Порядок виконання лабораторної роботи

Виконання лабораторної роботи полягає в наступному.

В таблиці 1.1 наведені дані про заміряні температури у надрах нафтогазових родовищ Західноукраїнського, Східноукраїнського і Південноукраїнського нафтогазоносних регіонів. Для кожного регіону також вказуються глибини залягання шару з постійною температурою (h_пост) і середньорічні температури повітря (t).

Необхідно провести визначення температурного коефіцієнту () для конкретного родовища вуглеводнів, згідно із завданням викладача, використовуючи дані наведені в таблиці 1.1.

Таблиця 1.1 – Заміряні температури в надрах родовищ вуглеводнів Передкарпатського прогину і Скибової зони Карпат

Родовище	Глибина, м	Температура, °С	Геотермічний ступінь	Ка
Зовнішня зона Передкарпатського прогину
Залужанське	2075,5	65	37	1,08
Пинянське	2058	64	37,4	1,17
Садковицьке	1345	37	47,9	0,87
Кавське	851	33	35,3	0,9
Мединицьке	1393	59	27,8	0,98
Більче-Волицьке	1116	42,7	33	0,95
Угерське	1091	39	36,3	0,93
Косівське	792	26	46,4	—
Ковалівсько-Черешенське	2025	66	35,5	0,91
Великомостівське	2394	60	46,9	1,04
Внутрішня зона Передкарпатського прогину і Скибової зони Карпат
Старосамбірське	3460	89	43,2	1,34
Бориславське	2350	64	42,7	1,37
Орів-Уличнянське	3767	93	43,8	1,15
Стинявське	3785	102	40,7	1,08
Північнодолинське	3255	80	43,1	1,04
Долинське	2303	66	40,4	1,27
Долинське	3204	76	47,8	—
Космацьке	2950	86	38,3	—
Росільнянське	3002	75	45,4	1,3
Пнівське	2390	57	49,7	—
Битківське	2475	48	63,3	1,12
Лужанське	3000	78	43,4	—
Лужанське	4000	100	43,9	—
Лужанське	5000	120	45,0	1,72
Лужанське	6000	140	45,7	1,61
Дніпровсько-Донецька западина
Монастирищенське	3355	97	37,6	1,10
Прилуцьке	1602	63	29,1	1,16
Мільковське	3000	89	36,9	1,03
Леляківське	1850	48	46,1	1,02
Богданівське	2495	85	31,9	1,09
Гнединцівське	1730	45	46,6	1,02
Великобубнівське	3105	95	35,6	1,02
Чижевське	3750	105	38,6	1,07
Глинсько-Розбишевське	3748	101	40,2	1,13
Новотроїцьке	3400	87	42,9	1,04
Чорнухинське	2957	84	38,8	1,00
Рибальське	3384	91	40,7	1,17
Малосорочинське	2257	79	31,7	1,06
Потічанське	1720	59	33,6	1,03
Лиманське	1700	54	36,8	1,00
Зачепилівське	1350	36	48,0	1,10
Машівське	4060	108	40,5	1,11
Опошнянське	3695	101	39,6	1,22
Солохівське	3120	88	38,9	—
Новогригорівське	2000	70	32,1	1,00
Перещепинське	2640	75	39,3	1,02
Східноновоселівське	1922	53	42,6	1,01
Миколаївське	2693	94	32,7	1,02
Західнососновське	3676	78	52,4	—
Шебелинське	2430	64	43,3	1,15
Миролюбовське	2420	73	37,1	1,04
Голубівське	984	31	42,6	—
Левінцівське	750	30	33,9	1,02
Західнохрестищенське	3400	76	49,9	1,18
Меліховське	3100	72	45,5	1,19
Верхньоланнівське	3400	74	51,4	1,18
Західномедведицьке	3190	75	47,5	1,26
Кременівське	2215	64	39,4	1,10
Волохівське	3060	83	40,7	1,02
Краснопопівське	2311	92	27,4	—
Борівське	1510	55	35,0	1,02
Вергунське	1165	35	43,0	1,05
Вільхівське	1669	57	33,9	1,05
Північний Крим і Керченський півострів
Чорноморське	2144	108	21,9	0,51
Карлівське	3342	131	27,6	0,99
Краснополянське	1096	61	21,6	1,00
Західнооктябрське	3380	107	34,9	1,19
Октябрське	2709	95	31,9	1,10
Міжводненське	225	25	15,3	0,84
Кіровське	987	67	17,4	0,94
Джанкойське	545,5	36	21,2	1,14
Стрілковське	475	28	26,8	—
Мошкарівське-Куйбишев­с­ь­ке	1767	80	25,3	1,52
Мошкарівське-Куйбишев­с­ь­ке	2133	95	25,1	1,88
Малобабченське	272	20,8	25,9	—
Глібівське	1090	63,5	20,4	1,00

Лабораторна робота № 2

Визначення початкових пластових тисків у старих родовищах за кількісними критеріями структур (з врахуванням температурного коефіцієнту і густини пластових вод)

