Рисунок 4.1 — Графік змін густини води (а) і аргілітів (б) з глибиною для внутрішньої зони Передкарпатського прогину

4.3 Порядок виконання роботи

1.  Будуються графіки зміни густини глинистих пластів з глибиною (електрич-ного опору та ін.).

2.  За графіками встановлюється інтервал нормальної зміни параметрів глин з глибиною і виділяються зони аномального пластового тиску.

3.  Для глибини розрахунку (Н) порового тиску знаходиться еквівалентна глибина (Не), на якій глини мають таку ж величину параметру, як і на глибині (Н), тобто, скелет породи має на глибині Н і Не однакову ефективну напругу і характеризується однаковою ефективною густиною.

Основне рівняння цієї методики має вигляд:

, МПа                (4.1)

де Pa — аномальний пoровий тиск на глибині Н, МПа; ,  — серед-ньозважене значення по товщині в кг/м3 знaчення густини порід на глибині Ні і Не;  — густина мінералізованої води (визначена по графіку), кг/м3.

Для визначення аномального тиску за даними електрометрії використо-вують формулу:

,                         (4.2)

де  — гідростатичний тиск стовпа рідини на глибині визначення ; ,  — відповідно на глибині визначення , значення електричного опору в Ом*м.

4.4 Контрольні запитання

1. Що таке коефіцієнт аномальності?

2. Що таке аномальний тиск?

4.5 Література

1.  Чорний М.І. Розробка методики прогнозування аномально високих тисків за даними геофізичних досліджень свердловин для внутрішньої зони Перед-карпатського прогину. Дис. на здобуття наукового ступеня канд. геол.-мін. наук. — Івано-Франківськ, 1982.

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №5

ВИЗНАЧЕННЯ ГРАДІЄНТА ТИСКУ ГІДРОРОЗРИВУ ПЛАСТА НА ОСНОВІ ДАНИХ ГЕОФІЗИЧНИХ ДОСЛІДЖЕНЬ

5.1 Мета роботи

визначення і закріплення знань методики оцінки градієнта тиску гідророзриву пласта на основі геофізичних досліджень для розкриття проодуктивного пласта в оптимальних умовах.

5.2 Основні теоретичні положення

Для проектування раціональної конструкції свердловини, яка забезпечить її проведення без ускладнень до проектної глибини, необхідно мати достовірні дані про значення порового тиску (пластового) і тиску гідророзриву пласта. Ці дані повинні також враховуватись при виборі густини промивної рідини для оптимального розкриття продуктивного пласта.

Відомо, що градієнти тиску розриву пласта пов’язані з поровим (пластовим) тиском, літологією, віком порід і глибиною залягання пласта, а також напруженим станом гірських порід.

Практика буріння свердловин в Передкарпатському прогині показує, що визначення нижньої границі густини бурового розчину, виходячи з умов попередження проявів, є необхідним, але не достатнім для попередження ускладнень. Так, при бурінні сильно розущільнених глин, поровий тиск у яких близький до тиску гідророзриву пласта, навіть незначне збільшення густини бурового розчину з метою попередження викидів, приводить до гідравлічного розриву пласта. Це викликає інтенсивне поглинання бурового розчину з подальшим викидом. Верхню границю густини бурового розчину можна визначити за формулою:

,            (5.1)

де rв — верхня межа густини бурового розчину, кг/м3; gн — прискорення вільного падіння, м/с2; h — глибина залягання підошви пласта, м; Рпор — поровий (пластовий) тиск, н/м2; m — коефіцієнт Пуассона; Gсп — напруга скелету породи, H*м2

,                       (5.2)

де Ргір — гірський тиск порід, Н/м2.

Для визначення гірського тиску на основі проведених замірів побудовано графік його зміни з глибиною для умов Передкарпатського прогину (рис. 5.1). Для побудови графіка використана залежність (5.2).

Рисунок 5.1 - Зміна геостатичного тиску з глибиною

,                             (5.3)

де п(Н) — об’ємна маса породи, як функція її залягання.

Поровий тиск може бути визначений за даними зміни густини породи з глибиною, або за даними геофізичних досліджень свердловин (лабораторна робота №4).

Для експресного визначення градієнта тиску розриву пласта можна вико-ристати номограму (рис. 5.2), побудовану на основі рівняння (5.1). На номогра-мі знаходять необхідну глибину і проводять горизонталь до перетину з лінією коефіцієнта аномальності порового тиску. Далі опускають перпендикуляр до абсциси, на якій знаходять значення градієнта тиску розриву пласта, що еквіва-лентно верхній межі густини бурового розчину при бурінні в даному інтервалі.

