Doslidjenya

вибійних тисків значно частіше.

Результати всіх видів дослідження свердловин заносяться в паспорт свердловин і вони повинні використовуватись для аналізу й встановлення оптимальних умов розробки нафтогазових родовищ та експлуатації свердловин.

Контрольні питання до лекції 1

1 Який комплекс робіт виконують при дослідженні свердловин ?

2 Назвіть основні методи дослідження свердловин.

3 Вчомуполягаєсутьгеологічнихтагеофізичнихметодів дослідження свердловин?

4 Які ви знаєте гідродинамічні методи дослідження свердловин?

5 Поясність особливості проведення гідродинамічних методів дослідження свердловин?

6 Які властивості та фільтраційні параметри нафтогазових пластів дозволяє встановити обробка результатів гідродинамічних досліджень свердловин?

7 Вчому полягаєсутьпроведенняпервинних тапоточних досліджень свердловин?

13

ЛЕКЦІЯ 2 ЗАГАЛЬНІ ПОНЯТТЯ ПРО ГІРНИЧО-ГЕОЛОГІЧНІ

УМОВИ НАФТОВИХ І ГАЗОВИХ РОДОВИЩ

На даний час розвідано дуже багато нафтових і газових родовищ на суші, а також іде інтенсивний пошук і розробка родовищ на морі і акваторіях, де, як за прогнозами вчених, знаходитьсяперспективарозвиткунафтогазовоїпромисловості України. Крім того, великі надії покладають на глибокозалягаючі поклади, де можливе знаходження нафти і газу.

На території України залягають, порівняно, середні запаси нафти і газу. В основному вони розміщені в трьох нафтогазових районах, - Дніпро-Донецький, Прикарпатський і Південний. Сьогодні власний видобуток нафти в Україні сягає 4,3 млн. тон, тобто лише 7% від потреб промисловості. Малий видобутокзумовленийвиснаженнямстарихродовищінизьким введенням в розробку нових родовищ, а також тривалістю освоєння нових родовищ.

Міжвідомча експертна комісія затвердила рівень видобутку початкових сумарних ресурсів вуглеводнів Українського сектору акваторій Чорного й Азовського морів в розмірі 1531,9 млн. т. умовного палива, у тому числі:

-північно-західний шельф Чорного моря - 604,1 млн. т. умовного палива;

-континентальний схил і глибоководна западина Чорного моря - 346,0 млн.т. умовного палива;

-прикерченський шельф Чорного моря - 257,0 млн. т. умовного палива;

-акваторія Азовського моря - 324,8 млн. т. умовного палива.

На акваторіях зосереджено близько 40% сумарних ресурсів вуглеводнів України.

У зв'язку з низьким рівнем розвідки Азово-

14

Чорноморського регіону ступінь освоєння початкових ресурсів не перевищує 4%.

У межах північно-західного шельфу Чорного моря відкрито 8 газових і газоконденсатних родовищ: Голіцинське, Південно-Голіцинське, Штормове, Архангельське, Шмідта, Кримське, Одеське, Безіменне. Коефіцієнт успішності пошукових робіт складає 0,45.

На даний час в процесі розробки знаходяться тільки три родовища: Голіцинське, Штормове й Архангельське.

На Азовському морі в межах українського сектора відкрито 8 газових родовищ: Стрілкове, Морське, ПівнічноКерчинське, Східно-Керченське, Суботівське, ПівнічноКазантипське, Західно-Казантипське та ПівнічноБулганакське. Коефіцієнт успішності пошукових робіт складає

0,5.

З цього можна зробити висновок, що подальша розробка морського шельфу є справою найближчого майбутнього. Але і якісна експлуатація, максимально можливе вилучення вуглеводневої сировини є не менш важливим елементом у розвитку нафтогазової промисловості України. Проблема збільшення видобутку відкритих запасів вуглеводнів на сьогоднішній день є однією з найактуальніших для всіх країн, що займаються розробкою нафтових і газових родовищ.

