|
УДК 553.98:553.042.003.12(476.2) |
Оценка запасов нефти по результатам первых нефтяных скважин в Припятском прогибе
А.Л. ЗАВГОРОДНИЙ (Укргипрониинефть)
Промышленная нефтеносность в Припятском прогибе связана с франскими (подсолевыми) и фаменскими (межсолевыми) отложениями верхнего девона. Поисково-разведочные работы ведутся на структурах, подготавливаемых к глубокому бурению детальной сейсморазведкой.
Подсолевые структуры представляют собой ограниченные разломами блоки, где породы имеют моноклинальное залегание и одинаковое простирание с основным структурообразующим субширотным разрывным нарушением. Статистический анализ морфологии блоков, изученных детальной сейсморазведкой и глубоким бурением, показывает, что азимуты простирания основного разрывного нарушения в среднемсоставляют 115±34°, а подсолевых пород 113±24°. Длина блоков изменяется в пределах 0,5-8,5 км, модальное ее значение равно 2,5 км, а среднее 3,1 км. Ширина блоков, рассчитанная по протяженности поперечных разломов, колеблется от 0,5 до 3,5 км при модальном значении 2,5 км и среднем 2 км. Таким образом, подсолевые объекты имеют незначительную площадь - 6-7 км2. Более протяженные блоковые структуры при их разбуривании, как правило, дробятся на блоки подобной величины. Глубины залегания перспективных подсолевых горизонтов для большинства картируемых площадей составляют 3500- 4500 м.
Межсолевые структуры представляют собой пликативные формы, часто осложненные разрывными нарушениями. Длина структур изменяется от 2 до 18 км, а ширина - от 0,5 до 3 км. Средняя площадь их 9-10 км2.
Приведенные данные свидетельствуют о том, что на современном этапе изученности Припятского прогиба к поисковому бурению готовятся объекты, незначительные по площади и часто глубокопогруженные. К ним приурочены небольшие залежи нефти. Эти обстоятельства определяют требования к качеству подготовки структур сейсморазведкой, к методике их опоискования, разведке и подготовке запасов нефти.
Решение разведочных задач на мелких объектах, предусматривающее перевод перспективных ресурсов в запасы категории C1 в объеме не менее 80 %, необходимо осуществлять минимальным числом скважин при обязательном попадании их в залежь. Эффективность поисково-разведочного бурения должна быть не ниже уровня, достигнутого в Припятском прогибе на рассматриваемый период.
Согласно Классификации месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, утвержденной в 1983 г., перспективные ресурсы нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий С1 и С2. Если промышленный приток нефти получен в первой (и единственной) на структуре поисковой скважине, то исходя из условий определения категорийности запасов прирост запасов категории С1 может быть определен для площади, подсчитанной по радиусу, равному удвоенному расстоянию между эксплуатационными скважинами, принятому в данном районе для аналогичных месторождений.
По Положению об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ (1983 г.) поисковый этап на структуре заканчивается получением первого промышленного притока нефти и оценкой запасов категории С2 и частично С1.
Основой для планирования разведочного бурения служат запасы нефти категории С2. Поэтому успешность подготовки и достоверность их выделения - главные условия для выполнения задачи по приросту запасов промышленных категорий.
В настоящее время на разрабатываемых месторождениях Припятского прогиба объем запасов категории С2 весьма ограничен. В то же время в активе организаций, осуществляющих поисково-разведочные работы, имеются объекты, где нефть получена только в одной (первой) скважине.
Поскольку такие объекты – главный резерв для выполнения плана по приросту разведанных запасов, достоверное обоснование площади и объема запасов категории С2 по первой скважине, давшей промышленный приток нефти, является важной производственной задачей. Ее решение определяет дальнейшие затраты разведочного объема бурения. Для Припятского прогиба это приобретает особое значение, так как буровые работы ведутся здесь в особых геолого-технических и географических условиях: поисковые объекты находятся на очень больших глубинах; проводка скважин осуществляется в сложных геологических условиях (аномальные пластовые давления и температуры, наличие агрессивных, способных к пластическому течению или интенсивному осыпанию глинистых отложений, поглощающих пластов, присутствие в разрезе мощных соленосных толщ и т. д.); существуют значительные трудности, связанные с отводом земель под строительство скважин, и необходимость по этой причине вести наклонно-направленное бурение. Поэтому строительство скважин производится с существенными затратами времени и средств. Получение результатов достигается через год или даже больший промежуток времени.
