Геологічні основи розробки нафтових і газових родовищ

 

Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу

 

О. О. Орлов, Ю. А. Калиній,

Т. В. Калиній

 

 

Геологічні основи розробки нафтових і газових родовищ

 

 

ЛАБОРАТОРНИЙ ПРАКТИКУМ

 

 

міністерство освіти і науки україни

 

Івано-Франківський національний технічний

університет нафти і газу

 

 

Кафедра геології та розвідки

нафтових і газових родовищ

 

О. О. Орлов, Ю. А. Калиній,

Т. В. Калиній

 

Геологічні основи розробки нафтових і газових родовищ

  лабораторний практикум  

Зміст

ЗАГАЛЬНІ МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ.........................4

Лабораторна робота № 1

Методика визначення коефіцієнта аномальності

температурних умов у надрах родовищ вуглеводнів .......5

Лабораторна робота № 2

Визначення початкових пластових тисків у

старих ро­довищах за кількісними критеріями

структур (з врахуванням температурного

коефіцієнту і густини пластових вод) ..........................15

Лабораторна робота №3

Розчленування нафтогазоносної товщі на поверхи

розробки і експлуатаційні об’єкти ...............................26

Лабораторна робота № 4

Розташування видобувних свердловин на струк­-

турах з плікативними ускладненнями ............................29

Лабораторна робота № 5, 6

Розташування видобувних свердловин на покладах

літологічного типу і покладах, пов’язаних з

соляними куполами і штоками ......................................38

Лабораторна робота № 7

Принципи розташування нагнітальних

свердловин при вторинних методах розробки

на різних типах нафтових родовищ ..............................50

Лабораторна робота № 8, 9

Контроль за розробкою нафтогазових

родовищ і аналіз ефективності застосованих

методів видобування нафти і газу .................................63

ПЕРЕЛІК РЕКОМЕНДОВАНИХ ДЖЕРЕЛ....................69

ЗАГАЛЬНІ МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ

 

Метою курсу "Геологічні основи розробки нафтових і газових родовищ" є формування чіткої уяви у студентів про значення енергетичних властивостей нафтових і газових родовищ, які пов'язані з термобаричними умовами в надрах осадової облонки Землі і від яких залежить режим роботи нафтових і газових пластів.

Завданням вивчення дисципліни є засвоєння студентами геологічних особливостей розробки нафтових, газових, газоконденсатних родовищ, а також газових родовищ з нафтовими облямівками і нафтових покладів з газовими шапками в залежності від конкретних геологічних умов залягання продуктивних горизонтів в родовищах.

В процесі вивчення курсу студент повинен знати – енергетичні властивості нафтових і газових родовищ, термобаричні умови в надрах осадової оболонки Землі та режими роботи нафтових і газових пластів; вміти – застосувавши отримані знання, скласти проект раціональної розробки покладу вуглеводнів, який би забезпечив максимальну нафтогазовіддачу нафтогазоносних пластів у найкоротші терміни та з мінімальними витратами.

Базою вивчення курсу „Геологічні основи розробки нафтових і газових родовищ” є геологічні дисципліни, які студенти попередньо вивчали, а також математика, фізика, хімія, нарисна геометрія та інші. Згідно з навчальним планом дисципліни "Геологічні основи розробки нафтових і газових родовищ" для студентів напряму 6.040103 „Геологія” передбачено 32 години лабораторних занять. Студентами також , виконується домашня графічно-розрахункова робота.

 

 

Лабораторна робота № 1

 

Методика визначення коефіцієнта аномальності температурних умов у надрах родовищ вуглеводнів

Теоретичні положення

На енергетичні властивості нафтових і газових покладів, які характеризуються пластовим тиском у пористому середовищі колектора, більшою чи меншою… Вивчення закономірностей зміни температури в земній корі з глибиною і розподіл… Відомо, що температура в земній корі з глибиною підвищується. Оцінку збільшення температури з глибиною проводять за…

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 (b) 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			1,08
Пинянське			37,4	1,17
Садковицьке			47,9	0,87
Кавське			35,3	0,9
Мединицьке			27,8	0,98
Більче-Волицьке		42,7		0,95
Угерське			36,3	0,93
Косівське			46,4	—
Ковалівсько-Черешенське			35,5	0,91
Великомостівське			46,9	1,04
Внутрішня зона Передкарпатського прогину і Скибової зони Карпат
Старосамбірське			43,2	1,34
Бориславське			42,7	1,37
Орів-Уличнянське			43,8	1,15
Стинявське			40,7	1,08
Північнодолинське			43,1	1,04
Долинське			40,4	1,27
Долинське			47,8	—
Космацьке			38,3	—
Росільнянське			45,4	1,3
Пнівське			49,7	—
Битківське			63,3	1,12
Лужанське			43,4	—
Лужанське			43,9	—
Лужанське			45,0	1,72
Лужанське			45,7	1,61
Дніпровсько-Донецька западина
Монастирищенське			37,6	1,10
Прилуцьке			29,1	1,16
Мільковське			36,9	1,03
Леляківське			46,1	1,02
Богданівське			31,9	1,09
Гнединцівське			46,6	1,02
Великобубнівське			35,6	1,02
Чижевське			38,6	1,07
Глинсько-Розбишевське			40,2	1,13
Новотроїцьке			42,9	1,04
Чорнухинське			38,8	1,00
Рибальське			40,7	1,17
Малосорочинське			31,7	1,06
Потічанське			33,6	1,03
Лиманське			36,8	1,00
Зачепилівське			48,0	1,10
Машівське			40,5	1,11
Опошнянське			39,6	1,22
Солохівське			38,9	—
Новогригорівське			32,1	1,00
Перещепинське			39,3	1,02
Східноновоселівське			42,6	1,01
Миколаївське			32,7	1,02
Західнососновське			52,4	—
Шебелинське			43,3	1,15
Миролюбовське			37,1	1,04
Голубівське			42,6	—
Левінцівське			33,9	1,02
Західнохрестищенське			49,9	1,18
Меліховське			45,5	1,19
Верхньоланнівське			51,4	1,18
Західномедведицьке			47,5	1,26
Кременівське			39,4	1,10
Волохівське			40,7	1,02
Краснопопівське			27,4	—
Борівське			35,0	1,02
Вергунське			43,0	1,05
Вільхівське			33,9	1,05
Північний Крим і Керченський півострів
Чорноморське			21,9	0,51
Карлівське			27,6	0,99
Краснополянське			21,6	1,00
Західнооктябрське			34,9	1,19
Октябрське			31,9	1,10
Міжводненське			15,3	0,84
Кіровське			17,4	0,94
Джанкойське	545,5		21,2	1,14
Стрілковське			26,8	—
Мошкарівське-Куйбишев­с­ь­ке			25,3	1,52
Мошкарівське-Куйбишев­с­ь­ке			25,1	1,88
Малобабченське		20,8	25,9	—
Глібівське		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 тектонічно-активних районах початковий пластовий тиск можна визначити за… Рпоч = f(Н, і, g, bt)(2.1)

