К оглавлению журнала

 

УДК 553.98:550.81.002.236

©В.Я. Соколов, 1990

О совершенствовании регламентации геологоразведочного процесса

В.Я. СОКОЛОВ (ВНИГИК)

Минимизация числа скважин – важный резерв снижения стоимости разведки месторождения нефти и газа, в связи с чем во всех публикациях по этому вопросу подчеркивается целесообразность изучения залежей до некоторого оптимального предела. Каков этот предел и как его находить – мнения различны. Так, за критерий достижения такого предела рекомендуется принимать стабилизацию усредненных подсчетных параметров (И.И. Нестеров, 1985 г.) либо зависимость между среднеквадратичной ошибкой вычисления средних значений параметров и средней плотности сети скважин (А.Я. Фурсов, В.В. Стасенков, 1981 г.), либо минимизацию риска убытков при разработке месторождения в зависимости от ошибок подсчета запасов при его разведке (Н.Е. Быков, Л.Д. Америка, А.В. Черницкий, 1978 г.) и т. д.

Общее же для всех указанных и других оптимизационных подходов – использование текущих величин подсчетных параметров, что означает постоянное наличие полноценных сведений о величине и распределении по площади запасов С1 и С2, т. е. сведений, которые в любой момент разведки были бы основаны на полном обобщении всей геолого-геофизической информации, накопленной к этому моменту. Иными словами, разведку завершает не сам подсчет запасов, который должен начинаться еще до заложения поисковых скважин, когда проектируются поиски и уточняются ресурсы С3, а составление отчета по подсчету запасов.

Действительно, для расчета ресурсов С3 оценивают величины тех же самых подсчетных параметров (ПП), что и для запасов C1 и С2 по завершению разведки. Поэтому, подсчет запасов – это осуществляемый на протяжении всего поисково-разведочного периода процесс корректировки текущих ПП, соответствующий дискретно накапливаемой информации о строении и нефтегазоносности разбуриваемой площади. В практике работ корректировка текущих ПП часто приурочивается к концу календарного периода, когда составляются отчеты по оперативным запасам. При этом нередко учитывается, главным образом, геолого-геофизическая информация, полученная за отчетный период, без полноценного пересмотра всей ранее накопленной. Поэтому оперативные запасы часто оказываются приблизительными, а значения ПП в итоговом подсчете запасов могут значительно отличаться от величин, указанных в последнем отчете по оперативным запасам.

Однако задача оптимизации разведки требует оперативной обработки не только вновь поступившей информации, но и всей ранее накопленной, включая переинтерпретацию данных ГИС. Для итеративности процесса подсчета запасов необходима компьютеризация хранения геолого-геофизической информации и ее обработки подобно тому, как это происходит сейчас в области ГИС. При этом оперативная корректировка ПП должна производиться не с периодичной отчетностью, а сразу же после получения новых данных. При таком подходе к подсчету запасов становится возможным сокращение объемов бурения, а также и числа скважин при обнаружении запасов, меньших прогнозных, или своевременное их расширение, если запасы оказываются большими, чем ожидалось. Многолетняя практика применения такого подхода показала и другие его преимущества:

Для повышения экономичности и качества подготавливаемых запасов с помощью управления поисково-разведочным процессом целесообразно дополнить действующие “Методические указания” [2] разделом об оптимизации поисково-разведочных работ на нефть и газ, включающим указания о критериях оптимизации, дискретно-итеративном характере процесса подсчета запасов и т. д. Необходимо также внести коррективы в действующую “Техническую инструкцию” [4], различающую два вида интерпретации данных ГИС: сводную (площадную), проводимую в конце разведки с учетом всех данных по площади, и оперативную, выполненную в ходе работ отдельно для каждой скважины. Оптимизация разведки объединит оба вида интерпретации, которая должна быть оперативной и площадной одновременно.

Нередко многолетнее ожидание ввода в разработку детально разведанных месторождений влечет омертвление очень крупных капиталовложений. Очевидно, что после установления значимости месторождения следует начинать детальное его изучение с планов общего освоения региона, руководствуясь четкими критериями границы, разделяющей стадии оценки месторождения и подготовки его к разработке, что также должно быть отражено в [2].

Кроме того, стоимость разведочного, вернее поисково-разведочного, бурения на локальной площади контролируется не только числом и глубиной скважин (объемом бурения), но и длительностью поисково-разведочного периода, считая от забуривания первой поисковой скважины и до окончания испытания последней разведочной. Если за критерий оптимизации принять количество запасов C1 на рубль затрат, то ее задача сводится не только к максимизации прироста запасов С1 и минимизации объемов бурения, но и сокращению длительности поисково-разведочного периода. Максимальное число скважин определяется расчетом, гарантирующим очередность их заложения, и потому полностью исключается возможность появления геологически лишних скважин по сравнению со случаем разбуривания той же самой площади (месторождения) одним буровым станком, когда этот риск минимален [3].

