3 Підготовка до заняття

Для успішного виконання роботи студент повинен перед початком заняття виконати таке:

4.1. Ознайомитись з основними теоретичними положеннями за темою роботи та конкретною геологічною ситуацією.

4.2. Зробити копію структурної карти, яку в індивідуальному порядку видає викладач.

4.3. Виписати та проаналізувати вихідні дані згідно з одержаним варіантом.

4.4. Підготувати відповіді на контрольні запитання та завдання.

4 Опис конкретної геологічної ситуації ( початкоВі дані )

В межах антиклінального підняття, виявленого та підготовленого сейсморозвідкою, проводилось пошуково-розвідувальне буріння. Всього на площі пробурені 4 свердловини, розташування яких показано на структурній карті, що додається. В результаті проведених досліджень виявлено газовий поклад промислового значення, приурочений до продуктивного горизонту В-28 (нижній карбон). При випробуванні цього горизонту в свердловині №1 одержано приплив вуглеводневого газу з абсолютно вільним дебітом 520 тис.м³/д. Свердловина №2 виявилась законтурною, а свердловини №3 і №4 знаходяться у випробуванні, оскільки за даними БКЗ горизонт В-28 в них інтерпретується як газонасичений.

Результати геолого-промислових досліджень в свердловинах наведені в таблиці, що додається. Продуктивний горизонт складений пісковиком з незначними прошарками аргілітів. Колекторні властивості та товщина пласта-колектору на площі й розрізу в основному витримані.

Відкрите родовище знаходиться в районі, поблизу якого проходить магістральний газопровід.

На рис. 4.1 і в табл.4.1 наведені зразки початкових даних, які видаються студентові індивідуально за варіантами.

Рис. 4.1 – Зразок структурної карти

Таблиця 4.1– Результати геолого-промислових досліджень

в свердловинах (зразок)

Показники	Свердловини
	№ 1	№ 2	№ 3	№ 4
Альтитуда, м	285	270	282	268
Інтервал перфорації, м	3280–3302	3500–3524	–	–
Отримана продукція	газ	вода	–	–
Ефективна газонасичена тов-щина пласта, м	18,2	–	15,3	16,5
Коеф. відкритої пористості, %	14,0	16,0	13,2	15,4
Коеф. газонасиченості, %	78,5	–	74,2	72,6
Відносна густина флюїду	0,85	1,18	–	–
Коеф. надстисливості газу	0,92	–	–	–
Об’ємний коефіцієнт води	–	1,03	–	–
Пластовий тиск, МПа	38,0	39,1	–	–
Пластова температура, 0С	79	85	–	–

5 Порядок проведення роботи (Послідовність аналізу конкретної геологічної ситуації)

Для виконання поставлених завдань рекомендується така послідовність проведення роботи:

5.1. Побудувати поперечний профільний геологічний розріз продуктивної частини.

5.2. Визначити нижню межу газового покладу розрахунковим способом для чого:

а) розрахувати , тобто перевищення (в м) абсолютної позначки точки виміру пластового тиску в газовій свердловині над позначкою ГВК за формулою В.П.Савченка

, (5.1)

де: – різниця абсолютних позначок точок виміру пластового тиску в газовій і водяній свердловинах, м; – густина води в пластових умовах; – густина газу в пластових умовах; g=9,8м/с – прискорення вільного падіння; , – пластовий тиск відповідно в газовій та водяній свердловинах, МПа.

Густину води (в кг/м³) в пластових умовах визначають із співвідношення

, (5.2)

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

Густину газу (в кг/м³) в пластових умовах визначають за формулою

(5.3)

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

б) визначити абсолютну позначку ГВК за виразом

, (5.4)

де: – абсолютна позначка точки виміру пластового тиску в газовій свердловині, м;

в) нанести на структурну карту положення зовнішнього контуру газоносності.

5.3. Провести оперативний підрахунок запасів газу на ПЕОМ об'ємним методом за формулою

, (5.5)

де F_г – площа газоносності, м²; h_{еф. г.} – ефективна газонасичена товщина колектору, м; К_г – коефіцієнт газонасиченості колектору; Р_пл – початковий пластовий тиск в покладі, МПа; Р_ст = 0,1 Мпа – тиск при стандартних умовах; – поправка на надстисливість вуглеводневого газу, що враховує ступінь відхилення реального газу від ідеального при тиску Р_пл; f – поправка на пластову температуру для приведення об’єму газу до стандартних умов.

Останні дві поправки обчислюють за формулами:

, (5.6)

де z – коефіцієнт надстисливості пластового газу;

f = 293/(273+t_пл), (5.7)

де t_пл – пластова температура, ⁰С.

5.4. Визначити річний рівень видобутку газу з покладу . При розрахунку вважати необхідним видобування приблизно 10 % загальних запасів газу протягом 3-х років.

, (5.8)

де – коефіцієнт видобутку газу за 3 роки.

5.5. Визначити потрібну кількість добувних свердловин на термін ДПР. При цьому виходити з рівномірної роботи всіх свердловин протягом 340 діб в році, тобто розрахунок вести за формулою

, (5.9)

де – середній робочий дебіт однієї свердловини.

5.6. Розрахувати кількість проектних ВЕС, які необхідно пробурити, та розташувати їх на площі за кілометровою мережею.

6 ЗВІТНІСТЬ

Звіт про виконану роботу має містити:

1) пояснювальну записку, в якій навести:

– мету роботи та поставлене завдання;

– стислий опис конкретної геологічної ситуації та вхідні дані;

– обґрунтування прийнятих категорій запасів газу та значень підрахункових параметрів;

– комп’ютерну роздруківку з результатами розрахунку запасів газу;

– аргументи щодо доцільності проведення прискореної розвідки досліджуваного покладу;

– всі проведені розрахунки з наведенням формул;

– рекомендації про пункти закладання проектних свердловин.

2) графічні додатки, а саме:

– структурну карту з нанесеними пробуреними й проектними свердловинами та контуром газоносності;

– підрахунковий план покладу, підготовлений до розрахунку запасів на ПЕОМ;

– профільний геологічний розріз продуктивної частини.

Графічні побудови слід виконувати на аркушах А4 із дотримуванням галузевих стандартів і використанням умовних знаків і зразків для складання картографічної документації при розвідці та розробці нафтових родовищ, які демонструються в навчальному кабінеті № 5322. Для зручності побудови та перевірки викладачем профільний розріз бажано будувати на аркуші із зошиту в клітинку.