Порядок виконання лабораторної роботи

В таблицях 2.1, 2.2, 2.3 приводяться дані про параметри локальних структур і глибини замірів початкових пластових тисків в родовищах нафти і газу нафтогазоносних регіонів України.

Дані про заміряні температури і геотермічні ступені в родовищах вуглеводнів України наведені в таблиці 1.1.

Використовуючи табличні дані необхідно:

1. Підрахувати початкові пластові тиски в покладах вуглеводнів, згідно із завданням.

2. Визначити відносну похибку вирахуваного значення початкового пластового тиску в порівнянні із заміряним.

Таблиця 2.1 – Розрахунок початкового пластового тиску в нафтогазоносних структурах Внутрішньої зони Передкарпатського прогину з урахуванням параметра і (за О.О. Орловим)

Родовище, структура, площа	Вік горизонту	Глибина Н, м	Коефі­цієнт і	Тиск Рп	Відносна похибка, %
обчислений, MПа	заміряний, МПа
Старосамбірське	Палеоцен		83,30	51,83	49,30	+5,1
Бориславська складка	Еоцен		46,24	24,37	23,79	+2,4
Бориславський піднасув	Олігоцен		83,33	31,88	32,30	–1,3
Іваниківське	Олігоцен		80,55	40,63	43,29	–6,1
Оров-Улічнян­ське	Олігоцен		20,37	41,27	38,67	+6,7
Старуня (води)	Олігоцен		147,00	21,27	21,80	–2,4
Урож (води)	Еоцен		152,00	37,50	33,00	+13,6
Струтинське	Олігоцен		50,47	26,91	26,45	–1,7
Північнодолинське	Еоцен		17,86	33,27	33,85	+1,7
Долинське	Олігоцен		47,35	36,71	35,70	+2,8
Космацьке	Олігоцен		52,38	38,15	38,10	+0,13
Росільнянське	Еоцен		37,50	35,75	39,00	+8,3
Гвіздецьке	Олігоцен		160,00	38,03	40,20	–5,4
Гвіздецьке	Еоцен		173,90	45,39	41,90	+8,3
Пнівське	Олігоцен		97,56	31,97	33,12	+3,4
Битківське (2-й структурний ярус, Бит­ків­сько-­Пасічнян­ського і Старунського блоків)	Олігоцен		23,58	28,81	27,70	+4,1

