vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Аналіз результатів роботи, висновки

Для написання висновків по лабораторній роботі необхідно проаналізувати та визначити наступне:

1.Виділити у розрізах свердловин інтервали залягання пластів-колекторів, визначити їхні товщини та типи в залежності від літологічного складу.

2.Визначити абсолютні відмітки залягання флюїдоконтактів.

3.Визначити висоти покладів та їх типи згідно відомих класифікаційних схем (за типом пастки, фазовим станом та

ін.).

4. Встановити типи тектонічних порушень та знайти вертикальні амплітуди зміщення по їх площинах.

Контрольні запитання

1.Що називають геологічним профілем (розрізом)?

2.Які виділяють види геологічних профілів і як їх

вибирають в залежності від будови родовища?

3.Які практичні завдання вирішуються за допомогою геологічних профілів?

4.Які дані необхідні для побудови геологічного профілю?

5.Який порядок побудови геологічного профілю?

6.У якому масштабі будують геологічні профілі?

7.На що вказує поява відхилень в заляганні порід у

розрізах свердловин?

Лабораторна робота № 6 ПОБУДОВА КАРТИ ІЗОБАР

Мета роботи полягає у набутті студентами практичних навиків з обробки та аналізу результатів випробування свердловин необхідних для побудови карти розповсюдження пластових тисків.

Завдання роботи полягає у побудові карти розповсюдження пластових тисків за даними аналізу конкретної геологічної ситуації.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Основні теоретичні положення

Газ, нафта і вода, які заповнюють пори в пластах, знаходяться під деяким напором, який називається пластовим тиском. Величина пластового тиску залежить від цілого ряду факторів (глибини залягання, відстані до області живлення та ін.) і змінюється по площі продуктивного горизонту.

Енергетичні ресурси продуктивних пластів створюються тиском крайової води, тиском газу газової шапки, тиском розчиненого в нафті газу на момент його виділення з розчину та пружністю пласта. Ці сили рідко проявляються самостійно, зазвичай в різних комбінаціях одна з одною. Про енергетичні ресурси пласта судять за зміною пластового тиску в ньому. Чим вищий тиск, тим більші при інших рівних умовах енергетичні ресурси пласта і, тим ефективніше може здійснюватись розробка покладів нафти і газу. Перепад тисків в пласті є тією силою, яка рухає нафту і газ по пласту до свердловин.

Численні заміри початкового пластового тиску показали, що він збільшується з глибиною на 0,08-0,12 МПа на кожні 10 м, а в середньому - 0,1 МПа на 10 м, що відповідає гідростатичному тиску, тобто тиску стовпа прісної води густиною 1000 кг/м3, висотою від середини досліджуваного пласта до гирла свердловини.

Однак на ряді родовищ пластовий тиск значно перевищує гідростатичний. Це перевищення може бути зумовлене проявом гірського тиску (тиском вищезалягаючих порід), тектонічними рухами, які призводять до зменшення глибини залягання покладів нафти і газу, що зберегли початковий пластовий тиск, а також це може бути пов’язано із сполученням даного пласта по тектонічних тріщинах з нижчезалягаючими пластами, які мають високий тиск. Крім того, підвищений в порівнянні з гідростатичним, пластовий тиск відмічається в газових покладах, які мають значну висоту, внаслідок дуже суттєвої різниці між густиною пластової води і газу. Вплив гірського тиску на пластовий найбільше проявляється на великих глибинах (більше 3,5 – 4 км).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Знання величини пластового тиску, особливо в тих випадках, коли він перевищує гідростатичний (надгідростатичний пластовий тиск), надзвичайно важливо для здійснення безаварійної проводки свердловин. Від величини пластового тиску залежить технологічний режим буріння та, в першу чергу, правильний вибір промивної рідини.

В промисловій практиці для визначення величини пластового тиску, тиск вимірюють на вибої свердловини в різних умовах. Слід розрізняти:

-початковий пластовий тиск – тиск, заміряний на вибої непрацюючої свердловини, яка перша розкрила продуктивний пласт до відбору суттєвих кількостей пластових флюїдів; найбільш близький до величини тиску в пласті до порушення

вньому гідравлічної рівноваги;

-поточний динамічний пластовий тиск – тиск, виміряний на вибої непрацюючої свердловини після припинення припливу флюїдів;

-вибійний тиск – тиск, виміряний на вибої працюючої

свердловини.

