Idea Transcript
Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина
Кафедра теоретических основ поисков и разведки нефти и газа.
Л. П. Мстиславская, М. И. Трунова
Сборник лабораторных работ по геологии нефти и газа.
Методические указания для студентов негеологических специальностей.
МОСКВА 2007
Мстиславская Л.П., Трунова М.И. Сборник лабораторных работ по геологии нефти и газа. Методические указания для студентов негеологических специальностей. – РГУ нефти и газа. 2007 г. – 76 с.
2
СОДЕРЖАНИЕ Введение …………………………………………………………………………. 4 Лабораторная работа № 1 ………………………………………………………. 7 Лабораторная работа № 2 ……………………………………………………... 13 Лабораторная работа № 3 ................................................................................... 16 Лабораторная работа № 4 ……………………………………………………... 19 Лабораторная работа № 5 ……………………………………………………... 25 Лабораторная работа № 6 ……………………………………………………... 27 Лабораторная работа № 7 ……………………………………………………... 32 Лабораторная работа № 8 ……………………………………………………... 36 Лабораторная работа № 9 ……………………………………………………... 38 Лабораторная работа № 10 ……………………………………………………. 39 Лабораторная работа № 11 ……………………………………………………. 42 Приложение 1 ………………………………………………………………….. 45 Приложение 2 ………………………………………………………………….. 51 Приложение 3 ………………………………………………………………….. 57 Приложение 4 ………………………………………………………………….. 61 Приложение 5 ………………………………………………………………….. 65 Приложение 6 ………………………………………………………………….. 69 Приложение 7 ………………………………………………………………….. 71 Приложение 8 ………………………………………………………………….. 74
3
Введение. Сборник лабораторных работ предназначен для практического изучения студентами негеологических специальностей дисциплины: «геология нефти и газа и основы нефтегазового производства (дела)». В течение одного семестра студенты специальностей: разработка, бурение, экономика, юриспруденция, транспорт, - которые готовятся для работы в нефтегазовом комплексе, овладевают знаниями в области решения практических задач по геологии нефти и газа. Сборник
включает
одиннадцать
лабораторных
работ,
выполнение
которых в аудитории и дома позволит студентам овладеть основными навыками решения геологических задач путём построений и расчётов, необходимых при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ. Полученные студентами навыки и знания по геологии нефти и газа будут способствовать повышению их профессионального уровня при дальнейшей самостоятельной работе в отраслях топливно-энергетического комплекса. В таблице № 1 приведена геохронологическая шкала, а на рис. 1 – условные знаки к литолого-стратиграфическим разрезам и геологическим профилям. Лабораторные работы № 1-6 посвящены проработке основных задач структурной геологии и геокартирования (построение геологических и структурных карт, геологических профилей и др.), что необходимо для понимания вопросов геологии нефти и газа, в том числе, прогнозирования нефтегазоносности недр. При выполнении лабораторных работ № 7 и 8 студенты изучают основные понятия геологии нефти и газа. Они знакомятся с условиями залегания скоплений нефти и газа и их генетической классификацией, изучают параметры залежей УВ*, строят геологические профили и структурные карты
*
УВ – углеводородов (нефти и газа).
4
для различных типов скоплений УВ, графическим путём определяют контуры залежей УВ и другие параметры. Лабораторные работы №№ 9-11 знакомят студентов с методикой поисково-разведочных работ на нефть и газ, включая оценку запасов нефти, методику разбуривания площади и расчёты геологической эффективности по результатам поисково-разведочных работ на нефтяном местоскоплении. Таблица № 1 Геохронологическая шкала ЭРА группа
ПЕРИОД система
Кайнозойская
ЭПОХА отдел
Индекс отдела
Цвет
Длительность млн. лет
четвертичный
Q
Желтовато-серый
0,7
плиоцен миоцен олигоцен палеогеновый эоцен палеоцен поздняя /верхний/ меловой ранняя /нижний/ поздняя /верхний/ юрский средняя /средний/ ранняя /нижний/ поздняя /верхний/ триасовый средняя /средний/ ранняя /нижний/ поздняя /верхний/ пермский ранняя /нижний/ поздняя /верхний/ каменносредняя /средний/ угольный ранняя /нижний/ поздняя /верхний/ девонский средняя /средний/ ранняя /нижний/ поздняя /верхний/ силурийский ранняя /нижний/ поздняя /верхний/ ордовикский средняя /средний/ ранняя /нижний/ поздняя /верхний/ кембрийский средняя /средний/ ранняя /нижний/
N2 N1 P3 P2 P1 К2 К1 J3 J2 J1 T3 T2 T1 P2 P1 C3 C2 C1 D3 D2 D1 S2 S1 O3 O2 O1 C3 C2 C1
жёлтый
25
оранжево-жёлтый
41
зелёный
70
синий /яркий/
55-58
фиолетовый
40-45
оранжевокоричневый
45
серый
65-70
коричневый
55-60
серо-зелёный /светлый/
35
оливковый
60-70
сине-зелёный /тёмный/
70-80
неогеновый
KZ 67 млн. лет Мезозойская MZ
165 млн. лет
Палеозойская
PZ 2
PZ PZ 1
330 млн лет
Протерозойская
Венд
V
Рифей
R
2100 розовый
РR Архейская AR
сиреневорозовый
1800
5
Рис. 1. Условные обозначения к литолого-стратиграфическим разрезам и геологическим профилям
6
Лабораторная работа № 1. Построение геологической карты горизонтально залегающих слоёв по трём выходам подошвы различных по возрасту пластов. При
прогнозировании
выполняется
большой
геологических
карт,
нефтегазоносности
объём
графических
геологических
территории материалов
профилей,
обычно
(построение
структурных
карт
по
перспективным горизонтам и др.). Геологическая карта – это проекция слоёв различного возраста на дневную поверхность на топографической основе. Она содержит результаты замеров углов наклона слоёв, положение и углы наклона тектонических нарушений, положение интрузивных тел, если они прорывают осадочную толщу на исследуемой территории. Геологическая карта строится в поле во время проведения геологической съёмки. Для съёмки территории используется топографическая основа соответствующего масштаба, а также аэро- и космоснимки. В процессе полевых работ геологами по заранее намеченным маршрутам производится ориентировка
на
местности,
описание
обнажений
(выходящих
на
поверхность участков коренных пород), их зарисовка, отбор образцов пород, определение их возраста (предварительное), измерение толщины слоёв, замеры углов наклона пластов и др. Замеры углов проводятся горным компасом, замеры толщины пластов – рулеткой, верёвкой или линейкой. Все записи фиксируются в специальной полевой книжке. Ориентировка на местности и привязка пункта наблюдений (обнажения) обязательно
выполняется
с
использованием
аэрофотоснимков.