Можно показать, что предварительно оцененные запасы (С2) на участке скважины, давшей первый промышленный приток нефти на структуре, являются не менее надежной основой для прироста запасов категории С1, чем объекты, где уже имеются запасы нефти категории С2, подсчитанные для промежуточных и вышележащих пластов.
К категории С2 относятся запасы, заключенные между отметками нижних дыр перфорации, откуда получена нефть, или подошвы нижнего нефтенасыщенного интервала по данным опробования и промыслово-геофизических исследований в скважине и предполагаемым ВНК для залежей с законтурной водоносной частью резервуара или возможной границей распространения резервуара для литологически ограниченных залежей без законтурных вод. К категории С2 причисляются запасы между границей запасов категории C1 и любым другим ограничением залежи, т. е. неразведанные запасы на площади резервуара, а также запасы промежуточных и вышележащих пластов на месторождении. В любом из этих случаев выделение площади запасов категории С2 производится условно, тем более, что на этой площади пробуренные скважины или вообще отсутствуют, или в них перспективные объекты не испытаны. Поэтому для эффективного ведения разведочных работ необходимо во всех случаях решать вопрос о достоверности границ и площади залежи или части залежи, запасы которых могут быть отнесены к предварительно оцененным.
Что касается результатов получения нефти первой поисковой скважиной, то они могут надежно обеспечить дальнейший прирост запасов категории С1. Рассмотрим два примера. В одном из них первой скважиной пройден нефтенасыщенный разрез значительной мощности, включающий ядро биогермной постройки. Вскрыта массивная водоплавающая залежь. Проходкой с отбором керна, опробованием в процессе бурения и испытанием в эксплуатационной колонне определено положение ВНК. Дополнительные сейсмические материалы и результаты бурения дают информацию о поверхности резервуара, что позволяет построить модель залежи, оценить запасы нефти категорий С1 и С2 и рационально разместить разведочные скважины.
В другом в качестве примера могут служить подсолевые блоковые структуры, когда в пределах блоков картируемые сейсморазведкой опорные горизонты и разрывные нарушения с достаточной точностью отражают строение ловушек. Получение здесь притоков нефти в первой скважине, заложенной в оптимальных структурных условиях блока и вскрывшей продуктивный горизонт, характеризующийся в данном районе выдержанными мощностью и породами-коллекторами, также дает возможность подсчитать предварительно оцененные и разведанные запасы определенной части блока, планировать разведку и прирост запасов категории С1.
Предварительно оцененные запасы, которые определяются по материалам первой скважины, давшей нефть, обязаны быть не менее обоснованными, чем запасы категории С2, выделение которых регламентировано Классификацией месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Это достигается за счет: 1) повышения качества подготовки структуры сейсморазведкой; 2) достаточной обоснованности местоположения первой скважины; 3) обеспечения полноты и качества информации, полученной в результате бурения этой скважины; 4) достоверности построения модели залежи к началу ее разведки.