2.1 Типи колекторів нафти і газу основних родовищ шельфів Чорного та Азовського морів

Геостатичний тиск Pгс - тиск, обумовлений вагою товщ

вище залягаючих порід, який можна визначити за наступною залежністю:

i 1

де m - пористість шару гірської породи в долях одиниці;

15

ск.і - густина скелету гірської породи, кг/м3; hi - товщина шару тієї ж породи, м;

р - густина рідини в порах породи, кг/м3; g - прискорення вільного падіння, м/с2;

гп - об’ємна густина вище залягаючої товщі гірських порід, кг/м3, яку ми можемо визначити за такою залежністю:

розглядаємо від денної поверхні, м.

При бурінні свердловин в акваторіях морів і океанів геостатичний тиск розраховується за такою залежністю:

i 1

H м - глибина моря, м;

мв - середня густина морської води, кг/м3.

Глибину точки породи, яку ми розглядаємо від денної поверхні можемо визначити за формулою:

i 0

Переважна частина нафтових і газових родовищ розміщується в колекторах трьох типів: гранулярних,

16

тріщинних і змішаної побудови.

Допершоготипувідносятьсяколектори, складеніпіщаноалевролітовими породами, поровий простір яких складається із міжзерновихпорожнин. Подібноюбудовоюпоровогопростору характеризуються також деякі пласти вапняків і доломітів.

В тріщинних колекторах, представлених переважно карбонатними породами та сланцями, поровий простір складений системою тріщин. При цьому ділянки колектора, які залягають між тріщинами, являють собою щільні малопроникні нетріщинні масиви (блоки) порід, поровий простір яких практично не бере участі в процесах фільтрації.

На практиці найчастіше зустрічаються тріщинні колектори змішаного типу, поровий простір яких складається як системами тріщин, так і поровим простором блоків, а також кавернами і карстами. Тріщинні колектори змішаного типу, в залежності від наявності в них пустот різного виду, підрозділяються на підкласи: тріщиннопорові, тріщиннокавернозні, тріщинно-карстові та інші.

Аналіз показує, що біля 60% запасів нафти в світі відносяться до піщаних пластів і пісковиків, 39% - до карбонатних відкладів і 1% - до вивітрених метаморфічних і вивергнутих порід. Отже, породи осадового походження – основні колектори нафти і газу.

Фільтраційні і колекторські властивості порід нафтового і газового пластів прийнято характеризувати наступними основними показниками:

1) гранулометричним (механічним) складом порід – називають кількісний (масовий) вміст в породі частинок різної крупності. Гранулометричний аналіз проводиться для визначення ступеня дисперсності мінеральних частинок, що складають породу. Від ступеня дисперсності мінералів залежить багато властивостей пористого середовища: проникність, пористість, питома поверхня, капілярні властивості та інші.

17

2)пористістю, яка характеризує наявність пустот (пор) в гірській породі;

3)проникністю, яка характеризує здатність гірської породи пропускати через себе нафту, газ і воду;

4)капілярними властивостями, які характеризують властивість пористого середовища гірської породи. За величиною порові канали продуктивних пластів умовно поділяють на три групи:

- надкапілярні – більше 0,5 мм; - капілярні – від 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);

- субкапілярні – менші 0,0002 мм (0,2 мкм).

По великих (надкапілярних) каналах і порах рух нафти, води і газу відбувається вільно, а по капілярних – при значній участі капілярних сил. В субкапілярних каналах внаслідок малої віддалі між їх стінками рідина знаходиться в сфері дії молекулярних сил матеріалу породи, тому практично в природних умовах рідини не можуть переміщатися в них.