Их
использование позволяет значительно повысить точность составляемых геологических карт. Для составления мелкомасштабных карт обширных территорий применяются космические снимки земной поверхности. Геологические глубинное
карты
строение
позволяют
исследуемых
специалистам территорий,
интерпретировать
включая
выявление 7
структурных форм на глубине, благоприятных с точки зрения поисков нефти и газа. Для слоистых толщ осадочного генезиса выделяют три формы залегания: горизонтальное, наклонное и складчатое. При горизонтальном залегании слоёв одна и та же геологическая поверхность всегда находится на одних и тех же абсолютных отметках, считая от уровня моря (нулевой отметки). Поэтому на геологической карте обнаруживаются более молодые слои на приподнятых участках рельефа (возвышенностях), а более древние – в понижениях (долинах рек и ручьёв). При наклонном залегании слои падают в сторону расположения более молодых отложений. Наклонное залегание слоёв на большом расстоянии формирует структуру, называемую «моноклиналь» или «гомоклиналь» (последняя – с выдержанным углом наклона пластов). Под действием тектонических сил слои могут сминаться в складки, т.е. возникает более сложная форма залегания – складчатая. В результате образуются складки – волнообразные изгибы пластов горных пород – антиклинали и синклинали. Антиклиналь – изгиб слоёв выпуклостью вверх, синклиналь – наоборот. Эти складки обычно сопряжены друг с другом. Геологические профили показывают разрез земной коры вертикальной плоскостью по определённым направлениям. Как правило, направление профиля выбирается так, чтобы можно было наиболее полно и чётко отобразить геологическое строение исследуемой территории. При этом, чтобы избежать искажений в изображении условий залегания пластов, обычно, профили ориентируют вкрест простирания наклонных пластов* и осей складок, а также выбирают одинаковые
масштабы изображения по
вертикали и горизонтали. Геологические профили (профильные разрезы)
*
Элементы залегания наклонных пластов (линии и азимуты простирания и падения) рассмотрены ниже (см. лабораторную работу № 3).
8
строят по данным бурения скважин, геофизических исследований или по геологической карте. Мощность (толщина) слоёв рассчитывается, как кратчайшее расстояние от кровли (наиболее молодой поверхности, ограничивающей слой) до подошвы (наиболее древней его поверхности). Полученная величина и будет истинной мощностью слоя. При горизонтальном залегании истинная мощность слоя (пласта или группы пластов определённого возраста) легко рассчитывается по геологической карте (как разница отметок от подошвы до кровли). На земной поверхности обычно наблюдается видимая мощность, которая больше истинной. Истинная мощность при наклонном залегании слоёв определяется по формулам, которые учитывают разницу углов падения пласта и рельефа или искривления скважины. В лабораторной работе № 1 использованы результаты проведения геологической съёмки для участка территории, где установлена простая форма залегания пластов – горизонтальное залегание. На местности обнаружены три обнажения горных пород (три точки), которые соответствуют трём выходам подошвы различных по возрасту пластов. В задачу работы входит построение геологической карты и профиля, а также – составление литолого-стратиграфической колонки, в которой должны быть указаны: возраст, толщина, литология пластов (в условных знаках) и краткое описание пород. Колонка составляется в масштабе 1 : 10 000 ( 1 см = 100 м). Исходные данные: 1. Топографическая основа местности. 2. Три точки выхода подошвы различных по возрасту пластов (индекс возраста проставляется студентом). 9
В лабораторной работе № 1 требуется: 1. Обозначить возраст пластов (проставить индексы геологического возраста отложений при условии последовательного их напластования). 2. Построить геологическую карту. 3. Определить мощность пластов. 4. Построить геологический профиль по линии I – I. 5. Составить литолого-стратиграфическую колонку. В приложении № 1 приведены шесть вариантов исходных данных для выполнения работы № 1. Методика выполнения работы. 1. В соответствии с исходными данными, на изучаемом участке территории
могут
залегать
четыре
разновозрастных
слоя,
которые
разделяются в местах обнажений (трёх точках выхода подошвы слоёв). Пронумеруем точки обнажений в соответствии с топографической основой (№ 1 – в самой верхней части рельефа, № 2 – ниже, № 3 – ещё ниже). Обозначим индексы слоёв: слой 1 – выше точки 1, слой 2 – между точками 1 и 2, слой 3 – между точками 2 и 3, слой 4 – ниже точки 3 (например, сверху вниз разрез представлен слоями: N, P, K, J или K, J, T, P и т.д.). 2.
При горизонтальном залегании слоёв геологические границы будут
находиться в соответствии с рельефом местности. В связи с этим, построение геологической карты горизонтально залегающих слоёв проводится с учётом топоосновы и точек выхода подошвы пластов разного геологического возраста. Геологические границы, проходящие через точки № 1, 2, 3,
10
проводят параллельно горизонталям* рельефа. На полученных полях между проведёнными
геологическими
границами
проставляют
индексы
и
закрашивают поля цветом в соответствии с геохронологической шкалой. Полученная
геологическая
карта
горизонтально
залегающих
слоёв
представлена наиболее молодыми отложениями в приподнятых участках рельефа и наиболее древними – в пониженных. 3. Для определения мощности слоёв необходимо вычислить отметки залегания точек №№ 1, 2, 3 (обнажений горных пород), которые соответствуют отметкам геологических границ. Отметки определяют по топографической основе путём пропорционального деления и зная шаг между горизонталями рельефа (сечение горизонталей: 10, 20, 50, 100м или др.). Разница отметок между точками № 1 и № 2 даёт значение истинной мощности 2-ого слоя (см. сверху вниз), а разница отметок между точками № 2 и № 3 соответственно даёт значение истинной мощности 3-его слоя. Толщина (мощность) слоёв 1 и 4 рассчитывается, как разница самой высокой точки местности и отметки точки № 1 (для слоя 1), а также – как разница самой низкой точки местности и отметки точки № 3 (для слоя 4). 4. Геологический профиль строится по направлению I – I, которое пересекает самые возвышенные части местности. Построение геологического профиля по геологической карте обычно производится на миллиметровой бумаге. Вначале необходимо построить топографический профиль по выбранному направлению, т.е. показать рельеф земной поверхности. При этом горизонтальный масштаб соответствует масштабу геологической карты. Определяется ориентировка профиля по сторонам света (например, Ю-С, СЗЮВ, З-В и т.д.). Выполняется следующее условие: по направлению Ю-С, всегда Ю (юг) находится слева, а С (север) – справа.
*
Линии топографической основы называются горизонталями рельефа – линиями равных абсолютных отметок.
11
Вертикальный масштаб выбирается с таким расчётом, чтобы можно было показать все слои, включая маломощные. При выполнении данного задания удобно использовать вертикальный масштаб 1 : 10 000 (1 см = 100 м). По верхней кромке листа откладывают засечкой точки пересечения горизонталей рельефа и линии профиля, подписав их значения. По линии вертикального
масштаба
откладывают
цифры,
соответствующие
горизонталям рельефа, снизу вверх – от наиболее низких значений до наиболее высоких отметок (от уровня моря), например, от 200 м до 1000 м и др. Затем, на пересечении линий, соответствующих одним и тем же значениям отметок по горизонтальному и вертикальному масштабам, выявляют точки, лежащие на поверхности земли. Соединение указанных точек плавной линией позволяет построить топографический профиль (рельеф местности) по направлению I – I. Далее проводят горизонтальные линии, соответствующие отметкам геологических границ. Полученные слои индексируют и закрашивают в соответствии с геохронологической шкалой. 5. После построения геологического профиля приступают к составлению литолого-стратиграфической колонки. В колонке должны быть указаны следующие графы (см. форму колонки в таблице № 2). Литолого-стратиграфическая колонка.
