважинах
Этот комплекс предусматривает:
1)детальное и комплексное изучение керна с целью определения литологических особенностей, минерального состава и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов продуктивного пласта и покрышек. Также определяются геофизические параметры для получения эталонных (петрофизических) зависимостей между геофизическими параметрами и коллекторскими свойствами, служащих основой интерпретации материалов геофизических исследований скважин;
2)рациональный комплекс геофизических исследований скважин (ГИС), по данным которого производится литологическое расчленение разреза, выделяются продуктивные горизонты, определяются глубины их залегания, а также общая, нефтенасыщенная, газонасыщенная толщина в пределах нефтяной, водонефтяной, газонефтяной, газовой и газоводяной зон, устанавливаются положение и абсолютные отметки ВНК, ГВК и ГНК, определяются открытая пористость, проницаемость, нефтегазонасыщенность;
3)комплекс газогидродинамических исследований для определения фильтрационно-емкостной характеристики коллекторов, толщин продуктивных пластов, положения ВНК, ГВК и ГНК.
В скважинах при разных режимах работы проводится раздельное испытание нефте-, газо- и водонасыщенных пластов с целью установления характера их насыщения, положения ВНК, ГВК, ГНК, полной газоконденсатной характеристики, статических уровней, пластовых и забойных давлений и пластовых температур. При литологической изменчивости и большой толщине продуктивного пласта испытание производится по интервалам с различной геофизической характеристикой.
Для получения эксплуатационной характеристики продуктивного пласта каждой залежи, имеющей промышленное значение, необходимо проводить поинтервальное испытание на приток отдельных продуктивных пластов залежи, находящихся в различных частях оцениваемой площади. Для определения максимально возможных дебитов в единичных скважинах испытание ведется по всей толщине продуктивного пласта.
Наряду с указанными исследованиями в скважинах осуществляется отбор пластовых глубинных проб нефти (не менее двух в скважине), при этом необходимо определять пластовые давление и температуру.
При проведении испытаний необходимо осуществлять согласованный в установленном порядке с местными органами комплекс мероприятий по охране окружающей среды, а также утилизацию полученных продуктов.
При появлении воды в скважинах, находящихся в контуре нефтегазоносной площади, необходимо определить место притока воды и установить причины ее поступления. В разведочных скважинах с притоками подземных вод по данным опробования устанавливаются дебиты воды, температура, давление и другие показатели. Затем выделяются водоносные горизонты с промышленными концентрациями полезных компонентов. Согласно «Требованиям к комплексному изучению месторождений и подсчету запасов попутных ископаемых и компонентов» компоненты должны определяться в каждой пробе, если их содержание превышает определенное значение (йод – 10 мг/л, бром – 200 мг/л, оксид бора – 250 мг/л, магний – 100 мг/л, калий – 1 г/л, литий – 10 мг/л, рубидий – 3 мг/л, стронций – 300 мг/л, германий – 0,05 мг/л.
По результатам опробования определяется целесообразность специальных разведочных работ в завершающей стадии разведки месторождения для оценки запасов подземных вод. Гидродинамическая характеристика и химический состав подземных вод сопоставляются по всем месторождениям района. На основании этого сопоставления устанавливаются направления изменения напоров и химического состава подземных вод водоносных горизонтов.
Комплексное исследование проб нефти, газа, конденсата и подземных вод
При исследовании глубинных проб нефти, приведенной к стандартным условиям методом дифференциального разгазирования, определяются фракционный и групповой состав, содержание (масса, %) силикагелевых смол, масел, асфальтенов, парафинов, серы и металлов, давление насыщения нефти газом, растворимость газа в нефти, объем, плотность и вязкость в пластовых и стандартных условиях, температура застывания и начала кипения, коэффициенты упругости.
При исследовании глубинных проб газа (свободного и растворенного в нефти) определяются плотность по воздуху, теплота сгорания, содержание (мольная доля, %) метана, этана, пропана, бутанов, гелия, сероводорода, углекислого газа, азота. Состав растворенного в нефти газа определяется при дифференциальном разгазировании проб нефти до стандартных условий.
При исследовании глубинных проб конденсата определяются фракционный и групповой состав, содержание парафина, серы, плотность и вязкость при стандартных условиях, давление начала конденсации.
При изучении состава нефти и газа необходимо определить наличие и содержание компонентов, вредно воздействующих на оборудование и усложняющих добычу, транспортировку и переработку нефти и газа (коррозионная агрессивность к металлу и цементу, выпадение парафина, серы, солей, механических примесей и т.д.).
При анализе проб подземных вод определяются химический состав, состав растворенного газа, содержание полезных компонентов, коэффициент упругости воды, газосодержание полезных компонентов, газосодержание и т.п.
Комплексное изучение месторождений (залежей) в процессе разработки
Разработка нефтяных и газовых месторождений представляет собой комплекс работ по извлечению нефти (газа, конденсата) из недр на поверхность, предусмотренных соответствующими проектными и другими документами.