Тесная связь разведки с поисками обусловливает необходимость рассматривать оптимизацию всего процесса поисков и разведки в целом. С этой точки зрения при положительных результатах поисковый этап на площади должен завершаться не получением первого промышленного притока нефти и (или) газа [2], а после полного опоискования всех перспективных пластов. Это не только ускорит оценку значимости открытого месторождения еще до его разведки, но и создаст предпосылки для выбора оптимальной сети разведочных скважин, для повышения эффективности ГИС при быстром формировании их петрофизической базы (ибо будет ясно в каких частях разреза отбирать керн при бурении уже первой разведочной скважины), для раннего решения вопроса о необходимости бурения базовой скважины на безводной промывочной жидкости.

Одновременно для повышения эффективности поисков необходимо уточнить подходы к выделению перспективных пластов в разрезе скважины. Известны два подхода, базирующиеся на принципах позитивной или негативной оценки нефтегазоперспективности пластов. Согласно первому – всякий пласт перспективен, если имеются прямые признаки его возможной продуктивности; по второму – всякий пласт перспективен, если отсутствуют доказательства его непродуктивности. Господство первого принципа приводило к пропуску продуктивных пластов при поисках, поскольку к перспективным относятся пласты возможного нефтегазонасыщения. Использование же второго принципа существенно сужает вероятность пропуска, так как в этом случае перспективны не только пласты, охарактеризованные как возможно нефтегазонасыщенные, но неопределенно насыщенные (пласты-коллекторы с неясной природой насыщающего их флюида) и неопознанные. Поэтому требуется корректировка [4], направленной на применение лишь первого принципа по результатам ГИС. Также необходимо повысить роль прямых методов исследования разрезов поисковых скважин (газокаротаж, опробователи пластов на кабеле и на трубах, боковые грунты, сверлящие керноотборники), поскольку косвенные методы ГИС служат надежным диагностическим средством лишь при разведке, причем при наличии достаточной петрофизической базы.

В целях полноты опоискования разреза подлежат уточнению некоторые фрмулировки [2], допускающие возможность испытания при поисках некоторых, но не всех, перспективных пластов.

Серьезной корректировки требует также и [1]. Эта инструкция должна содержать ограничение на опробовательские работы в том случае, когда существует опасность возникновения осложнения или аварии. А все пункты, регламентирующие геологический выбор объектов испытания в открытом стволе и эксплуатационной колонне, равно как и остановку испытаний поисковой или разведочной скважины после получения промышленного притока продукта, должны быть изъяты.

В то же время в [1] отсутствует ряд необходимых технологических требований, направленных на повышение однозначности результатов испытания объектов. Например, не указывается необходимость опрессовки цементных мостов, разделяющих объекты испытания в эксплуатационной колонне, при снижении гидростатического давления столба воды на величину не меньше максимальной фактической депрессии, при которой испытывался предыдущий объект. Подобная опрессовка на внешнее давление нужна и для эксплуатационной колонны перед испытанием в ней первого объекта, тогда как инструкция предусматривает опрессовку только на ожидаемое внутреннее давление при закрытии устья. Никак не оговариваются необходимость контроля зоны перфорации в случае “сухости” объекта испытания и обязательность геофизического сопровождения опробовательских работ. Все это на практике нередко влечет существенное искажение результатов испытания за счет негативного влияния технологических факторов. Несовпадение же результатов испытания с ожидавшимися по данным ГИС мешает уточнению диагностических критериев продуктивности пластов, затрудняет обоснование величины и категорийности запасов, снижает геологическую эффективность ГИС.

Изложенное выше, несомненно, свидетельствует о назревшей необходимости приведения указанных документов в соответствие с требованием оптимизации поисков и разведки нефти и газа на основе уже имеющегося опыта работ и учета последних достижений науки и техники. При этом, во избежании прошлых ошибок разработки руководящих документов и принимая во внимание, что диапазон подлежащих рассмотрению вопросов широк, необходимо, чтобы работа по корректировке всех новых документов выполнялась одной группой специалистов в составе геологов, геофизиков и буровиков.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях – М.: ВНИИБТ.– 1983.
  2. Методические указания по ведению работ на стадиях поисков и разведки месторождений нефти и газа – М.: ВНИГНИ.– 1982.
  3. Соколов В.Я., Стельмах Г.С., Тихомиров В.А. Методика расчета динамики разбуривания месторождения для ускорения его разведки//Геология нефти и газа–1987.– № 11.– С. 35–40.
  4. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах– М.: Недра.– 1985.

Abstract

To optimize prospecting and exploration for oil and gas fields, we need to define concretely the criteria of efficiency, boundaries between exploration phases, evaluation of fields and preparation for their development, as well as to determine the requirements for choosing and testing the objects in the well. These determinations must be reflected in the instructions regulating geological exploration process including oil-gas well construction and the study of their sections by well logging and cores. The leading documents which are currently in force do not respond the above purposes and should therefore be corrected.