В свердловинах, які розкривають продуктивний інтервал на різних ділянках покладу, величини пластового тиску будуть різними уже до початку розробки через різницю в глибинах залягання продуктивного пласта (точок заміру пластового тиску). Тому, при підрахунку запасів, проектуванні та аналізі розробки, а також при різних гідродинамічних розрахунках використовують для порівняння приведені тиски, віднесені до деякої умовної поверхні. За таку умовну поверхню, частіше за все, приймають початкове положення ВНК або рівень моря.

В пластах, які знаходяться в розробці, пластовий тиск значно змінюється в часі та просторі. Вивчення характеру зміни величини пластового тиску в процесі розробки є дуже важливим для пізнання процесів, які протікають в пласті та для контролю за розробкою.

Для вивчення характеру розподілу пластових тисків по площі покладу та їх зміну в процесі розробки широко використовують карти пластових тисків (ізобар), які, як правило, складають поквартально або по півріччям.

Для побудови карти ізобар необхідно мати дані про

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

одночасні заміри пластових тисків в достатньо великій кількості свердловин, які розташовані по всій площі покладу. Під одночасними в даному випадку маються на увазі заміри, зроблені протягом однієї або декількох діб. Карти ізобар будують за допомогою лінійної інтерполяції значень між свердловинами (тобто так само, як структурні карти – методом трикутників). За цими картами розраховують значення середньозваженого пластового тиску в покладі в цілому та на окремих крупних ділянках (зонах розробки).

Аналіз карти ізобар також дозволяє оцінити величину пластового тиску на ділянках покладу, де проектується буріння нових свердловин і, тим самим, забезпечити нормальний режим їх буріння.

Основним завданням вивчення карт ізобар є визначення режиму роботи покладу, тобто характеру зміни пластового тиску в зв’язку з відбором рідин і газів та дією на пласт, враховуючи зміну геологічних властивостей продуктивних пластів по площі покладу.

Порядок виконання роботи

1Побудувати структурну карту покрівлі продуктивного горизонту.

2Нанести початковий контур нафтоносності.

3Розрахувати значення пластових тисків у експлуатаційних і п’єзометричних свердловинах.

Вихідним матеріалом для побудови карт ізобар є

результати визначення величин пластових тисків в свердловинах, які розкрили даний пласт. Визначення пластових тисків в експлуатаційних нафтових свердловинах проводиться за допомогою глибинного манометра. В п’єзометричних свердловинах, де рівень рідини знаходиться нижче гирла, величину пластового тиску можна визначити розрахунковим методом.

Визначення тисків глибинним манометром часто проводиться не на глибині залягання продуктивного пласта, а вище. У цьому випадку величина пластового тиску розраховується за формулою:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Аналіз результатів роботи, висновки

Для написання висновків по лабораторній роботі необхідно проаналізувати та визначити наступне:

1 Розрахувати коефіцієнт аномальності пластового тиску та встановити характер пластового тиску в даному природному резервуарі.

2 Проаналізувати характер зміни пластового тиску по покладу.

3 Запропонувати заходи з підтримання пластового тиску в покладі та дати їх коротку характеристику.

Контрольні запитання

1Що називають пластовим тиском?

2Які тиски існують в природних резервуарах?

3Який тиск називається гідростатичним, надгідростатичним (аномально високим) та меншим за гідростатичний (аномально низьким)?

4Що називають ізобарою?

5Якими способами визначається пластовий тиск?

6З якою метою будують карти істинних і приведених

ізобар?

Лабораторна робота № 7 ВИЗНАЧЕННЯ ЕЛЕМЕНТІВ ТА ПАРАМЕТРІВ СКЛЕПІННОГО НАФТОГАЗОВОГО ПОКЛАДУ

Мета роботи полягає у вивченні класифікації покладів нафти і газу та здобуття студентами практичних знань з аналізу конкретних геологічних ситуацій.

Завдання роботи полягає у виконанні схематичного зображення різних типів покладів нафти і газу.

Основні теоретичні положення

У земній корі нафта і газ зустрічаються у вигляді від окремих бульбашок газу чи краплин нафти до гігантських скупчень, які охоплюють локальні ділянки земної кори, що належать окремим регіонам.

Місцеве (локальне) підвищення концентрації нафти,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

газу чи обох одночасно в природному резервуарі веде до утворення покладу. Покладом називають всяке окреме локальне скупчення нафти і газу в земній корі, яке контролюється пасткою. По-іншому, поклад - це пастка, частина порового простору якої заповнено нафтою або газом. В абсолютній більшості нафта і газ в поровому просторі покладів утворюють суцільну фазу і контролюється пасткою. Цим вони відрізняються від різного роду нафтогазопроявів, де нафта і газ утворюють незначні скупчення, займаючи окремі ділянки в загальноводонасиченому пустотному просторі. Тобто в цьому випадку не існує чіткого розділення газу, нафти та води за густиною згідно з законом гравітації та капілярних явищ. У покладах цей розподіл досить виразний (рис. 7.1). Нафтогазопрояви пов’язані не тільки з породамиколекторами, але також досить часто з породаминапівпокришками.