Теоретичні положення

Початковим пластовим тиском називається тиск в пласті на момент його розкриття (до випуску з нього будь-якої кількості флюїдів). Дуже часто цей тиск в процесі бурових робіт не заміряється. Крім того, не дивлячись на те, що початковий пластовий тиск був заміряний, такі дані по старих родовищах вуглеводнів, як правило, знайти дуже важко, а інколи просто не можливо. Бувають випадки, коли пластовий тиск не замірявся взагалі. Але, наявність даних про початкові пластові тиски є дуже важливою для вирішення теоретичних і практичних задач. Наприклад, для підрахунку залишкових запасів нафти статистичним методом або методом матеріального балансу необхідно мати дані про початкові пластові тиски в нафтовому покладі. Важливо ці дані також знати і при експлуатації підземних газових сховищ, тому що при закачуванні газу в природний резервуар тиск закачування не повинен перевищувати початковий пластовий тиск, що був в даному природному резервуарі.

В тектонічно-активних районах початковий пластовий тиск можна визначити за залежністю:

Р_поч = f(Н, і, , _t) (2.1)

де Н - глибина точки визначення початкового пластового тиску в природному резервуарі, м;

і - інтенсивність локальної структури;

 - середнє значення густини пластових вод та інших флюїдів в товщі над точкою визначення початкового пластового тиску;

_t - температурний коефіцієнт.

Для визначення величин початкових пластових тисків необхідно мати значення коефіцієнту інтенсивності структури, температурного коефіцієнту і густини пластових вод.

Коефіцієнт інтенсивності структури (і) визначається за формулою:

і = (2.2)

де h - амплітуда структури, м;

S - площа структури в межах останньої замкнутої ізогіпси (можливо застосовувати екстраполяцію), в км².

Коефіцієнт аномальності пластового тиску К_а = f(i), тобто залежить від кількісного параметра (i). На це вказують проведені дослідження в багатьох тектонічно-активних областях України і світу, наприклад, у Передкарпатському прогині, в центральній і південно-східній частинах ДДЗ (де спостерігається розвиток соляної тектоніки), в Індольському прогині, у Терсько-Каспійському прогині, у Західно-Туркменській западині та ін.

Для Внутрішньої зони Передкарпатського прогину формула залежності коефіцієнта аномальності пластового тиску від коефіцієнта інтенсивності структури має такий вигляд:

К_а = 1.1486 + 2.92773  10 ^–5  i²  0,03 (2.3)

де 0.03 - середньоквадратична похибка.

Відомо, що пластовий тиск в деякій точці покладу дорівнює P_н = gH_в10 ^-6 МПа, тобто: P_н = 10^-5H_в, де H - глибина визначення пластового тиску, м; _в - середнє значення густини пластових вод у вище залягаючих відкладах, кг/м³.

Якщо ввести в цю формулу значення К_а для Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, то одержимо:

Р_пл = 0,01H_в10 ^-5(1.1486+2.927710 ^-3i²) (2.4)

Якщо прийняти, що _в = 1000 кг/м³ (тобто маємо справу з прісною водою), формула приймає вигляд:

Р_пл = 0,01H(1.1486+2.927710 ^-3i²) (2.5)

Приклад:

Підрахуємо пластовий тиск в покладі нафти Східницького родовища, структура якого має наступні кількісні параметри:

S = 31,4 км², h = 1100 м,

відповідно i = 35, H = 4500 м.

Таким чином,

P_пл = 45(1,1486+2,927710 ^-335²) = 53,1 МПа

Заміряний пластовий тиск на вказаній глибині в покладі нафти Східницького родовища складає 55,2 МПа, звідси, відносна похибка дорівнює 3,8.

Якщо проводити підрахунок пластового тиску за формулою Р = gH, при  = 1050 кг/м³, то похибка визначення була б 14,3, тобто значно більша.

Якщо, у формулу визначення пластового тиску з врахуванням коефіцієнту аномальності (К_а) ввести температурний коефіцієнт _t (для Долинського родовища _t = 1,02), а також дані про густину пластових вод (=1050 кг/м³), то отримаємо ще точніше значення початкового пластового тиску:

P_пл = 45(1,1486+2,927710 ^-335²)1,021,05 =

= 56,87 МПа.

Звідси, відносна похибка дорівнює +0,02

Для Дніпровсько-Донецької западини залежність коефіцієнта аномальності пластових тисків від коефіцієнта інтенсивності структури (і) визначається за наступною формулою:

К_а = (2.6)

- для Зовнішньої зони Передкарпатського прогину:

К_а = 0.783+0.0567 i  0.025 (2.7)

де 0.0036 і 0.025 - середньоквадратичні похибки.

Таким чином, формули для визначення пластових тисків для структур Дніпровсько-Донецької западини і Зовнішньої зони Передкарпатського прогину без врахування температурного коефіцієнту і при _в=1000 кг/м³, мають наступний вигляд:

P_пл= (2.8)

P_пл=0.01H(0.783+0.0567i0.025) (2.9)