Размеры площади залежи, где по данным первой скважины подсчитываются запасы категории C1, в условиях Припятского прогиба не всегда могут быть определены кругом с радиусом, равным удвоенному расстоянию между эксплуатационными скважинами. Это обусловлено небольшими размерами залежей. Так, ширина подсолевых залежей, выявленных на глубинах более 3000 м, изменяется от 350 до 1900 м. Наиболее часто встречающиеся значения составляют 700-800 м, а средняя величина равна 870 м. Залежи находятся в блоках, погрешность определения пространственного положения основного экранирующего разлома которых по данным детальной сейсморазведки составляет, как правило, около ±100 м. При минимально допустимом расстоянии первой скважины от этого разлома 200-250 м и наиболее распространенной сетке эксплуатационных скважин 500x500 м ограничение разведанных запасов (С1) со стороны прогнозируемого контура нефтеносности окружностью указанного выше размера может привести к неточности перевода перспективных ресурсов в запасы категорий С1 и С2. Разведанные запасы со стороны погружения блока будут выделены надежно только в той части круга (рис. 1, А, поле S1), которая ограничена изогипсой, отвечающей отметке нижних дыр перфорации нефтяного объекта в первой скважине. Остальная площадь ловушки (до указанной изогипсы) характеризуется запасами категории С2 (поле S2).
Что касается площади, заключенной между границами запасов категории С2 и контуром нефтеносности, принятым при оценке перспективных ресурсов подготовленной структуры, то в ее пределах также может содержаться нефть, запасы которой целесообразнее относить к категории С2.
Так, для подсолевых залежей Припятского прогиба, находящихся на глубинах более 3000 м, установлено, что распределение их высот подчиняется закону, близкому к нормальному, со средним значением 160 м и средним квадратическим отклонением ±45 м. Заложение первой поисковой скважины осуществляется таким образом, чтобы была обеспечена максимальная вероятность ее попадания в залежь минимальной высоты (до 100 м).
При получении нефти первой скважиной контур нефтеносности будет проходить между изогипсами, которые соответствуют отметкам нижних дыр перфорации нефтеносного объекта и ВНК для залежи с наибольшей высотой (250 м). Площадь нефтеносности между названными изогипсами может быть различной, а разведочные работы при попадании скважины за ее пределы - неэффективными. Однако после получения нефти в первой скважине, пробуренной в оптимальных структурных условиях, заложение последующих (разведочных) скважин на более низких гипсометрических отметках поверхности ловушки следует производить из расчета их попадания в контур нефтеносности.
Для повышения эффективности разведочных работ на узких, ограниченных по размерам нефтяных залежах необходимо, чтобы вторая (разведочная) скважина также попала в залежь. Для этого контур нефтеносности должен быть достаточно надежно обоснован.
На блоковых подсолевых структурах, с которыми связаны небольшие залежи, находящиеся на глубинах свыше 3000 м, наиболее вероятный контур нефтеносности будет проходить по изогипсе, отвечающей отметке ВНК для залежи, высота которой близка к средней. Это значение определено с надежностью, достаточной для геологического прогноза. Так, для 24 залежей, приуроченных к девонскому подсолевому карбонатному разрезу, высоты измерялись величинами от 50 до 300 м. Чаще всего встречающееся (модальное) значение высоты залежи составляло 125 м, а среднее - 160 м. Необходимо отметить, что только для одной залежи значение ее высоты (300 м) оказалось значительно больше (на 50 м) максимально возможного (250 м).
На графике (рис. 2), отражающем вероятность обнаружения подсолевой залежи с высотой менее некоторой фиксированной (из ряда встреченных фактических) величины, наибольшая вероятность (Р>=0,8) приходится на залежи высотой до 150 м. Р, равная 0,92, отвечает модальному значению высоты 125 м. Поэтому для большей уверенности попадания разведочной скважины в залежь ее нужно заложить на изогипсе, рассчитанной исходя из модального значения предполагаемой высоты залежи (см. рис. 1, А). При такой обоснованности предполагаемого контура нефтеносности перспективные ресурсы на площади, заключенной между изогипсой, соответствующей отметке нижней дыры перфорации нефтяного объекта в скв. 1 и указанной выше изогипсой, могут считаться переведенными в предварительно оцененные и, как показывает опыт работ, приниматься при планировании прироста разведанных запасов. На площади между изогипсами, отвечающими отметкам ВНК для предполагаемых залежей модального и максимального значения высоты (см. рис. 1, А, поле S3), запасы категории С2 могут быть выделены только после получения безводной нефти в разведочной скважине.