5)питомою поверхнею, під якою розуміють сумарну поверхню частинок або порових каналів, які містяться в одиниці об’єму взірця і яка залежить від ступеня дисперсності частинок, із яких вони складаються. Проникність, адсорбційна здатність, вмістзалишковоїводитаін. властивостізалежатьвід питомої поверхні нафтоносних порід. На характер фільтрації нафти в пористому середовищі впливають і молекулярні явища, що відбуваються на контактах рідини і породи. Об’ємні властивості рідин (в’язкість, густина) обумовлюються дією молекул, поширеною всередині рідкої фази. Тому, в крупнозернистій породі з відносно невеликою питомою поверхнею молекули, які знаходяться на поверхні, майже не впливають на процес фільтрації, так як їх число дуже мале в порівнянні з числом молекул, які знаходяться всередині об’єму рідини. Якщо ж пористе середовище має велику питому поверхню, то число поверхневих молекул рідини зростає і зрівнюється з числом об’ємних молекул. Тому поверхневі

18

явищавмалопроникнійпородіможутьзначнобільшевпливати на процес фільтрації рідини, ніж в крупнозернистій. Таким чином, питома поверхня – один із важливих характеристик гірської породи.

6)механічними властивостями (пружністю, пластичністю, опором розриву, стисненню і іншими видами деформацій);

7)насиченістю порід водою, нафтою і газом.

Згадані вище властивості гірських порід-колекторів знаходяться в тісній залежності від хімічного складу, структурних і текстурних їх особливостей.

Початок вивчення геологічної будови північно-західної частини акваторії Чорного моря відноситься до 1957р. В цьому році розпочато рекогносцирувальні, гравіметричні і сейсмічні роботи. На основі цих робіт вперше отримані дані про будову осадового чохла і орієнтовні дані про рельєф фундаменту.

За період 1964-1970рр. вивчено структурний план неогенових і палеогенових відкладів значної частини акваторії моря і виявлений ряд локальних підняттів.

Підняття Штормового родовища вивчено детальними сейсморозвідувальними роботами. Пошуково-розвідувальне буріння на родовищі розпочате в травні 1981р. Поштовхом до розробки родовища стали пробурені свердловини №1, №2, №3 з фактичними вибоями 2052 м, 2340 м, 1975 м.

За результатами буріння і випробовувань цих свердловин виявлено наявність газоконденсатного покладу у відкладах палеоцену і датського яруса. Продуктивними на Штормовому родовищі є відклади нижнього палеоцену. Середня товщина палеоценових відкладів складає 85 м із зміною до 102 м в свердловині № 2 на східній перекліналі, від 63 м в склепінні складки. За даними геофізичних досліджень виділені проникні інтервали групуються по розрізу в окремі пачки, які при фактичній відстані між розвідувальними свердловинами не корелюються по площі. Число проникних розділів по

19

свердловинах коливається від 45 до 48. На їх долю припадає близько 40 % загальної товщини нижнього палеоцену. Товщина непроникних розділів в складі горизонту змінюється від 0,5 до 20 м, складаючи в середньому 1,1 м.

Проникний комплекс нижньопалеоценових порід перекривається товщею непроникних глинисто-карбонатних порід качинського яруса (104 м) і товщею глин бахчисарайськогояруса(76 м). Видимийрозділміжвідкладами палеоцену і датським ярусом відсутній. Ймовірно між ними є гідродинамічний зв`язок, обумовлений відсутністю витриманого розділу і широким розвитком тріщинуватості порід. За даними геофізичних досліджень будова проникної частини датських відкладів дуже схожа з будовою відкладів нижнього палеоцену. На даному етапі вивченості можна стверджувати, що відклади нижнього палеоцену і верхньої частини датського ярусу являють собою єдиний продуктивний горизонт. Згідно лабораторних аналізів карбонатність порід продуктивного горизонту в родовищі змінюється від 55 до 90 %, складаючи в середньому 80 %.

Згідно з польовими описами керну, породи продуктивного горизонту представлені переважно вапняками. В незначній кількості зустрічаються мергелі, піскоподібні вапняки і глини. Як правило, вапняки щільні, міцні з малою сіткою різнозорієнтованих тріщин. Іноді в складі вапняків зустрічаються лінзовидні включення пісковидних вапняків. Породи продуктивного горизонту характеризуються порівняно високою однорідністю та пористістю. Коефіцієнт пористості змінюється від 10 до 24 %. Найбільш часто зустрічаються породи з пористістю 14 - 16 %. Найнижчу пористість мають мергелі, найбільшу - чисті вапняки.