Возраст
Таблица № 2.
Литология
Мощность, м
Краткое описание
2
3
4
отложений (индексы) 1
В литолого-стратиграфической колонке вначале разграничивают слои в соответствии с мощностью в масштабе 1 : 10 000, обозначают их индексами 12
в графе 1, а мощность – цифрами в графе 3. По заданному преподавателем описанию пород студенты заполняют графы 2 и 4 в колонке, используя условные знаки для графы 2 (см. рис. 1). Пример описания пород: слой 1 – глины, ниже – алевролиты; слой 2 – песчаники, а в основании – конгломераты; слой 3 – сверху вниз: глины, глинистые известняки, доломиты, известняки; слой 4 – глины, алевролиты, песчаники (сверху вниз).
Лабораторная работа № 2. Построение
геологической
карты
и
профиля
через
участок
горизонтального залегания слоёв, определение глубины бурения проектных скважин. В отличие от лабораторной работы № 1, где также горизонтальное залегание, в работе №2 построение геологической карты и профиля основано на результатах пробуренной неглубокой скважины № 1. Кроме этого, на территории указаны места, где необходимо пробурить проектные скважины №№ 2 – 5 до кровли самого древнего горизонта. В указанном
горизонте
предполагается
наличие
рудного
полезного
ископаемого (Cu, Fe или др.). Исходные данные для выполнения лабораторной работы № 2 приведены в приложении №2. Исходные данные: 1. Топографическая основа местности.
13
2. Разрез пробуренной скважины № 1 (литология, мощность и возраст вскрытых скважиной пластов). 3. Местоположение четырёх проектных скважин для бурения на поиски рудного полезного ископаемого (в кровле нижнего горизонта). В задачу работы входит: 1.
Построение геологической карты (горизонтальное залегание слоёв).
2.
Построение геологического профиля.
3.
Определение глубины залегания кровли нижнего горизонта в
проектных скважинах (т.е. установление глубины их забоя). Порядок выполнения работы. 1.
Вначале необходимо определить альтитуду скважины № 1.
Альтитуда - превышение устья скважины над уровнем моря (т.е. абсолютная отметка устья). Альтитуда определяется по топографической основе местности путём пропорционального деления отрезка между отметками
соседних
горизонталей
рельефа,
где
расположена
точка
скважины. 2.
Определив альтитуду скважины № 1, можно рассчитать абсолютные
отметки
границ
пластов
разного
геологического
возраста
путём
последовательного вычитания толщины пластов (вначале – от альтитуды скважины, в дальнейшем – от отметки предыдущей геологической границы). Разрез скважины № 1 показывает, что на геологической карте установлено четыре слоя, причём верхний слой в кровле размыт, но имеет чёткую границу по подошве. Слои 2 и 3 характеризуются чёткими поверхностями кровли и подошвы, а слой 4 скважиной полностью не вскрыт, и его подошва не установлена.
14
3.
Через полученные отметки границ пластов провести геологические
границы на карте, используя признак соответствия их горизонталями рельефа в случае горизонтального залегания слоёв. Геологическую карту раскрасить в соответствии с общепринятым цветом геологического возраста и проставить возрастные индексы. 4.
Построить геологический профиль по направлению, проходящему
через скважину № 1. Масштаб профиля может быть укрупнён по отношению к масштабу геологической карты. Методика построения геологического профиля рассмотрена в работе № 1. На профиле проставляется ствол скважины № 1 и её забой, слои различного геологического возраста раскрашиваются соответствующим цветом и отмечаются индексами. 5.
Для определения глубины залегания кровли самого нижнего
горизонта в проектных скважинах, где предполагается наличие полезных ископаемых (Cu, Fe и др.), вначале рассчитать альтитуды проектных скважин №№ 2-5. Искомая глубина проектных скважин (их забои) рассчитывается путём вычитания отметки кровли нижнего горизонта из альтитуды скважины. Полученный результат, а также альтитуду проектных скважин записывают в таблицу. Например, альтитуда скв. № 2. составляет 160 м, отметка кровли нижнего горизонта – 127 м, следовательно, забой скв. № 2 составляет 33 м. Если отметка кровли горизонта больше альтитуды проектной скважины, значит кровля уже размыта и наиболее древний пласт выходит на поверхность. Скважину бурить в этом месте не следует. В
приложении
2
приведены
исходные
данные
для
выполнения
лабораторной работы № 2 в шести вариантах.
15
Лабораторная работа № 3. Определение элементов залегания наклонного пласта (по геологической карте). Ориентировка
слоёв
в
пространстве
при
наклонном
залегании
определяется элементами залегания, которые включают: линию и азимут простирания, линию и азимут падения, а также угол падения слоя. Линия простирания – линия пересечения наклонной поверхности слоя с горизонтальной
плоскостью.
Линия
падения
–
линия,
лежащая
на
поверхности слоя и направленная в сторону его наибольшего наклона. Линия падения перпендикулярна лини простирания. Угол падения – угол, образованный линией падения и её проекцией на горизонтальную плоскость. Элементы залегания пластов при геологическом картировании замеряют горным компасом. Азимут простирания – горизонтальный угол между линией простирания и северным направлением географического меридиана, отсчитываемый по часовой стрелке. Линия простирания имеет два азимута, различающихся между собой на 180о. Азимут
падения
–
угол
между
проекцией
линии
падения
на
горизонтальную плоскость и северным направлением географического меридиана. Замеры, произведённые горным компасом, показывают углы между данным направлением и магнитным меридианом, а топографические карты, на
которые
наносятся
замеры,
ориентированы
по
географическому
меридиану. Поэтому при замерах необходимо учитывать магнитное склонение – угол между направлением на магнитный и географический меридианы. При этом, при западном склонении необходимо из измеренного компасом азимута вычесть магнитное склонение, а при восточном склонении – наоборот, сложить результаты замеров. 16
Угол падения, который является максимальным углом наклона поверхности пласта, измеряют в градусах от горизонтальной плоскости. Угол падения горизонтальной плоскости равен 0о, вертикальной – 90о, наклонной – от 0о до 90о. Запись элементов залегания наклонного пласта в геологических документах (полевых книжках, геологических картах) выглядит, например, так: Аз. пад. 135 ∠ 20. Эта запись означает, что азимут простирания (Аз. прост.) пласта составляет СВ 45о, азимут падения – ЮВ 135о, угол падения 20о. Исходные данные: 1.
Топографическая основа участка местности.
2.
Положение выхода наклонного пласта на геологической карте.
В задачу работы входит: 1.
Определить элементы залегания наклонного пласта с применением
графических построений и замеров. 2.