Таблиця 2.2 – Характеристики структур Західного регіону України

Родовище, структура	Вік горизонту	Осі структур, км	Пло-щ­а­, км2	Амп-літу- да, м	Кое­фі­цієнт і	Рп, 105 Па	Гли- б­и­на, м	Ка
Внутрішня зона Передкарпатського про­гину і Скибова зона Карпат (нафтогазонос­ні структури)
Старосамбірське	Палеоцен	9,0´2,5	18,0		83,30	493,0		1,29
Бориславська скла­д­­ка (замір тиску в во­­ді за межами ВНК, св. 1820)	Еоцен	7,0´3,0	17,3		46,24	237,9		1,18
Іваниківське (св. 15)	Еоцен	7,5´3,0	18,0		80,55	432,9		1,43
Орів-Улічнянське	Еоцен	8,0´7,0	54,0		20,37	386,7		1,09
Старунське (у воді)	Еоцен	4,6´1,8	6,8		147,0	218,0		1,86
Урожське (у воді)	Еоцен	4,5´1,8	6,6		152,0	330,0		1,62
Струтинське (св. 63)	Олігоцен	11,2´2,5	25,7		50,47	264,5		1,20
Північнодолинське	Еоцен	14,0´3,0	33,6		17,86	338,5		1,19
Долинське	Олігоцен	12,0´2,5	24,3		47,35	357,0		1,18
Долинське	Еоцен	12,0´2,6	24,3		47,35	357,0		1,17
Космацьке	Олігоцен	10,5´2,3	21,5		52,38	381,0		1,23
Росільнянське	Еоцен	10,5´1,9	16,0		37,50	390,0		1,30
Гвіздецьке	Олігоцен	4,2´1,2	5,0		160,0	402,0	1985,5	2,03
Гвіздецьке	Еоцен	4,2´1,2	5,6		173,9	419,0		1,89
Пнівське	Олігоцен	11,2´2,3	20,5		97,56	331,2		1,48
Битківське	Олігоцен	16,0´3,0	38,0		32,58	277,0		1,12
Спаське	Олігоцен	9,2´3,0	25,5		50,98	170,0		0,9
Зовнішня зона Передкарпатського прогину і Ве­­лико­мос­тів­ська площа Во­ли­но-По­діль­ської плити (наф­тогазово­до­носні структури)
Залужанське	Сармат	10,5´5,0	32,1		3,90	224,5	2075,5	1,08
Ходновицьке	Сармат	18,0´7,0	78,0		4,10			1,07
Садковицьке (св. 11)	Сармат	10,0´2,5	21,3		4,23	116,7		0,87
Мостиське (во­да з га­зом )	Сармат	4,0´2,0	6,5		15,38			1,70
Судова Вишня (вода з газом)	Сармат	8,0´5,0	32,0		9,38			1,32
Рудківське	Сармат	9,0´3,3	25,2		2,38			0,95
Рудківське	Юра	15,0´10,0			1,32			0,98
Каськівське	Сармат	6,0´3,5	42,8		3,50	78,6		0,90
Мединицьке	Тортон—гельвет	6,0´4,5	20,5		3,90			0,98
Більче-Волицьке	Пізня крейда	13,5´4,5	51,6		3,10	102,3		0,94
Угерське	Пізня крейда	10,0´5,0	45,0		5,56	103,5		0,93
Дашавське (св. 90А)	Сармат	6,0´4,5	22,0		4,54		720,5	0,98
Гринівське	Тортон	15,0´7,0	89,3		1,57			0,80
Обертинське (вода)	Тортон	4,0´1,5	5,0		5,00			1,13
Площа Коршів-Іс-пас (св. 57)	Тортон	3,0´2,0	5,0		11,00			1,42
Великомос­тів­ське (Волино-По­діль­ська плита)	Девон	12,0´3,0	38,4		2,08			1,04
Дніпровсько-До­нецька западина (нафтогазоводяні структури)
Богданівське	Середній карбон	6,5´5,4	30,0	450,0	15,0	307,0		1,06
Гнідинцівське св. 8	Рання перм	6,8´3,6	16,7	100,0	5,99	176,0		1,02
св. 18	Ранній карбон	6,5´6,5	33,9	200,0	6,06	346,0		1,06
Великобубнів­ське (св. 5)	Ранній карбон	17,0´2,9	37,0	145,0	3,90	318,0		1,02
Чижівське (св. 11)	Ранній карбон	4,5´2,9	11,0	100,0	9,09	401,0		1,07
Новотроїцьке	Ранній карбон	12,7´1,8	18,3	80,0	4,37	352,0		1,03
Чорнухінське	Ранній карбон	4,9´3,1	13,2	75,0	5,68	296,0		1,00
Качанівське(св. 45­)	Ранній карбон	5,0´3,6	16,5	140,0	8,84	326,0		1,06
Більське	Ранній карбон	13,8´9,2	110,0	600,0	5,45	413,0		1,05
Малосорочин­ське	Ранній карбон	5,4´3,6	17,0	130,0	7,64	240,0		1,06
Потічанське	Ранній карбон	5,2´3,2	12,0	100,0	8,33	171,0		1,01
Решетняківське	Ранній карбон	8,5´5,7	38,0	300,0	7,89	330,5		1,02
Машівське	Пізній карбон	12,0´9,0	91,5	800,0	8,74	449,0		1,11
Машівське (у во­ді)	Пізній карбон	12,0´9,0	91,5	800,0	8,74	257,5		1,07
Опішнянське	Ранній карбон	7,8´3,2	17,5	400,0	22,,86	450,0		1,22
Солохівське	Ранній карбон	7,8´3,8	20,0	300,0	15,0	380,0		1,10
Солохівське (у во­д­і)	Ранній карбон	7,8´3,8	20,0	300,0	15,0	404,7		1,10
Пролетарське	Середній карбон	6,0´1,9	10,3	60,0	5,82	186,0		1,01
Михайлівське	Ранній карбон	3,3´2,8	8,1	75,0	9,25	79,0		1,01
Західнососнівське	Рання перм	7,7´5,3	33,0	350,0	10,60	442,7		1,11
Кегичівське	Рання перм	7,8´7,0	40,0	400,0	10,0	304,2		1,06
Західнохрестищен­ське	Рання перм	—	35,0	550,0	15,7	452,0		1,13
Західнохрестищен­ське (у воді)	Рання перм	—	35,0	550,0	15,7	455,0		1,12
Мелихівське	Рання перм	—	40,0	500,0	12,5	408,4		1,05
Верхньоланнівське	Рання перм	—	11,0	160,0	14,55	413,3		1,15
Західномедве­дів­сь­к­е	Рання перм	6,0´6,0	28,2	600,0	21,28	461,7		1,15
Співаківське	Рання перм	8,5´2,7	19,3	140,0	7,25	52,4		1,02
Співаківське	Ранній карбон	8,5´2,7	19,3	140,0	7,25	162,0		1,08
Краснопопівське	Середній карбон	—	28,0	200,0	7,14	239,4		1,04
Борівське	Середній карбон	8,6´1,6	8,0	40,0	5,00	153,4		1,02
Шебелинське	Рання перм— р­а­н­­ній карбон	29,0´ 11	250,0	1200,0	4,80	279,5		1,15
Миколаївське	Середній карбон	14,0´12	134,0	500,0	3,37	275,7		1,02
Вергунське	Середній карбон	6,5´2,1	10,8	50,0	4,63	119,4		1,05

 

Таблиця 2.3 – Характеристики деяких покладів нафти і газу на ВГК і ВНК у Криму

 

Родовище, структура, поклад	Вік горизонту	Коефіцієнт, і	Рп, 105 Па	Глибина ВГК, ВНК, м	Ка
Карлівське	Пізня крейда	62,70	330,0		0,99
Краснопольське	Палеоцен	13,90	110,0		1,00
Західнооктябрське	Рання крейда	58,20	401,0		1,19
Октябрське	Те саме	40,00	298,0		1,10
Задорненське	Палеоцен	17,10	59,0		0,96
Джанкойське (св. Б)	Майкоп	0,63	62,0	545,5	1,14
Стрілкове (св. 4)	Майкоп	0,33	42,4		1,02
Білокаменське	Неоген	43,24	32,0		1,03
Мисове	Неоген	35,90	45,0		1,07
Куйбишівсько-Мошкарів­ське св. 128	Пізня крейда	66,10	268,3		1,52
Куйбишівсько-Мошкарів­ське св. 19	Пізня крейда	80,00	400,0		1,88
Глібівське	Палеоцен	34,09	109,0		1,00
Оленівське	Палеоцен	40,00	44,6		0,77
Чорноморське	Палеоцен	20,83	107,0		0,50
Міжводненське	Олігоцен	2,84	19,0		0,84
Кіровське	Олігоцен	18,97	93,0		0,94
Борзовське	Неоген	85,70	51,0	667,5	0,76
Малобабченське	Неоген	19,00	18,8		0,75