Породами-колекторами в продуктивному горизонті є однорідні і глинисті вапняки і найбільш однотипні різновиди мергелів. Судячи з лабораторних аналізів, фільтрація газу можлива як по матриці порід, так і по тріщинах. Згідно з

20

результатами інтерпретації геофізичних досліджень свердловинпороди-колекторипродуктивногогоризонтумають високу водонасиченість в межах газового покладу - 33 % порового об`єму.

Архангельське газове родовище розташоване в північнозахідній частині Чорного моря. Глибина моря коливається в межах 50–54 м. В результаті буріння розвідувальних свердловин з СПБУ “Сиваш” на Архангельському родовищі були виявлені запаси газу в відкладах нижнього неогену і Майкопа. Основні поклади газу зосереджені в покладі М-V Майкопської серії, які закладені в основу проекту досліднопромислової експлуатації.

Відзначається тріщинуватість порід з різним ступенем розкриття тріщин і різною їхньою орієнтацією. Інтенсивно тріщинуваті вапняки містять шари-колектори переважно тріщинуватого і порово-тріщинного типів.

Верхньокрейдяні відклади шельфу представлені, в основному, карбонатними породами, що, як і на прилягаючій суші, у цілому характеризуються низькою пористістю і проникністю.

Однак умови буріння свердловин, дані ГДС, значні водопроявлення та значні припливи вуглеводнів у ряді свердловин свідчать про присутність у розрізі верхньої крейди шарів-колекторів з досить високими ємнісними і фільтраційними властивостями.

Колектори верхньої крейди, представлені як на суші, так і в межах шельфу, в основному, різними вапняками. Пористість

їх, звичайно, не перевищує 6-7%, проникність - 0,1 10 15 м2. Однак у ряді випадків відкрита пористість верхньокрейдяних

вапняків досягає значень 12,5-23,5%, а проникність - 17 10 15 м2.

Для колекторів верхньої крейди характерна нерівномірність розвитку їх як по розрізу, так і по площі.

21

Найбільш частіше вони бувають приурочені до границь стратиграфічних підрозділів. Відносяться колектори верхньої крейди переважно до тріщинувато-порових, і тріщинуватокавернозного типів.

У випадку присутності в розрізі верхньої крейди органогенно-уламкових і органогенних вапняків, можна очікувати колектори гранулярного типу.

Регіональних флюїдонакопичень у розрізі верхньої крейди не встановлено.

Покришками для флюїдів цих відкладів служать пачки глинистих щільних не тріщинуватих вапняків, мергелів і глинистих мергелів, що спостерігаються в різних частинах розрізу.

Промислова газоносність на Архангельському ГР встановлена у відкладах середнього майкопу (пачки М-V, М-

ІІІ) і середньо-верхнього міоцену (пачка -І). Породи продуктивного розрізу представлені тріщинуватими вапняками з прошарками мергелів, пісковиків і глин.

2.2 Склад і фізико-хімічні властивості пластових флюїдів

Розподіл нафти, газу і води в об’ємі покладу залежить від термобаричних умов і властивостей самих флюїдів. Пластові рідини і гази можуть знаходитися в надрах як в однофазному (рідкомучигазоподібному), таківдвохфазномустаніувигляді газорідинних сумішей. У залежності від фазового стану вуглеводнів (ВГ) поклади підрозділяються на: нафтові, газові, газоконденсатні, газонафтові, нафтогазові і газогідратні.

Нафта і газ представляють собою суміш ВГ метанового ( Cn H2n 2 ), нафтенового( Cn H2n ) іароматичного( Cn H2n 6 ) рядів.

Звичайно переважають ВГ метанового чи нафтенового рядів. При стандартних умовах на поверхні (тиск 0,1 МПа,

температура 20 °С) ВГ від CH4 до C4 H10 являють собою гази;

22