Поклади, як випливає з визначення, пов’язані з пастками. Пастка може бути повністю або частково заповненою нафтою чи газом, або обома разом. Величина самого покладу та його форма значною мірою зумовлена будовою пастки.

Всяке природне скупчення нафти і газу характеризується якісним складом, кількістю та геологічними умовами залягання. Якщо поклад нафти або газу досить великий та рентабельний для видобутку, то його називають промисловим покладом. З розвитком техніки і технології видобутку нафти і газу поклади, які тепер відносять до непромислових, можуть стати об’єктом видобутку в майбутньому.

Газ, нафта і вода в пастках розподіляються за густиною (рис. 7.1). Газ як найбільш легкий займає гіпсометрично найвищу частину пастки. Таке скупчення газу іменується газовою шапкою. Нижче газової шапки поровий простір заповнений нафтою, а ще нижче - водою. Поверхня, яка розділяє газ і нафту, називається газонафтовим контактом або розділом. Іноді називають її ще підошвою газової шапки. Поверхня, яка розділяє нафту і воду, називається

водонафтовим або нафтоводяним контактом, рідше її називають підошвою нафтового покладу. Якщо спроектувати лінію перетину газонафтового контакту з підошвою пласта, то

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

одержимо замкнутий контур, який називається внутрішнім контуром газової шапки, або контуром газової частини (див.

рис. 7.1).

1 – внутрішній контур газоносності (газової шапки);

2 – зовнішній контур газоносності (газової шапки);

3 – внутрішній контур нафтоносності (контур водоносності); 4 – зовнішній контур нафтоносності; ГНК – газонафтовий контакт; ВНК – водонафтовий контакт;

h – висота газової шапки; Н – висота покладу; L – довжина покладу, b – ширина покладу.

Рисунок 7.1 – Загальна схема пластового склепінного нафтогазового покладу

В межах цього контуру знаходиться тільки газова фаза. Проекція лінії перетину газонафтового контакту з покрівлею пласта називається зовнішнім контуром газоносності, або

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

контуром (зовнішнім) газової шапки. При горизонтальному розділі між нафтою і газом цей контур в плані буде повторювати ізогіпси пласта.

Проекція лінії перетину водонафтового контакту з підошвою пласта називається внутрішнім контуром нафтоносності або контуром водоносності, а з покрівлею пласта - зовнішнім контуром нафтоносності, або просто

контуром нафтоносності. Контур нафтоносності при горизонтальному положенні водонафтового контакту повністю повторює конфігурацію ізогіпс покрівлі пласта. При нахиленому положенні розділу нафта-вода, контур нафтоносності буде перетинатись з ізогіпсами пласта.

У деяких випадках можуть бути відсутні внутрішні контури нафтогазоносності. Це трапляється тоді, коли пастки малоамплітудні або в пастку поступила недостатня кількість нафти чи газу для повного заповнення пласта на всю його потужність. У покладах нафти і газу, що утворились в масивних резервуарах, завжди відсутні внутрішні контури нафтоносності та газоносності.

Газонафтова частина покладу (рис.7.1) розташована між контуром газової шапки і внутрішнім контуром газоносності. За відсутності внутрішнього контуру газоносності, газонафтова частина охоплює всю площу в межах зовнішнього контуру газоносності. Нафта в ній є підошовною відносно газової шапки.

Нафтова частина покладу (рис.7.1) займає площу між зовнішнім контуром газоносності та внутрішнім контуром нафтоносності. За відсутності газової шапки вона займає всю площу в межах внутрішнього контуру нафтоносності.

Водонафтова частина покладу (рис.7.1) займає площу між зовнішнім і внутрішнім контуром нафтоносності. В її межах під нафтою залягає вода, яку іменують підошовною. Вода, що залягає за межами зовнішнього контуру нафтоносності, називається законтурною.

Увипадку покладу нафти і газу в масивному резервуарі

вмежах контуру газової шапки знаходиться газонафтоводяна частина покладу. Між контуром газової шапки і контуром нафтоносності розташована нафтоводяна частина покладу. Частина або цілий поклад, в підошві якого є вода, часто називають водоплаваючим.