Привести результирующую запись элементов залегания наклонного
пласта. Исходные данные для выполнения лабораторной работы № 3 приведены в приложении № 3 в четырёх вариантах. Порядок выполнения работы. 1.
Вначале
определяют
линии
простирания
пласта
по
точкам
пересечения границы пласта (например, кровли) и горизонталей рельефа. Линии простирания параллельны друг другу и находятся на пересечении
17
пласта с горизонтальными плоскостями, соответствующими горизонталям рельефа. 2.
Далее необходимо определить проекцию линии падения пласта,
которая определяется, как линия, перпендикулярная линии простирания. При этом отрезки, заключённые между линиями простирания по проекции линии падения, будут равными. Этот отрезок называется заложением, таким образом, заложение геологической поверхности – это проекция на горизонтальную плоскость отрезка линии её падения, заключённой между двумя линиями простирания, проведёнными через интервалы, равные сечению горизонталей рельефа в масштабе карты (см. рис. 2). Величина
заложения
зависит
от
угла
падения
пласта,
сечения
горизонталей рельефа и масштаба изображения.
Рис. 2. Профильный разрез и графическая методика определения элементов залегания пласта.
3. Используя величину заложения, полученную путём построения линий простирания и проекции линии падения на карте, строят профиль наклонного пласта в масштабе карты аналогично рисунку 2. 18
Определяют линию падения пласта и транспортиром замеряют угол его падения (α). Азимут падения пласта определяют на карте путём измерения угла между проекцией линии падения и северным концом географического меридиана. Приводят результирующую запись элементов залегания наклонного пласта. 4. Мощность пласта определим следующим образом. Обозначим точки А (в кровле пласта) и А1 (в его подошве), расположенные на ближайших линиях простирания (см. рис. 2 и прил. 3 вар. 2). Проведём линию, соответствующую подошве пласта через точку А1. Мощность пласта (h) определим в масштабе карты.
Лабораторная работа № 4. Построение структурных карт методом треугольников и профилей. Анализ структур и прогноз ловушек нефти и газа. Структурная
карта
представляет
собой
изображение
какой-либо
геологической поверхности в плане в изогипсах (линиях равных абсолютных отметок). Структурные карты имеют важное значение при поисках, разведке и разработке скоплений нефти и газа. На основании структурных построений определяются форма и размеры ловушки, в которой может находиться то или иное количество нефти и газа. Поэтому, чем точнее выполнены структурные построения, тем точнее будут произведены подсчёты запасов УВ. На основании структурных карт рассчитывается площадь залежи нефти и газа (F), входящая в формулу подсчёта запасов.
19
Исходные данные: 1. Схема расположения скважин. 2. Альтитуда скважин. 3. Глубина залегания продуктивного горизонтов.
кровли
возможно
перспективного
или
Исходные данные с параметрами скважин для выполнения лабораторных работ №№ 4 и 5 приведены в таблице №3. Таблица 3. Параметры для построения структурных карт методом "треугольников", "профилей" и "схождения" № скв.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Параметры Альтитуда скважины Глубина кровли К2 Глубина кровли К1 Альтитуда скважины Глубина кровли К2 Глубина кровли К1 Альтитуда скважины Глубина кровли К2 Глубина кровли К1 Альтитуда скважины Глубина кровли К2 Глубина кровли К1 Альтитуда скважины Глубина кровли К2 Глубина кровли К1 Альтитуда скважины Глубина кровли К2 Глубина кровли К1 Альтитуда скважины Глубина кровли К2 Глубина кровли К1 Альтитуда скважины Глубина кровли К2 Глубина кровли К1 Альтитуда скважины Глубина кровли К2 Глубина кровли К1
1 300 112 350 174 550 330 107 500 310 88 320 103 340 92 510 360 164 575 380 167 370 139 -
2 182 73 191 58 186 59 188 104 192 102 900 183 103 1000 185 141 1100 187 122 198 83 -
Варианты 3 301 285 312 353 914 310 356 304 283 802 320 262 308 263 307 254 804 330 261 803 300 202 -
4 232 1034 243 1105 202 1004 223 1155 1630 231 1198 252 1397 264 1498 2050 272 1582 2280 212 1044 -
5 207 273 212 253 213 252 217 230 762 208 232 212 210 704 216 212 743 223 231 207 232 724 20
Таблица №3. (продолжение) № скв.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Параметры Альтитуда скважины Глубина кровли К2 Глубина кровли К1 Альтитуда скважины Глубина кровли К2 Глубина кровли К1 Альтитуда скважины Глубина кровли К2 Глубина кровли К1 Альтитуда скважины Глубина кровли К2 Глубина кровли К1 Альтитуда скважины Глубина кровли К2 Глубина кровли К1 Альтитуда скважины Глубина кровли К2 Глубина кровли К1 Альтитуда скважины Глубина кровли К2 Глубина кровли К1 Альтитуда скважины Глубина кровли К2 Глубина кровли К1 Альтитуда скважины Глубина кровли К2 Глубина кровли К1 Альтитуда скважины Глубина кровли К2 Глубина кровли К1
6 200 1273 210 1292 1452 217 1302 180 1274 230 1332 1457 197 1301 184 1269 195 1287 210 1320 215 1335 1535
7 150 374 154 399 155 353 760 160 366 158 395 159 372 162 422 750 165 417 155 367 158 378 743
Варианты 8 126 835 125 821 131 881 134 854 1069 128 867 127 892 1070 130 884 125 833 1083 128 898 130 930 -
9 170 1005 1152 171 1015 173 1018 180 1005 185 1042 1226 170 995 169 1011 1173 170 965 1073 171 974 173 979 -
10 110 280 112 270 460 117 313 115 310 109 321 536 108 304 478 113 343 111 366 498 114 369 115 383 -
21
Порядок выполнения работы. I. Построение структурных карт методом треугольников (таблица №3, исходные данные вариантов 1-5). 1. Построение структурной карты выполняют по верхней геологической поверхности, для которой известна глубина залегания её кровли по всем пробуренным скважинам. Абсолютные отметки кровли горизонта рассчитывают следующим образом (рис. 3).
Рис. 3. Графическая схема (профильный разрез) к расчёту отметок.
Если глубина залегания поверхности (Н) больше, чем альтитуда скважины (А), отметка кровли (О) составит разность этих величин. Например, по скважине №2 на рис. 3: О2 = H2 – А2. В этом случае отметка кровли горизонта К2 отложений будет отрицательной. Например, Н2 = 350 м, А2 = 200 м, О2 = 150 м.