Лабораторна робота №3

Розчленування нафтогазоносної товщі на поверхи розробки і експлуатаційні об’єкти

 

Теоретичні положення

В розрізах нафтогазових багатопластових родовищ завжди виділяють експлуатаційні об’єкти, а іноді навіть розчленовують нафтогазоносну товщу родовища… Експлуатаційним об’єктом називається один або декілька продуктивних пластів,… 1) щоб якість нафти сумісних пластів з технологічної точки зору була однаковою;

Рисунок 3.1 –Розбивка розрізу нафтового родовища на поверхи розробки і експлуатаційні об'єкти

1. Стратиграфічні неузгодження

2. Геологічні границі

 

Порядок виконання лабораторної роботи

Виділити в розрізі конкретного родовища (згідно із завданням викладача) поверхи розробки і в кожному з них експлуатаційні об’єкти. Дати пояснення необхідності виділення поверхів розробки і критеріїв за якими виділялись об’єкти експлуатації.

Лабораторна робота № 4

 

Розташування видобувних свердловин на структурах

з плікативними ускладненнями

Теоретичні положення

 

Антиклінальні структури, які ускладнюються деякою кількістю склепінь, завжди характеризуються неоднорідністю колекторських властивостей гірських порід, що складають її розріз. Як правило для детального вивчення неоднорідності колекторів використовують наступні коефіцієнти:

- коефіцієнт розчленування – це відношення числа пісковикових пропластків, сумованих по всіх розрізах свердловин до загальної кількості пробурених свердловин;

- коефіцієнт літологічної зв’язаності пісковиків – це відношення кількості свердловин, які розкрили монолітні пласти пісковиків (товщини яких дорівнюють середній товщині або більшій за неї) до загальної кількості пробурених свердловин;

- коефіцієнт піщанистості – це відношення об’єму пористої частини горизонту до всього об’єму горизонту (в межах його продуктивної частини).

Вказаними коефіцієнтами не можна в достатній мірі оцінити неоднорідність продуктивних горизонтів при обробці даних по них, тому що в багатьох випадках пісковики є монолітними і витриманими за товщиною по площі продуктивного горизонту, але на окремих ділянках відмічаються зони з кращими або гіршими колекторськими властивостями, що пов’язано, як правило, з підвищеною тріщинуватістю порід. Крім того, наведеними коефіцієнтами не можна оцінювати неоднорідність карбонатних колекторів та колекторів, пов’язаних з кристалічними і метаморфічними породами.

Відомо, що підвищена тріщинуватість гірських порід завжди має місце на ділянках зім’яття пластів порід в складки, особливо в їх склепіннях, де утворюються тріщини відриву і сколювання, які значно покращують колекторські властивості порід.

Вивчення нафтогазоносних структур показує, що вони, як правило, на окремих ділянках ускладнюються додатковими, меншими за розмірами, складками, кількість яких іноді є досить великою. Так, наприклад, відоме газове родовище-гігант Уренгой ускладнюється двома додатковими дрібними складками (ділянки свердловин №№ 61 і 17); газове родовище Медвеже - трьома (ділянки свердловин №№ 18; 14 і 19; 1; 2 і 11); Усть-Баликське нафтове родовище – п’ятьма; Мегіонське - шістьма і т.д.

Безпосередньо в Передкарпатському прогині, згідно геологічних побудов УкрДГРІ, структура Орів-Уличнянського нафтового родовища ускладнюється двома складками - ділянки свердловин № 41, 95, 33-Ул, 113 (рисунок 4.1); Бориславська складка - трьома дрібними склепіннями - ділянки свердловин № 1873 і 1625 та свердловини Міріам № 1313, а також № 892, 477 (рисунок 4.2).

Навіть невелика за розмірами Косівська структура ускладнюється двома малими склепіннями - ділянки свердловин № 25 і № 45 (рисунок 4.3). Вказані ділянки, де виділені локальні склепіння, які ускладнюють загальну структуру, характеризувались вищими дебітами вуглеводнів, що пов’язано, з покращенням колекторських властивостей порід за рахунок високої їх тріщинуватості на цих ділянках. Для більш точної характеристики неоднорідності продуктивного горизонту необхідно використовувати не тільки вище наведені коефіцієнти (що характеризують неоднорідність гірських порід сформовану в процесі седиментогенезу), але і коефіцієнт плікативного ускладнення продуктивних горизонтів – К_пл.

Коефіцієнт плікативного ускладнення К_пл – це відношення суми площ ділянок, де мають місце плікативні ускладнення (åF_пл) у вигляді малих склепінь (іноді ці малі складки мають вигляд напівзамкнутих структурних носів, в

 

 

Рисунок 4.1 – Орів-Уличнянське родовище. Геологічний профіль (за Є.В. Ткаченко)

1.- пробурені свердловини; 2.- геологічні границі;

3.- поклади нафти.

 

Рисунок 4.2 – Бориславське родовище. Геологічний

профіль (за В.В. Глушко, Р.М. Новосилецьким, 1971)

1.- пробурені свердловини; 2.- геологічні границі;

3.- тектонічні порушення; 4.- поклади нафти;

5.- поклади газу.

