Лабораторна робота № 8 Аналіз стану геологічної вивченості нафтогазового покладу в порушеній структурі та вибір методики подальшої розвідки

1 Мета та завдання роботи

Метою роботи є набуття студентами практичних вмінь проведення поточного аналізу результатів пошуково-розвідувального буріння на нафтогазовому родовищі для оперативного управління геологорозвідувальним процесом.

Для досягнення поставленої мети перед студентом ставиться завдання:

– проаналізувати фактичні геолого–промислові матеріали й зробити висновок про стан вивченості покладу, пов’язаного з тектонічно порушеною антиклінальною складкою;

– створити графічну модель виявленого покладу;

– обґрунтувати й намітити оптимальну методику прове-дення подальшого розвідувального буріння для підготовки родовища до розробки.

2 Основні теоретичні положення

Мета розвідки родовища нафти і газу – вивчення геолого-промислової характеристики покладів для складання надійних проектів розробки.

Для досягнення цієї мети перед розвідувальним бурінням поставлені такі основні завдання:

– геометризація виявлених покладів;

– детальне вивчення ємнісно-фільтраційних характерис-тик порід колекторів і фізико-хімічних властивостей флюїдів;

– установлення пластових тисків і температур, тисків насичення нафти газом, дебіту і коефіцієнтів продуктивності свердловин тощо;

– вивчення природних режимів покладів;

– деталізація геологічної моделі родовища;

– обґрунтування значень підрахункових параметрів для обчислення розвіданих запасів нафти і газу;

– підготовка проектних документів на розробку родовища.

При геометризації визначають форму та межі покладів шляхом вивчення:

– структурної поверхні продуктивних горизонтів;

– ступеня розчленованості їх на прошарки;

– характеру літологічних заміщень колекторів;

– характеру тектонічних порушень;

– просторового положення флюїдоконтактів (нафта – вода, газ – нафта, газ – вода).

Висотне положення флюїдоконтактів на окремих ділянках покладу може бути визначено трьома способами: за керном, за матеріалами промислово-геофізичних досліджень в свердловині або за даними випробування свердловин.

На початку розвідки наближене значення абсолютної позначки флюїдоконтакту здебільшого визначають за даними випробування продуктивних і непродуктивних свердловин.

Якщо на структурі одержано промисловий приплив безводної нафти лише із однієї свердловини, то за надійне (найвище) гіпсометричне положення флюїдоконтакту зазвичай приймають абсолютну позначку нижніх отворів перфорації. Якщо з одного інтервалу перфорації одержана нафта з водою, то положення ВНК визначають або за результатами інтерпретації результатів геофізичних досліджень в свердловині, або умовно відносять до середини цього інтервалу з переміщенням його догори або вниз залежно від співвідношення кількості нафти і води в продукції свердловини.

Якщо в межах покладу є пара поблизу розташованих свердловин, одна із яких дала, наприклад, нафту, а друга – воду, то просторове положення ВНК можна визначити двома способами.

За першим способом гіпсометричне положення ВНК приймають як середнє арифметичне із значень абсолютних позначок верхніх отворів перфорації водної свердловини та нижніх отворів перфорації нафтової свердловини. Аналогічно за парами відповідних свердловин визначають гіпсометричне положення ГНК і ГВК.

За другим способом положення флюїдоконтактів визначають шляхом розрахунків з використанням такої узагальненої формули В.П. Савченка

, (5.1)

де: – відстань по вертикалі від точки виміру пластового тиску верхнього флюїду до флюїдоконтакту, м; – різниця висотного положення точок виміру пластового тиску для нижнього та верхнього флюїдів, м; , – пластовий тиск в точках виміру відповідно для нижнього та верхнього флюїду, Па; g=9,8м/с – прискорення вільного падіння; , – густина відповідно нижнього та верхнього флюїду в пластових умовах, кг/м³.

Значення величини визначають із виразу

= |Н_н | – |H_в |, (5.2)

де Н_н– абсолютна позначка точки виміру пластового тиску для нижнього флюїду, м; H_в – абсолютна позначка точки виміру пластового тиску для верхнього флюїду, м;

Оскільки у геолога на практиці зазвичай є дані про лабораторні дослідження флюїдів при стандартних умовах, то густини флюїдів у пластових умовах визначають за формулами:

а) густина нафти в пластових умовах (в кг/м³):

, (5.3)

де: – густина сепарованої (дегазованої) нафти, кг/м³; – відносна густина розчиненого в нафті газу при стандартних умовах; – газовміст пластової нафти, м³/м³; – об'ємний коефіцієнт пластової нафти;

б) густина газу в пластових умовах (в кг/м³):

, (5.4)

де – відносна густина газу в стандартних умовах; – пластовий тиск, МПа; – пластова температура, К; Z – коефіцієнт надстисливості газу;

в) густина води в пластових умовах (в кг/м³):

, (5.5)

де – густина пластової води в стандартних умовах, кг/м³; – об'ємний коефіцієнт пластової води.

Визначення абсолютної позначки флюїдоконтакту проводять за виразом

. (5.6)

Розрахунки гіпсометричного положення флюїдоконтактів за вищенаведеними формулами дають надійні результати для умов складчастих областей, де поклади мають значну висоту, а також для газових покладів і покладів легкої нафти, для яких характерна суттєва різниця густин різних флюїдів. Необхідним при цьому є висока достовірність вимірів пластових тисків і фізико-хімічних властивостей флюїдів.