22
Но в случае неглубокого залегания геологической поверхности, когда альтитуда
превышает
глубину
её
залегания,
абсолютная
отметка
рассчитывается как разность между альтитудой и глубиной залегания горизонта. При этом абсолютная отметка будет иметь положительный знак, как в скважине №1 на рис. 3 (О1 = А1 – Н1). Например, Н1 = 210 м, А1 = 360 м, О1 = +150 м. После расчёта отметок их значения переносят на схему расположения скважин (отметки подписывают около каждой скважины следующим образом: 2/+152; 3/+106; 4/+75 и т.д.). 2. Затем точки скважин соединяют вспомогательными линиями в систему треугольников (желательно равносторонних или равнобедренных) в целях интерполяции значений абсолютных отметок между скважинами. 3. Выбирают сечение изогипс, кратное 10, 20, 50, 100 в зависимости от минимального и максимального значения отметок по скважинам с таким расчётом, чтобы на структурной карте проходило не менее 8-10 изогипс. Например, если разница max и min значений составляет 85 (490 – 405 м), разделив на 10 (линий) получим 8,5 м, то сечение необходимо выбирать равное 10 м. В этом случае на структурной карте должны пройти изогипсы с отметками: +490, +480, +470, +460, +450, +440, +430, +420, +410, +400 м. 4. В
соответствии
с
выбранным
сечением
изогипс
проводят
пропорциональное деление отметок от скважины к скважине. Для быстрого и точного выполнения этой операции геологи обычно используют палетку из ряда узких (равных по ширине) удлинённых полос, проведённых на кальке. Зная, какое количество изогипс должно пройти по линии, соединяющей скважины, двигая палетку, можно наметить точки, через которые пройдут изогипсы. Отмеченные точки необходимо подписать соответствующими значениями отметок (изогипс). 5. Одноимённые отметки последовательно соединяют плавными линиями (изогипсами), которые обычно подписывают значениями перпендикулярно линиям. 23
6. Построенная структурная карта должна быть проанализирована. Необходимо
определить
характеристику
выявленной
структуры:
тип
(антиклиналь, синклиналь, моноклиналь), амплитуду складок, направление наклона пластов моноклинали и др. 7. Провести прогноз ловушек нефти и газа структурного класса на исследуемой территории. II. Построение структурных карт методом профилей (таблица №3, исходные данные вариантов 6-10). 1. Как и в первом случае, построение структурных карт выполняют по верхней геологической поверхности (кровле К2 отложений). Аналогичным образом проводят расчёт абсолютных отметок по скважинам, а также выбирают сечение изогипс. 2. Интерполяцию отметок от скважины к скважине проводят по линии профиля, так как схема расположения скважин на площади представляет собой систему профилей скважин. Обычно профили поисково-разведочных скважин ориентируют вкрест простирания антиклинали. 3. Далее строят структурную карту кровли анализируемой поверхности путём плавного соединения от профиля к профилю точек с равными отметками, получая изогипсы пласта. 4. Анализируя
выявленные
структуры
(антиклинали,
синклинали,
моноклинали), осуществляют прогноз ловушек нефти и газа структурного класса.
24
Лабораторная работа № 5. Построение структурных карт глубоко залегающих горизонтов методом «схождения линий» при недостаточной информации об их залегании. Нередко мы встречаемся с ситуацией, когда имеется достаточно надёжная структурная карта неглубоко залегающего (верхнего) горизонта, но из-за малочисленности пробуренных глубоко скважин невозможно построить структурную карту по более глубокому (нижнему) горизонту. Однако такой горизонт может представлять интерес в нефтегазоносном отношении. Возможно, аналогичный горизонт на соседних площадях содержит нефть и газ. Поэтому необходимо выявить структурное положение глубокозалегающего горизонта на исследуемой площади. Эту задачу можно решить, применив метод «схождения линий», и, не прибегая
к
бурению
дорогостоящих
глубоких
скважин,
построить
структурную карту нижнего горизонта. Для этого необходимо иметь достоверную структурную карту по верхнему горизонту. Исходные данные. 1. Структурная
карта
верхней
(более
молодой)
геологической
поверхности, построенная студентами по достоверным данным при выполнении лабораторной работы №4. 2. Глубина залегания нижней поверхности по 2-4 скважинам. Данные по вариантам представлены в таблице №3. Порядок выполнения работы. 1. Вначале определим закономерность изменения толщины отложений между верхней и нижней геологическими поверхностями по площади. По 25
данным 2-4 глубоких скважин определим толщину как разность глубин залегания нижней (кровли К1) и верхней (кровли К2) поверхности. Эти значения подписывают у соответствующих скважин. 2. Используя метод «треугольников», проводим интерполяцию значений от скважины к скважине в соответствии с выбранным сечением изохор. Изохоры
–
линии
равных
толщин
между
нижней
и
верхней
геологическими поверхностями. Одноимённые
значения
толщин
соединяем
плавными
линиями
(изохорами). Желательно изохоры выделить другим цветом (например, красным), отличным от цвета изогипс верхнего горизонта. Используя
систему
изохор,
можно
спрогнозировать
положение
глубокозалегающей поверхности по той части площади, где отсутствуют достоверные данные о глубине её залегания. 3. Находим точки пересечения (схождения) изогипс структурной карты верхней поверхности и изохор. В этих точках рассчитываем изогипсы кровли нижней поверхности, прибавляя к отметкам верхнего горизонта (по изогипсам) значения изохор. Например, в точке пересечения (схождения) изогипса имеет отметку -400 м, а изохора – значение 500 м. Отметка кровли нижнего горизонта в этом случае составит -900 м. Другой пример: в точке пересечения изогипсы +150 м с изохорой 250 м значение изогипсы нижнего горизонта составляет -100 м. В результате расчёта в каждой точке «схождения линий» будут получены значения абсолютных отметок кровли нижней поверхности. 4. Кроме того, рассчитываем и фактические данные отметок кровли нижнего горизонта по 2-4 скважинам, которые вскрыли нижний пласт. Подписываем эти отметки около соответствующих скважин. 5. Используя фактические и прогнозируемые (полученные «схождением») отметки, строим структурную карту нижней поверхности в соответствии с выбранным сечением изогипс. Сечение изогипс в этом случае должно быть аналогично сечению, использованному при построении структурной карты 26
верхней геологической поверхности в целях проведения сравнительного анализа структуры верхнего и нижнего горизонтов. 6. Построенные при выполнении лабораторных работ №№ 4 и 5 структурные карты анализируют. В результате необходимо выявить соответствие или несоответствие структурных планов. Дать краткую характеристику выявленных
структур (азимуты падения и простирания,
амплитуды, характер наклона слов и др.). 7. На основании структурных карт необходимо построить геологический профиль вкрест простирания выявленной структуры. 8. Провести прогноз ловушек и залежей нефти и газа структурного класса на исследуемой территории. Лабораторная работа № 6. Построение геологических профилей по скважинам и прогноз ловушек и залежей нефти и газа. Геологические площадям,
а
профили
также
при
по
скважинам
строят
прогнозировании
по
продуктивным
нефтегазоносности
недр
малоизученных территорий. Данные для выполнения работы № 6 приведены в таблице № 4 а, б, в (по 9-ти вариантам). Исходные данные. 1. Альтитуды скважин. 2. Глубина залегания подошвы отложений различного геологического возраста. 3. Глубина забоя скважин и возраст отложений на забое. Расстояние между скважинами одинаковое (400 м); масштаб изображения 1:10 000 (в 1см – 100 м.); скважины вертикальные.