 

цьому випадку можливо робити для них екстраполяцію останньої ізогіпси) до загальної площі досліджуваної структури (F):

К_пл= SF_пл /F(4.1)

Даний коефіцієнт дозволить більш точно охарактеризувати ступінь неоднорідності продуктивного горизонту, тому що буде враховуватись поряд з літологічними факторами і фактор плікативного ускладнення структур.

Це має велике практичне значення при підрахунку запасів нафти і газу, розміщенні на структурі розвідувальних і особливо експлуатаційних свердловин, зокрема вибору відстаней між ними і т. д.

 

Рисунок 4.3- Косівське родовище. Структурна карта

Покрівлі Vc продуктивного горизонту нижнього сармату

1.- ізогіпси покрівлі Vc продуктивного горизонту нижнього сармату; 2.- пробурені свердловини; 3.- контур газоносності.

Рисунок 4.4- Бухтівецьке родовище. Структурна карта покрівлі вигоцько-пасічнянських відкладів еоцену

(за матеріалами Стрийського УБР, 1998)

1.- ізогіпси покрівлі вигоцько-пасічнянських відкладів;

2.- тектонічні порушення; 3.- свердловини, які дали промисловий приплив газу; 4.- свердловини, які не дали промисловий приплив газу; 5.- свердловини в бурінні.

 

На всіх стадіях розбурювання Бухтівецького родовища модель його геологічної будови трактувалась за аналогією з Битківською Глибинною складкою. Відповідно до цього вибиралась профільна система розміщення розвідувальних свердловин і відстані між ними. На основі подібних уявлень велось і експлуатаційне буріння. Як наслідок, були отримані негативні результати в розвідувальних (2-Бх, 6-Бх, 7-Бх, 11-Бх) і експлуатаційній (15-Бх) свердловинах.

Однією з причин цього, може бути те, що розташування вказаних свердловин визначалось без достатнього врахування неоднорідності колекторів у вигодсько-пасічнянських відкладах.

Інтерпретація результатів буріння свердловин дозволила зробити висновок про те, що Бухтівецька структура є розчленованою на окремі складко-блоки.

Це, північного заходу на південний схід: складка Бухтівецька-3 (північно-західна), де розташована свердловина 13-Мр; складка Бухтівецька-1 (центральна), де пробурені свердловини 1-Бх і 16-Бх і складка Бухтівецька-2 (південно-східна), де знаходяться свердловини 50-Бх, 20-Лащ і 51-Бх. Не виключено, що складка Бухтівецька-2 в свою чергу складається з двох складко-блоків, в одному з яких пробурена свердловина 50-Бх, а в другому (який насунутий на попередній) - свердловини 20-Лащ і 51-Бх.

Згідно такого трактування тектонічної будови Бухтівецької структури, розрахований коефіцієнт плікативного ускладнення складає:

К_{п л}=(0.75 км² +1.97 км² +0.91 км² +4.72 км²)/41.87 км² =

= 0.199 » 0.2

Площі ділянок, де мають місце плікативні ускладнення (F_пл) визначались окремо для кожної складки (для складки Бухтівецька-3 по ізогіпсі мінус 1700; для складки Бухтівецька-1 по ізогіпсі мінус 1000 і для складки Бухтівецька-2, як в одному, так і в другому складко-блоці по ізогіпсі мінус 1000). Проведений розрахунок показує, що ділянки з підвищеною тріщинуватістю на Бухтівецькій структурі займають приблизно 20% її площі, але розміщені вони нерівномірно. На інших ділянках існують частини продуктивного горизонту з пониженими колекторськими властивостями і, в наслідок цього, з меншою газоконденсатонасиченістю. Таким чином, при існуючих великих відстанях між свердловинами, вказані вище свердловини попали не в продуктивні ділянки структури, а навпаки в “пусті породи”.

Враховуючи результати проведеного розрахунку слід зазначити, що на Бухтівецькій структурі, при К_пл=0.2, існує висока імовірність (до 80%) попадання свердловин в зони, які характеризуються менш інтенсивною тріщинуватістю, і як наслідок, одержання негативних результатів при їх випробуванні. Тому, на Бухтівецькому родовищі необхідно рекомендувати розташовувати видобувні свердловини в основному в межах склепінних частин і зменшувати відстані між до мінімальних, в залежності від поставлених планів видобутку газоконденсату.

 

Порядок виконання лабораторної роботи

1. Виділити площу структури (згідно із завданням викладача), де продуктивні горизонти можуть мати підвищені колекторські властивості за рахунок тріщинуватості гірських порід.

2. Визначити коефіцієнт плікативного ускладнення структури.

3. В залежності від значення коефіцієнта плікативного ускладнення структури, розташувати видобувні свердловини на родовищі та визначити відстані між ними.

 

Лабораторна робота № 5, 6

Розташування видобувних свердловин на покладах літологічного типу і покладах, пов’язаних з соляними куполами і штоками

Теоретичні положення

Відомо багато прикладів родовищ, в розрізі яких є декілька продуктивних пластів, які відрізняються за своїми характеристиками і тому, їх не можна об’єднувати в єдиний експлуатаційний об’єкт. Розробка таких родовищ здійснюється окремим планом для кожного продуктивного пласта. В цьому випадку стоїть проблема: як розташовувати видобувні свердловини і які відстані між ними необхідно прийняти.

Як правило, цією проблемою займаються геологи разом зі спеціалістами з розробки нафтових і газових родовищ, починаючи ще зі стадії розвідки, коли оцінюється промислова цінність родовища з метою ефективного переводу розвідувальних свердловин в категорію видобувних.

На окремих нафто- і газоносних пластах застосовуються рівномірні і нерівномірні сітки розташування видобувних свердловин. В свою чергу, рівномірні сітки поділяються на трикутну і квадратну.