В процессе разработки осуществляется управление процессом движения жидкостей и газа в пласте к забоям скважин путем выбора систем размещения скважин, установления их числа, порядка ввода в в эксплуатацию, режима работы и регулирования баланса пластовой энергии. В процессе разработки осуществляется более глубокое изучение залежей на каждой стадии по более плотным сеткам добывающих скважин, пробуренных первоначально в соответствии с технологической схемой разработки нефтяного месторождения или проектом опытно-промышленных работ газового месторождения, а затем в соответствии с проектами разработки этих месторождений. На основе такого изучения уточняются запасы залежей, планируются мероприятия по совершенствованию их разработки.
Комплекс работ на месторождениях, находящихся в разработке, включает в себя:
1)детальное и комплексное изучение керна с целью уточнения литолого-минералогического состава и фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов продуктивного пласта и покрышек;
2)комплекс ГИС, который определяется из конкретных геолого-геофизических условий;
3)гидродинамические исследования, уточняющие коллекторские свойства пород, положение ВНК, ГНК, ГВК.
В процессе разработки также ведутся наблюдения за изменением пластового давления в залежах нефти и газа, текущих и годовых отборов нефти, газа и воды, накопленной добычи, газового фактора и других показателей разработки.
По данным бурения и исследования добывающих и нагнетательных скважин уточняются геологическое строение залежей, характер изменения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов продуктивных пластов, качественный и количественный состав нефти, газа, конденсата и основные особенности залежей, от которых зависят условия их разработки, с целью перевода запасов месторождения в более высокие категории.
Исследования гидродинамической связи (изменения пластового давления) нефтегазосодержащих пластов по площади и разрезу проводятся в соответствии с требованиями «Инструкции по гидродинамическим исследованиям пластов и скважин».
Объем и качество исследований обеспечивают возможность подсчета запасов нефти и газа не только объемным методом, но и методами, основанными на принципе материального баланса.
При извлечении в процессе добычи нефти и газа попутно значительных количеств подземных вод изучение и подсчет запасов заключенных в них полезных компонентов производится с учетом требований «Инструкции по применению Классификации эксплуатационных запасов и прогнозных ресурсов подземных вод».
ХАРАКТЕРИСТИКА ПОЛНОЙ ИЗУЧЕННОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) НЕФТИ И ГАЗА
Для каждого месторождения (залежи) по данным бурения, геологических, геофизических, гидрогеологических и лабораторных исследований, испытания и исследования скважин, а также по данным разработки устанавливаются:
1)литолого-стратиграфический разрез продуктивных и вмещающих отложений;
2)тип, форма и размеры залежи; положение нефтегазонасыщенных пластов в разрезе, места слияния пластов и пропластков, их замещения и выклинивания; положение ВНК, ГНК и ГВК;
3)толщина продуктивных пластов и пропластков в пределах выделенных зон: общая, эффективная, нефтегазонасыщенная;
4)тип коллектора; литолого-минералогический и гранулометрический состав; степень окатанности и отсортированности зерен, их упаковка; состав цемента;
5)коллекторские и другие свойства продуктивного пласта: пустотность (пористость, трещиноватость, кавернозность), абсолютная проницаемость, глинистость, карбонатность, плотность пород, их сжимаемость и т.п.;
6)наряду с перечисленными в п.2, 3, 5 параметрами неоднородности продуктивных пластов рассчитываются статистические показатели неоднородности в границах эксплуатационного объекта: объемы выборок, интервалы изменения, средние квадратические отклонения, коэффициенты вариации значений общей и нефтегазонасыщенной толщин, пустотности, абсолютной проницаемости, песчанистости разреза, расчлененности пластов, энтропии расчлененности;
7)нефтегазонасыщенность начальная и остаточная;
8)характеристика пород-покрышек: вещественный состав, пустотность, проницаемость и т.д.;
9)состав и физико-химические свойства нефти, газа, конденсата:
пластовой нефти: давление насыщения нефти газом, газосодержание, плотность, вязкость, объемный коэффициент, усадка, сжимаемость;
нефти, дегазированной способом дифференциального разгазирования до стандартных условий: плотность, кинематическая вязкость, молекулярная масса, температура начала кипения и начала застывания, температура насыщения нефти парафином; процентное содержание нефти парафином, асфальтенов, силикагелевых смол, серы; фракционный и компонентный состав;
газа: компонентный состав; плотность по воздуху и абсолютная сжимаемость;
конденсата: усадка сырого конденсата, количество газа дегазации, плотность, молекулярная масса, начало и конец кипения стабильного конденсата; компонентный и углеводородный состав, содержание серы, парафина, смол;
10)основные особенности залежи, от которых зависят условия ее разработки: пластовые давление и температура; дебиты нефти, газа и конденсата; режим работы, продуктивность скважин; фазовые проницаемости, гидропроводность, смачиваемость (гидрофильность и гидрофобность) пород; коэффициент вытеснения;
11)гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия.
Для залежей с повышенной вязкостью нефти, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки с применением теплофизических и термохимических методов, должны быть определены средние значения коэффициента теплопроводности, удельного теплового сопротивления, удельной теплоемкости пород и жидкости (раздельно).