27
В каждом варианте задания указано направление геологического профиля, ориентированное по сторонам света. Если направление профиля с севера на юг (С-Ю), то геологи пользуются правилом – север изображают справа, а юг – слева, как бы поворачивая северный конец направления по часовой стрелке вправо. Таблица № 4 а Исходные данные для выполнения лабораторной работы № 6.
№ скв
Глубина залегания подошвы отложений, м
Альтитуда
Забой скважин
скв., м
N
P2
P1
K2
K1
1
207
240
612
975
1220
1475
1500
2
105
105
363
661
895
1146
1300
3
103
135
405
742
1128
1376
1500
4
97
100
430
810
1001
1150
1400
5
132
130
437
832
1068
1347
1400
6
204
237
506
846
1232
1479
1500
7
103
138
504
872
1118
1372
1400
(J), м
Вариант № 1. Скважины расположены в направлении с запада на восток в следующей последовательности: скв. 1, скв. 4, скв. 2, скв. 5, скв. 3. Вариант № 2. Скважины расположены в направлении с ЮЗ на СВ в следующей последовательности: скв. 5, скв. 1, скв. 2, скв. 3, скв. 4. Вариант № 3. Скважины расположены в направлении с юга на север в следующей последовательности: скв. 4, скв. 6, скв. 2, скв. 7, скв. 5.
28
Таблица № 4 б Исходные данные для выполнения лабораторной работы № 6.
№ скв
Глубина залегания подошвы отложений, м
Альтитуда
Забой скважин
скв., м
K2
K2
J3
J2
J1
1
205
140
515
873
1123
1373
1460
2
160
65
265
560
793
1043
1220
3
105
35
306
638
1028
1278
1500
4
106
70
332
710
903
1053
1300
5
132
65
340
735
970
1250
1360
6
96
-
212
539
876
1115
1230
7
168
76
377
709
951
1203
1345
8
128
42
268
597
842
1108
1270
9
103
51
252
613
834
1025
1250
(T), м
Вариант № 4. Скважины расположены в направлении с юга на север в следующей последовательности: скв. 4, скв. 9, скв. 2, скв. 8, скв. 5. Вариант № 5. Скважины расположены в направлении с запада на восток в следующей последовательности: скв. 3, скв. 6, скв. 2, скв. 7, скв. 1. Вариант № 6. Скважины расположены в направлении с ЮЗ на СВ в следующей последовательности: скв. 1, скв. 4, скв. 2, скв. 3, скв. 5.
29
Таблица № 4 в Исходные данные для выполнения лабораторной работы № 6.
№ скв
Забой
Глубина залегания подошвы отложений, м
Альтитуда
скважин
скв., м
J3
J2
J1
Т2
Т1
1
195
93
625
1280
1365
1530
1600
2
250
75
505
980
1085
1235
1300
3
202
10
343
703
805
950
1000
4
225
30
423
682
787
940
980
5
178
38
476
671
776
925
980
6
210
25
415
865
970
1120
1660
7
175
40
564
1070
1173
1375
1600
8
180
15
452
715
815
1015
1500
9
215
107
641
821
926
1075
1100
(Р), м
Вариант № 7. Скважины расположены в направлении с ЮЗ на СВ в следующей последовательности: скв. 1, скв. 2, скв. 3, скв. 4, скв. 5. Вариант № 8. Скважины расположены в направлении с юга на север в следующей последовательности: скв. 9, скв. 8, скв. 3, скв. 6, скв. 7. Вариант № 9. Скважины расположены в направлении с запада на восток в следующей последовательности: скв. 7, скв. 8, скв. 3, скв. 6, скв. 9. Порядок выполнения работы. 1. На листе бумаги (желательно миллиметровой) вначале проводят вертикальные линии, соответствующие стволам скважин по выбранному в варианте направлению (с одинаковым расстоянием между стволами). 2. В
верхней
части
листа
проводят
горизонтальную
линию,
соответствующую уровню моря (нулевая абсолютная отметка). От этой линии вверх в масштабе 1 : 10 000 откладывают отрезки по стволам скважин в соответствии с указанными для них альтитудами. Полученные точки от 30
скважины к скважине соединяют плавной линией, которая отражает рельеф земной поверхности и называется топографическим профилем. 3. Далее приступают к построению геологического профиля. С этой целью удобно пользоваться узкой линейкой из миллиметровой бумаги, где указана глубина (вертикальный масштаб 1 : 10 000, т.е. 100, 200, 300, 400 м и т.д., вплоть до забоя – max 1600-1700 м). С помощью этой линейки быстро и точно можно отметить глубину залегания пластов по каждой скважине. Отсчёт глубин горизонтов производится от поверхности земли, откуда и ведётся бурение скважин. 4. Полученные на стволах точки, соответствующие одновозрастным подошвам пластов, соединяют плавными линиями. В результате выявляются геологические границы, которые разделяют горизонты различного возраста. Индексы слоёв подписывают соответственно выше и ниже геологических границ.
Слои
одного
возраста
закрашивают
в
соответствии
с
геохронологической шкалой. 5. Геологический профиль необходимо проанализировать с точки зрения выявления положительных структур (антиклинали, валы, своды), которые являются ловушками нефти и газа. Также необходимо определить амплитуду структур. На выявленных ловушках спрогнозировать залежи нефти и газа в терригенных
(обломочных)
коллекторах,
перекрытых
глинистыми
(аргиллитовыми) покрышками.