В нафтогазоносних районах колишнього Радянського Союзу в більшості випадків застосовувалась трикутна форма розташування видобувних свердловин. При застосуванні цієї сітки видобувних свердловин, підраховували відстань між ними за формулою:

у=1.07(5.1)

де y - відстань між видобувними свердловинами, м;

f - площа живлення однієї видобувної свердловини, м²;

1,07 - постійний коефіцієнт.

 

 

Рисунок 5.1 - Схема рівномірної трикутної сітки

розташування видобувних свердловин

– видобувні свердловини

Вже в 50-ті роки ХХ століття від цієї формули визначення відстаней між видобувними свердловинами майже повністю відмовились з наступних причин:

1. Вказану формулу можна застосовувати, якщо продуктивний пласт є однорідним. Якщо пласт неоднорідний, то, як показала практика, багато видобувних свердловин попадає на ділянки з погіршеними колекторськими властивостями і такі свердловини не давали запланованих дебітів продукції. Для свердловин, які попали в продуктивний пласт з добрими колекторськими властивостями, приходилось значно підвищувати норму відбору продукції для забезпечення виконання плану в цілому по родовищу. Вказане, обов’язково приводило до порушення балансу між притоком продукції до вибоїв видобувних свердловин і відбором продукції з пласта, що впливало на виникнення аварійних ситуацій у видобувних свердловинах.

2. Дуже важко було визначати площу живлення однієї видобувної свердловини, тому що цей параметр залежить від багатьох факторів, які на початку експлуатації пласта точно визначити не можливо.

3. На цілому ряді нафтогазових родовищ, визначення за вказаною формулою відстаней між видобувними свердловинами приводило до того, що їх потрібно було розташовувати на дуже малих відстанях. Наприклад: в Азербайджані на Апшеронському півострові в результаті застосування вказаних розрахунків відстані між видобувними свердловинами повинні були бути 25 і менше метрів. Це приводило до того, що швидкість припливу нафти до вибоїв видобувних свердловин по пласту на таких ділянках була значно меншою за швидкість відбору продукції з видобувних свердловин. Виникали аварійні ситуації на свердловинах, як правило швидко виходили з ладу насосні прилади. В результаті, приходилось зупиняти роботу 75% і більше видобувних свердловин. Видобуток нафти на таких ділянках ставав нерентабельним. Аналогічні недоліки в процесі розробки продуктивних пластів з розташуванням видобувних свердловин по рівномірній трикутній сітці з малими відстанями між свердловинами, виникали і в інших нафтогазоносних районах (в Терсько-Каспійській западині, в Волго-Уральській нафтогазоносній провінції та ін.).

В США замість трикутної сітки розташування видобувних свердловин довший час використовували квадратну сітку. Відстані між видобувними свердловинами (y₁) при застосуванні квадратної сітки визначались за формулою:

(5.2)

де y₁ – відстань між видобувними свердловинами, м;

f₁ – площа живлення однієї видобувної свердловини, м².

Аналогічно, як і в нафтогазоносних регіонах колишнього Радянського Союзу, американські нафтовики в 60-х роках ХХ століття майже повністю відмовились від вище вказаної формули визначення відстаней між видобувними свердловинами з тих самих причин, що і для трикутної сітки.

 

 

 

 

Рисунок 5.2 - Схема рівномірної квадратної сітки

Розташування видобувних свердловин.

  На даний час рівномірні форми сіток розташування видобувних свердловин… Нерівномірні сітки розташування видобувних свердловин застосовуються на родовищах нафти і газу починаючи з 30-х років…

Рисунок 5.4 - Приклад розташування видобувних свердловин на поклади вуглеводнів

а– по сповільненій згущуючій сітці вверх по пласту;

б– по сповільненій згущуючій сітці вниз по падінню пласта.

Умовні позначення:

Рисунок 5.5 - Схема розташування видобувних свердловин на родовищі нафти, що приурочено до сольового масиву

Лабораторна робота № 7

 

Принципи розташування нагнітальних свердловин при вторинних методах розробки на різних типах нафтових родовищ

Теоретичні положення

Метою застосування вторинних методів розробки є підвищення коефіцієнту нафтовіддачі шляхом вилучення залишкових запасів нафти з продуктивних… Для досягнення максимально можливого, а іноді і повного вилучення запасів… Застосування кожного наступного методу по відношенню до попереднього може розглядатися як третинний, четвертинний і…

Рисунок 7.1 - Схема розташування нагнітальних свердловин при законтурному заводненні

1 – зовнішній контур нафтоносності; 2 – внутрішній контур нафтоносності; 3 – нагнітальні свердловини; 4 – експлуатаційні свердловини.

Приконтурне заводнення передбачає розташування нагнітальних свердловин між зовнішнім і внутрішнім контурами нафтоносності. Його застосовують, коли продуктивний пласт характеризується на периферійних ділянках структури низькими колекторськими властивостями.

Внутріконтурне заводнення нафтового пласта може бути центральним і осьовим.

Центральне внутріконтурне заводнення нафтового покладу застосовується, коли він приурочений до куполоподібних антиклінальних структур. Нагнітальні свердловини розташовуються в цьому випадку на склепінні структури в самому центрі або по концентричному колу, при значних розмірах куполоподібних структур.

 

 

 

Рисунок 7.2 - Схема розташування нагнітальних свердловин при приконтурному заводненні

1 – зовнішній контур нафтоносності; 2 – внутрішній контур нафтоносності; 3 – нагнітальні свердловини; 4 – експлуатаційні

 

 

Рисунок 7.3 - Схема центрального внутріконтурного заводнення

1 – зовнішній контур нафтоносності; 2 – внутрішній контур нафтоносності; 3 – нагнітальні свердловини; 4 – експлуатаційні свердловини.

 

Осьове внутріконтурне заводнення покладу нафти застосовується на брахіантиклінальних і лінійно витягнутих структурах. Нагнітальні свердловини розташовуються вздовж великої осі антикліналі, оскільки в цій частині структури колекторські властивості пластів завжди покращуються за рахунок тріщинуватості гірських порід. Нагнітання води в пласт здійснюється в напрямку вниз по падінню пласта і є, як правило, ефективним.