Подсолевые ловушки на глубинах до 3000 м обладают более значительными высотами, которые превышают 300 м, а в отдельных случаях достигают 800- 900 м. Здесь контур нефтеносности прогнозируется по аналогии с подобными соседними месторождениями. Такие структуры являются обычно высоко-амплитудными и имеют относительно увеличенные размеры. Фонд таких структур в настоящее время ограничен.
Для подобных ловушек уверенный прогноз ВНК не может быть выполнен. Но, учитывая, что максимальная высота залежей (250 м), находящихся на глубинах более 3000 м, может быть с высокой степенью надежности принята за минимальную высоту неглубоких залежей, уверенная граница предварительно оцененных запасов (со стороны погружения продуктивного горизонта) должна проводиться здесь по изогипсе, соответствующей отметке ВНК для залежей указанной высоты. Дальнейшее размещение разведочных скважин выполняется на более низких гипсометрических отметках, исходя из расчета, что, во-первых, каждая последующая скважина (кроме последней) является нефтяной, а во-вторых, увеличивает разведанные запасы на объем не менее рентабельного для скважины в условиях Припятского прогиба.
Перевод перспективных ресурсов в запасы категорий C1 и С2 для массивных и пластовых залежей межсолевых отложений должен осуществляться с использованием вышеописанных принципов.
По данным первой поисковой скважины о высоте биогерма, сейсмическим материалам о его контуре в плане и с использованием аналогий с подобными разведанными объектами строится модель поверхности массивного резервуара. Предварительно оцененные запасы нефти целесообразно подсчитывать на площади, заключенной между границей разведанных запасов (в радиусе, равном удвоенному расстоянию между эксплуатационными скважинами) и изогипсой, отвечающей отметке нижних дыр перфорации в первой скважине, где получена нефть, или отметке подошвы нижнего нефтенасыщенного интервала (отметке ВНК, если последний установлен скважиной по данным опробования испытателем пластов в процессе бурения, испытания в эксплуатационной колонне, материалов промыслово-геофизических исследований, изучения керна и шлама - см. рис 1, Б, S2). В дальнейшем подсчет прироста запасов производится по мере уточнения строения резервуара и положения ВНК разведочными скважинами.
Примерно такой же подход следует реализовать и для пластовых сводовых залежей, приуроченных к относительно небольшим по размерам, но высокоамплитудным структурам, характеризующимся отсутствием разрывных нарушений или их ограниченным развитием, относительным постоянством мощности продуктивных пластов и выдержанностью слагающих их пород-коллекторов.
Таким образом, для подсолевых и межсолевых структур существует возможность уверенного прогнозирования границ распространения залежей после получения нефти в первой поисковой скважине. Это обеспечивает обоснованность прироста запасов категории С2 и будет способствовать более эффективному проектированию разведки, планированию и осуществлению разведочными организациями прироста разведанных запасов нефти.
Рис. 1. Схема выделения категорий запасов на подсолевых блоках (А) и межсолевых биогермах (Б).
Разрывные нарушения: 1 - основное структурообразующее, 2 - поперечные; 3 - границы органогенной постройки; 4 - расчетный контур нефтеносности (а, б, в - для предполагаемых залежей минимальной, средней и максимальной высот; г - по коэффициенту заполнения ловушки); 5 - контур нефтеносности по установленному скважиной ВНК, или нижней дыре перфорации в скв. 1, или подошве нижнего нефтенасыщенного интервала в скв. 1; 6 - граница залежи, проведенная с учетом отметки нижней дыры перфорации продуктивного объекта в скв. 1; 7 - граница запасов категории С1, выделенных по данным скв. 1; запасы категории: 8 - C1, 9 - С2; 10 - скважины: первая поисковая, давшая промышленный приток нефти (а) и проектная разведочная (б). S1 - S2 - поля нефтяного объекта
Рис. 2. График вероятности попадания скважины в залежь определенной высоты (для подсолевых ловушек на глубинах более 3000 м)