31
Лабораторная работа № 7. Построение структурных карт и геологических профилей через различные типы залежей нефти и газа. Данная работа выполняется после изучения классификации залежей нефти и газа (по типу ловушек) и параметров залежей УВ, включая методику построения залежей в профиле и плане (на структурной основе). I-я часть работы А заключается в построении залежи нефти и газа в профиле и плане по описанию (исходные данные по 14-ти вариантам приведены ниже). Вертикальный масштаб изображения 1 : 2 000 (в 1 см 20 м). В задачу работы А входит: построение геологического профиля через указанную залежь сводового типа, соблюдая в масштабе мощность коллектора, покрышки и высоту залежи. Затем, по полученному профилю построить структурную карту, на которой показать положение залежи нефти и газа в плане. Глубину залегания продуктивного пласта, в том числе изогипсы, - выбрать произвольно (например, последние могут находиться на отметках от -1060 м до -1180 м; или от –1360 м до –1480 м и т.д.). Исходные данные к лабораторной работе № 7 (часть А). Вариант 1. Сводовая газонефтяная залежь в пластовом резервуаре. Коллектор – известняк мощностью 40 м, покрышка – глинистая мощностью 20 м. Высота залежи – 100 м, в т.ч. газовой шапки – 20 м. Вариант 2. Сводовая газовая залежь в массивном резервуаре. Коллектор – известняк мощностью 80м, покрышка – глинистый известняк мощностью 50 м. Высота залежи – 40 м. Вариант 3. 32
Сводовая газонефтяная залежь в пластовом резервуаре. Коллектор и покрышка – терригенные, мощностью ~ 20 м. Амплитуда ловушки более 100 м. Высота залежи – 50м, в т.ч. газовой шапки – 10 м. Вариант 4. Сводовая газовая залежь с нефтяной оторочкой в пластовом резервуаре. Коллектор – песчаник мощностью 10м, покрышка – глина мощностью 25 м. Высота залежи – 80 м, в т.ч. нефтяной оторочки – 15 м. Вариант 5. Сводовая газовая залежь в пластовом резервуаре. Коллектор и покрышка – карбонатные мощностью по 30 м. Высота залежи – 100 м. Вариант 6. Сводовая нефтяная залежь в пластово-массивном резервуаре. Коллектор – терригенный мощностью 100 м, покрышка – аргиллит мощностью 20 м. Высота залежи – 50 м. Вариант 7. Сводовая газоконденсатная залежь в массивном резервуаре. Коллектор – органогенный известняк мощностью 100 м, покрышка – гипсово-соленосная мощностью 50 м. Высота залежи – 50 м. Вариант 8. Сводовая газовая залежь в пластовом резервуаре. Коллектор – алевролит мощностью 50м, покрышка – глина мощностью 20 м. Высота залежи – 100 м. Вариант 9. Сводовая газоконденсатная залежь в пластовом резервуаре. Коллектор – алевролит мощностью 50м, покрышка – глина мощностью 20 м. Высота залежи – 120 м. Вариант 10. Сводовая газонефтяная залежь в массивном резервуаре. Коллектор – доломит мощностью 100 м, покрышка – соль мощностью 30 м. Высота
33
залежи – 110 м, в т.ч. газовой шапки – 20 м. Вариант 11. Сводовая газонефтяная залежь в массивном резервуаре. Коллектор – известняк мощностью 100 м, покрышка – глинистая мощностью 50 м. Высота залежи – 60 м, в т.ч. газовой шапки – 10 м. Вариант 12. Сводовая газовая залежь с нефтяной оторочкой в массивном резервуаре. Коллектор – известняк мощностью 120м, покрышка – аргиллит мощностью 20 м. Высота залежи – 80 м, в т.ч. нефтяной оторочки – 10 м. Вариант 13. Залежь нефтегазовая в пластовом резервуаре. Коллектор – песчаник мощностью 20м, покрышка – глинистый известняк мощностью 40 м. Высота залежи – 100 м. Вариант 14. Сводовая нефтяная залежь в пластовом резервуаре. Коллектор – алевролит мощностью 40 м, покрышка – глинистая мощностью 20 м. Высота залежи – 100 м. Методика выполнения работы (часть А). 1. Строим геологический профиль по описанию (см. варианты 1-14). 2. Под геологическим профилем строим структурную карту кровли продуктивного горизонта (в изогипсах). Для этого используем следующую методику построения. Рассекаем профиль вспомогательными параллельными линиями, отвечающими горизонтальным плоскостям, которые показывают гипсометрическое положение кровли продуктивного горизонта. Линии имеют одинаковое сечение, например, 10, 20 или 50 м. К примеру, для шага 10 м отметки на линиях могут составлять (сверху вниз): -1100, -1110, -1120, 1130, -1140, -1150, -1160, -1170, -1180 м.
34
3. На плане (под профилем) проводим линию профиля I-I, которая соответствует центральной части ловушки (антиклинали) и проведена вкрест простирания структуры. Далее проектируем точки пересечения кровли продуктивного пласта и горизонтальных плоскостей на линию I-I. Из полученных точек на плане с определёнными отметками проводим изогипсы пласта. 4. На построенной структурной карте аналогичным способом выявляем контуры нефтеносности и газоносности (точки пересечения ВНК и ГНК с кровлей пласта проекцируем на линию I-I). 5. Определим коэффициент заполнения ловушки, т.е. сравним амплитуду структуры и высоту залежи УВ. Например, амплитуда структуры составляет 200 м, а высота залежи нефти и газа – 50 м. Следовательно, коэффициент заполнения ловушки (Кз) равен 0, 25 (или 25 %). II-ю часть работы (Б) студенты выполняют по данным, приведённым в приложении №5. Исходные данные. 1. Геологические профили через наиболее распространённые типы залежей нефти и газа. Задачи. 1. Построить структурные карты, используя указанную выше методику, т.е. с применением горизонтальных плоскостей (на профилях – линий), рассекающих залежи. 2. Показать положение залежей нефти и газа в плане (контуры нефтеносности и газоносности ВНК и ГНК). 3. Определить высоту залежей УВ и коэффициент заполнения (Кз) ловушки.
35
Методику выполнения работы № 7 (часть Б) смотреть при описании работы № 7 (часть А), пункты 2-5. III-я часть работы (В) заключается в тестировании для закрепления студентами знаний по теме «Типы природных резервуаров и залежей нефти и газа». Тесты приведены в приложении №6 и представляют собой графическое изображение различных типов залежей УВ (профильные разрезы).
Лабораторная работа № 8. Определение контуров залежей нефти и газа по результатам опробования скважин. Исходные данные для выполнения лабораторной работы № 8 приведены в приложении №7 (6 вариантов). Исходные данные. 1. Структурная карта кровли продуктивного пласта. 2. Литология и мощность пласта (h). 3. Результаты опробования скважин: а) давшие газ; б) давшие нефть; в) давшие воду; г) «сухие». 4. Продуктивный пласт осложнён либо зоной замещения коллектора глиной, либо тектоническим нарушением. Задачи. 1. Определить отметки ГНК и ВНК. 2. Показать положение залежи в плане. 3. Построить геологический профиль через зону замещения коллектора или тектоническое нарушение.
36
4. Определить
высоту
залежи
(Н),
амплитуду
ловушки
(Ал)
и
коэффициент заполнения ловушки (Кз).