Рисунок 5.2 — Номограма для визначення градієнта тиску гідророзриву пласта

Достовірність результатів досліджень була підтверджена шляхом аналізу ускладнень, що пов’язані з поглинанням бурового розчину, які виникають найчастіше при розбурюванні піщано-глинистих порід на родовищах Прикар-паття.

Величину градієнта тиску розриву пласта можна визначити із залежності його від градієнта порового тиску. На основі статистичної обробки даних геофізичних та інших досліджень для умов Передкарпатського прогину одер-жана залежність

.                          (5.4)

Градієнт порового тиску можу бути визначений за даними геофізичних досліджень (лабораторна робота №4).

Оперативно отримані дані про тиск гідророзриву пласта, дають можли-вість регулювати густину бурового розчину у визначених межах. Використання бурових розчинів завищеної густини приводить до ускладнень в процесі буріння свердловини.

Таблиця 5.1 — Вихідні дані

5.3 Порядок виконання роботи:

1.  Взявши порові тиски на глибинах за варіантом визначити верхню і нижню межі густини бурового розчину для буріння свердловини в заданому інтер-валі.

2.  Визначення зробити за загальною формулою, за формулою для регіону та за номограмою.

5.4 Контрольні запитання:

1. Від чого залежить гідророзрив пласта?

2. Що таке коефіцієнт Пуассона?

5.5 Література:

У.Х.Фертль. Аномальные пластовые давления. / Пер. с английского. — М.: Недра, 1980.

Лабораторна робота № 6

ВИЗНАЧЕННЯ ПРОЕКТНОГО КОЕФІЦІЄНТА НАФТОВІДДАЧІ ДЛЯ НОВИХ ПОКЛАДІВ З ВОДОНАПІРНИМ РЕЖИМОМ

6.1 Мета роботи

Закріплення знань методики визначення проектного коефіці-єнта для нових покладів з водонапірним режимом.

6.2 Основні теоретичні положення

Поклади нафти характеризуються великою різноманітністю геологічної будови продуктивних пластів, їх колекторських властивостей, фізичних властивостей нафти і інших факторів, які впливають на величину нафтовіддачі.

Для нових покладів нафти, де за геолого-промисловими даними очікують водонапірний режим, проектний коефіцієнт нафтовіддачі визначають залежно від співвідношення в'язкості нафти і води, проникності колекторів і ступеня неоднорідності продуктивного пласта і його літології. Залежно від літології визначення коефіцієнта нафтовіддачі ведеться окремо для теригенних і карбонатних колекторів.

Ступінь неоднорідності визначають за величинами коефіцієнтів піщанистості (Кп) і розчленованості (Кр) продуктивного пласта. До однорідних пластів відносять такі, для яких Кп дорівнює більше 0,75 і Кр менше 2,1, а до неодно-рідних — коли Кп менше 0,75, а Кр більше 2,1.

Визначення коефіцієнта нафтовіддачі h проводиться за допомогою графіків залежності h від співвідношення в'язкості  і проникності пласта, побудованих окремо для однорідних і неоднорідних теригенних колекторів (рис.6.1).

У виданих індивідуальних завданнях необхідно визначити проектний кое-фіцієнт нафтовіддачі h покладів нафти, які пов'язані з теригенними колекто-рами різного ступеня неоднорідності містять нафту різної характеристики.

Для визначення проектного коефіцієнта нафтовіддачі даються наступні вихідні дані:

а) розрізи пробурених пошуково-розвідувальних свердловин в межах продуктивного інтервалу, які характеризують неоднорідність продуктивного пласта;

б) дані про проникність продуктивного пласта в окремих свердловинах;

в) дані про в'язкість пластової води.

Приклад:

На покладі пробурено 11 свердловин, план розташування яких показано на рис. 6.3.

Рисунок 6.3 — План розташування свердловин (для побудови карти проникності)

Проникність колекторів показана, в таблиці 6.1, дані про загальну і ефективну товщини пласта в таблиці 6.2. В'язкість нафти в пластових, умовах дорівнює 4,8 Па*с, в'язкість пластової води — 1 Па*с.

Завдання: визначити проектний коефіцієнт нафтовіддачі.

Таблиця 6.1 — Проникність колекторів

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6