 

Рисунок 7.4 - Схема розробки з осьовим нагнітанням води

1 – зовнішній контур нафтоносності; 2 – внутрішній контур нафтоносності; 3 – нагнітальні свердловини; 4 – експлуатаційні свердловини.

Площадну закачку води в нафтовий пласт застосовують:

1) у випадку, коли проникність колекторів невисока, але змочування глинистих частинок в пісковиках водою не викликає значного зниження їх проникності;

2) при низькій водонасиченості пласта і, відповідно, невеликому процентному вмісті води в нафті, що видобувається (10-20 %);

3) якщо залишкова нафтонасиченість пласта перевищує 35-40%.

Нагнітальні свердловини розміщують рівномірно по площі в проміжках між експлуатаційними свердловинами. Найбільш поширеними системами розміщення свердловин в цьому випадку є п’ятиточкова і семиточкова. При п’ятиточковій системі нагнітальні свердловини розташовують по сторонах квадратів, а експлуатаційні – в центрах квадратів; при семиточковій системі нагнітальні свердловини розташовують по кутах шестикутника, а експлуатаційні – в центрі шестикутника (рис. 7.5).

а) б)

 

 

Рисунок 7.5 - Схема площадного заводнення пласта

а) п’ятиточкова схема; б) семиточкова схема.

 

Таке розташування нагнітальних і експлуатаційних свердловин забезпечує рівномірну дію води, що нагнітається, на поклад. Однак, і в цьому випадку всю площу заводнити повністю не вдається і ступінь обводненості площі визначають за допомогою коефіцієнта заводнення або коефіцієнта охоплення, яким називають відношення площі (або об’єму) породи, охопленої заводненням, до всієї площі або об’єму покладу. Ці коефіцієнти, як правило, завжди менші одиниці.

Відстань між свердловинами при здійсненні процесу може змінюватися в широких межах в залежності від проникності колектора, об’ємів і тисків нагнітання.

Тиск нагнітання залежить від об’ємів нагнітальної води і проникності порід.

Слід врахувати, що із збільшенням темпів закачки води не завжди скорочуються строки витіснення нафти і часто відбуваються прориви води в будь-якому напрямку. Оптимальні швидкості руху води і тиски нагнітання встановлюються дослідним шляхом для кожного конкретного пласта.

Сумарний розхід води при площадному заводненні не повинен перевищувати на початковій стадії закачки 3 м³ води на 1 т нафти, яка видобувається, і на кінцевій стадії 20 м³/т. Нормальним вважається розхід води в середньому 10-15 м³/т. Знаючи залишкові запаси нафти і керуючись даними лабораторного визначення коефіцієнту вилучення нафти, можна наближено вирахувати сумарний розхід води на заводнення і приблизний строк розробки пласта. Ефективність процесу площадного заводнення залежить від вмісту зв’язаної води. Для успішного проведення процесу, вміст зв’язаної води не повинен перевищувати 25%, при більш високому вмісті ефективність процесу площадного заводнення знижується.

В практиці проведення процесу, в зв’язку з неоднорідністю будови покладів, можливі прориви води в будь-якому напрямку, що значно знижує ефективність заходу.

Для боротьби з цими явищами застосовують наступні заходи:

а) ізоляцію сильно поглинаючих інтервалів в свердловинах шляхом їх цементування, хімічного тампонажу, застосування пакерів;

б) регулювання темпів нагнітання води і відбору рідини аж до припинення прориву;

в) часткове зменшення проникності найбільш поглинаючих зон шляхом нагнітання в них забрудненої води, повітря в суміші з водою, парафінового дистиляту.

Для контролю за проривами води від нагнітальних свердловин в тих чи інших напрямках застосовують різноманітні індикатори, які додають у нагнітальну воду (барвники, радіоактивні ізотопи).

Для нагнітання в пласт застосовують річкові, артезіанські, пластові і морські води, які повинні відповідати наступним вимогам:

1) вміщувати технічні домішки в кількості не більше 1 мг/л;

2) не містити водоростей і мікрокомпонентів;

3) зберігати стабільність в пластових умовах;

4) містити залізо в окисній формі в кількості не більше 0,5 мг/л;

5) не викликати корозії трубопроводів;

6) вміщувати домішки нафти в кількості не більше 0,5 мг/л.

У відповідних геологічних умовах доцільно застосовувати комбіновані методи дії на пласт, наприклад, закачку повітря в склепінну частину пласта і води в законтурну зону. Даний метод рекомендується для пластів з пониженою проникністю, в яких вплив нагнітальних свердловин не поширюється на всю площу пласта. На промислах колишнього Радянського Союзу нагнітання води в нафтові пласти з метою підвищення нафтовіддачі було розпочато з 1943-1944 рр. (промисли Доссор і Макат в Прикаспійській западині).

В США метод заводнення пластів одержав широке застосування і масштаби його весь час зростають.

Нагнітання газу в нафтовий пласт

Метод полягає в нагнітанні робочого агента через рівномірно розташовані нагнітальні свердловини і витісненні залишкової нафти в експлуатаційні… На даний час застосовують головним чином два основних методи: 1) закачку газу або повітря в підвищену частину пласта;

Порядок виконання лабораторної роботи

1) В залежності від ступеню виробки нафтового покладу і його режиму роботи обґрунтувати застосування вторинного методу розробки (згідно із завданням викладача).

2) Обгрунтувати розташування нагнітальних свердловин відповідно обраному вторинному методу розробки.

 

Лабораторна робота № 8, 9

Контроль за розробкою нафтогазових родовищ і аналіз ефективності застосованих методів видобування нафти і газу

 

Теоретичні положення

Для того, щоб запобігти формуванню “целіків”, де залишається багато нафти, регулюють відбір продукції у свердловинах, які розташовані вздовж контуру… Для запобігання утворення конусів обводнення у привибійних зонах видобувних… При експлуатації покладів нафти і газу важливою задачею є аналіз стану пласта з метою своєчасного вдосконалення…

Рисунок 8.2 - Схема визначення додаткового приросту видобутку нафти при впливі на пласт

1 - теоретична крива; 2 - фактична крива видобутку нафти з початку застосування заходу по впливу на пласт; 3 - приріст видобутку, т

 

Про характер балансу судять з коефіцієнту закачки (К_ф), під яким розуміють відношення води (або іншого робочого агенту), що закачується в пласт до об’єму рідини, що відбирається із покладу.

Головним критерієм ефективності системи розробки, що застосовується є величина коефіцієнта нафтовіддачі, яку слід ретельно оцінювати по обводненим ділянкам покладу аж до буріння в них спеціальних оціночних свердловин для вияснення кількості залишкової нафти, що не може бути вилучена на сучасному рівні техніки.

 

Порядок виконання лабораторної роботи

1. Побудувати графіки зміни основних показників розробки родовища нафти і газу (згідно із завданням викладача).

2. Проаналізувати стан родовища на задану кінцеву дату.

3. Дати рекомендації про необхідність (можливість) застосування методів підтримки пластової енергії.

 

ПЕРЕЛІК РЕКОМЕНДОВАНИХ ДЖЕРЕЛ

1. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология. М.: Недра. - 1970.

2. Орлов О.О. Конспект лекцій з курсу “Геологічні основи розробки нафтових і газових родовищ”. – м. Івано-Франківськ, ІФНТУНГ. – 2002.

3. Атлас родовищ нафти і газу України. В 6-ти томах. Українська нафтогазова академія. – 1998.

4. Орлов О. О. та ін. "Нафтогазопромислова геологія". - Київ, 2005, “ Наукова думка” 450 с.

5. Жильцова Л.И. Новообразование углеводородных газов при термическом разложении ОВ осадочных пород Тунгуской синеклизы [Текст] / Л.И. Жильцова, И.С. Старобинець – М.: Недра, 1970 – 486 с.

6. Калятин О.А. О зависимости аномально высоких пластовых давлений от температур в залежах нефти и газа Западно-Тунгуской впадины [Текст]/ О.А. Калятин, Е.В. Кучерук – М.: Изв. Вузов, Геология и разведка, 1975, № 7, С. 44-47.

7. Мелик-Пашаев В.С. Аномально высокие пластовые давления на нефтяных и газовых месторождениях [Текст] / В.С. Мелик-Пашаев, Э.М. Халимов, В.Н. Серегина – М.: Недра, 1983. – 184 с.

8. Матвиенко В.Н. О величине геотермической ступени в майкопских отложениях Западного Предкавказья [Текст] / В.Н. Матвиенко// "Геология нефтяных и газовых Урало-Поволжья, Кавказа и Средней Азии. – М.:
Недра, 1966. С. 138-142.

9. Орлов А.А Значения высоких патенциаметрических уравнений в пластовых водах при поисках нефтяных месторождений на примере Алжирской Сахары [Текст] / Орлов А.А, Будз М.О., Ризун Б.П. [и др. ] // Изв. вузов, Нефть и Газ. – 1976. - №12. - С. 4-14.

10. Орлов А.А. Аномальные пластовые давления в нефтегазоносных областях Украины [Текст]/ А.А. Орлов. – Львов: Вища школа. Изд-во при Львов. ун-те, 1980. – 188 с.

11. Концепція геодинамічного походження аномальних пластових тисків в осадовій оболонці земної кори. [Текст] / [Орлов О.О., Євдощук М.І. Омельченко В.Г. Трубенко О.М.] - Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ Івано-Франківськ: ІФНТУНГ. - 2007. - №3(24) і №4(25). – С. 18-23 і С. 30-41.

12. Осадчий В.Г. Геотермические критерии нефтегазоносности недр [Текст]/ В.Г. Осадчий, А.И. Лурье, В.Ф. Ерофеев. – Киев: Наукова думка. – 1976. - 143 с.

13. Шпак П.Ф. Природа и распределение аномально высоких пластовых давлении флюидов в нефтегазоносных бассейнах [Текст] / П.Ф. Шпак, Р.М. Новосилецкий // Геологический журнал. – 1979. – Т. 39. – № 3. – С. 1- 11.

14. Орлов А.А., Чебаненко И.И., Клочко В.П. и др. Генезис и методы оценки аномально высоких пластовых давлений в нефтегазоносных структурах (на примере районов УССР). – Киев: ИГН АН УССР, 1979. – 60 с.

15. Орлов А.А. Аномальные пластовые давления в нефтегазоносных областях Украины. – Львов, “Вища школа”, 1980. – 190 с.

16. Орлов О.О., Чорний М.І. Нафтогазопромислова геологія. Конспект лекцій для студентів спеціальності “Геологія нафти і газу”. – Івано-Франківськ, 1991. – 100 с.

17. Орлов О.О., Омельченко В.Г. Нафтогазопромислова геологія. Частина ІІ.: Івано-Франківськ, ІФДТУНГ, 1990. – 100 с.

18. Нефтяные и газовые месторождения СССР. Справочник в двух книгах //Под ред. С.П. Максимова. – М.: Недра. - 1987.

19. Справочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран //Под ред. И.В. Высоцкого. – М.: Недра. - 1975.

20. Орлов О.О., Омельченко В.Г., Локтєв А.В., Михайлів І.Р. Вплив тектонічних ускладнень на неоднорідність колекторів //Геологія і геохімія горючих копалин. - 1999. - №4. - с. 34-39.

21. О.О. Орлов, Д.Д. Федоришин, В.Г. Омельченко, О.М. Трубенко, М.І. Чорний. Геологічні основи розробки нафтових і газових родовищ. Підручник.- Івано-Франківськ: ІФНТУНГ, 2009,-293 с.