Методика выполнения работы. 1. Определим отметки скважин путём пропорционального деления отрезков между изогипсами. Например, скважина № 2 находится в центре отрезка между изогипсами –420 и –410; следовательно, для неё отметка кровли пласта составляет –415 м; а скважина № 1, находящаяся внутри самой высокой изогипсы – 400, может иметь отметку –395 м (условно). 2. Отметим скважины, давшие нефть на более высоких и более низких отметках (условно, соответственно «высокая» нефть и «низкая» нефть). 3. Рассчитаем среднее арифметическое значение отметок между газовой скважиной № 1 и скважиной № 2 с «высокой» нефтью. Например, (-415 395)/2 = - 405 м (отметка ГНК). 4. Аналогичным способом находим отметку ВНК., сравнивая отметки скважины с «низкой» нефтью и скважины с «высокой» водой (т.е. скважины с более высокой отметкой, где получена вода). 5. По рассчитанным значениям ГНК и ВНК проводим контуры нефтеносности и газоносности. Причём, в случае неоднородного коллектора продуктивная площадь ограничивается зоной замещения, где коллектор отсутствует. 6. На структурной карте, где указан разлом (варианты №№ 5 и 6), требуется вычислить отметки ВНК для I и II блоков (I – где получен газ). 7. Построим геологический профиль по направлению, пересекающему либо зону замещения, либо разлом. 8. Определим высоту залежи УВ (Н), амплитуду ловушки (Ал) и коэффициент заполнения ловушки нефтью и газом (Кз). Пример расчёта Кз смотреть в описании методики выполнения работы № 7 (часть А) – пункт 5. 37
Лабораторная работа № 9. Расчёт геологических и извлекаемых запасов нефти по результатам поисково-разведочных работ. Под геологическими запасами (Qг) понимается всё количество нефти и газа, находящееся в залежи. К извлекаемым запасам (Qи) относится только то количество УВ, которое можно поднять на поверхность, т.е. извлечь из земных недр современными методами добычи. Коэффициент нефтеотдачи (Кн) (или КИН – коэффициент извлечения нефти) характеризует степень извлечения нефти из недр и является отношением извлекаемых запасов к геологическим. Kн =
Qи . Qг
Для залежей нефти простого строения типа сводовых на ненарушенных структурах расчёт запасов проводится объёмным методом по следующей формуле: Qг = F ⋅ hэф ⋅ m ⋅ γ ⋅ b ⋅ f ,
где Qг - геологические запасы нефти, т; F – площадь нефтеносности, м2 (по ВНК); hэф – эффективная нефтенасыщенная мощность, м; m – открытая пористость,
доли
единицы;
γ
-
плотность
нефти,
кг/м3;
b
–
нефтенасыщенность, доли единицы; f – коэффициент усадки, доли единицы. QИ = Qг ⋅ Kн ,
где QИ – извлекаемые запасы нефти; Кн – коэффициент нефтеотдачи. Студентам
необходимо
выполнить
расчёты
запасов
нефти
для
промышленных залежей по 8 вариантам (исходные данные в таблице № 5). Для вариантов, где даны запасы по категориям B и C, формула расчёта запасов нефти следующая:
38
Qг = ( F1 ⋅ h1 + F2 ⋅ h2 ) ⋅ m ⋅ γ ⋅ b ⋅ f ; QИ = Qг ⋅ Kн
Таблица № 5. Параметры расчётов геологических и извлекаемых запасов нефти.
№ п/п 1 2
Параметры *
Варианты 1
2
3
F1 кат. B
14830
15380
F2 кат. C1
1000
1500
h1 кат. B
37
12
h2 кат. C1
10
3
4 14830
14000
1500 25
40
6
5 885 25
6
7
8
1540
13727
1450
150
1280
180
15
37
42
5
18
10
3
γ
0,875
0,880
0,902
0,880
0,889
0,782
0,813
0,828
4
m
0,10
0,15
0,17
0,15
0,18
0,15
0,20
0,20
5
b
0,75
0,80
0,80
0,75
0,80
0,81
0,75
0,80
6
f
0,961
0,961
0,920
0,950
0,960
0,961
0,950
0,960
7
Kн
0,25
0,30
0,40
0,30
0,45
0,30
0,35
0,40
Лабораторная работа № 10. Методика разбуривания площади при поисках нефти и газа на структурах нарушенного строения. Исходные данные. Исходными
данными
служат
структурные
карты
антиклиналей,
нарушенных разломами, по кровле перспективных продуктивных горизонтов (см. приложение 8). Карты построены по геофизическим материалам. Предполагается обнаружение в данных условиях скоплений нефти, причём при
сравнительной
однородности
литологической
и
коллекторской
характеристик продуктивных пластов, а также при соответствии структурных
*
цифры по параметру F умножить на 1 000 (ответ в м2)
39
поверхностей различных литолого-стратиграфических комплексов в разрезе площади. В задачу работы входит составление методики разбуривания площади при поисках нефти и газа в конкретных структурных условиях. Возможные типы залежей нефти, которые будут находиться в данной ловушке: сводовые, тектонически экранированные или блоковые. При этом сводовыми считают залежи нефти, в которых промышленные притоки нефти получены в самом приподнятом блоке структуры. Блоковыми считают те залежи, амплитуда смещения которых по отдельным блокам превышает толщину (мощность) продуктивного пласта. Тектонически экранированными являются залежи нефти в пределах антиклиналей, нарушенных разломами, но в опущенных блоках структуры. В сводовом блоке при этом нефти нет. При поисках нефти и газа вначале бурятся поисковые скважины до получения
первого
промышленного
притока.
В
последующем,
по
определённой сетке проводится бурение разведочных скважин, в задачи которых входит оконтуривание открытой залежи, определение расчётных параметров и подсчёт геологических и извлекаемых запасов УВ. При поисках нефти и газа на сильно нарушенных складках поисковые скважины закладываются на каждом блоке структуры, при этом бурение начинается на самом приподнятом блоке и последовательно осуществляется во всех блоках, вплоть до периклинальных окончаний структуры. После открытия залежей в блоках дальнейшее разведочное бурение проводится в тех из них, где получены промышленные притоки. Обычно разведочные скважины размещают по системе профилей, расположенных вкрест простирания структуры. При этом, первые профили проходят через поисковые скважины. Расстояние между профилями и шаг между скважинами в профилях выбираются в зависимости от размеров структуры (от 0,5 км до 3-5 км).
40
Если первые поисковые скважины в приподнятых блоках не дали положительных
результатов,
периклинальной
части,
где
бурение
продолжается
возможно
выявление
вплоть
до
тектонически
экранированных залежей. Порядок выполнения работы. 1. Проанализировать структурную основу. Обозначить блоки структуры (цифрами или буквами), выделив первым наиболее приподнятый блок, далее – гипсометрически более опущенные. Блоки ограничиваются разломами (в данном случае – это сбросы). 2. Разместить в блоках поисковые скважины с порядковыми номерами в соответствии с очерёдностью их разбуривания. 3. Определить
возможные
варианты
разбуривания
площади
при
получении положительных или отрицательных результатов бурения первых поисковых скважин (в первых блоках). 4. Описать порядок разбуривания площади по различным вариантам с соблюдением очерёдности ввода скважин в действие. 5. Разместить разведочные скважины (без нумерации) по профилям вкрест простирания структуры по максимальному варианту (то есть при условии, что во всех блоках структуры поисковыми скважинами получены промышленные притоки нефти). 6. Определить количество поисковых и разведочных скважин при поисках нефти на данной структуре по различным вариантам, в том числе по максимальному. 7. Построить геологический профиль через прогнозируемую залежь нефти.
41
Лабораторная работа № 11. Расчёты геологической эффективности поисково-разведочных работ на местоскоплении. Исходные данные. 1. Результаты подсчёта геологических и извлекаемых запасов нефти по вариантам из работы № 9. 2. Соответствующие указанным вариантам параметры для выполнения технико-экономических расчётов (таблица № 6), причём номера вариантов для расчётов совпадают с вариантами подсчёта запасов. Основным критерием оценки геологической эффективности поисковоразведочных работ на нефть и газ является открытие максимальных запасов нефти, газа и конденсата при наименьших затратах. В основные задачи оценки технико-экономической эффективности поисково-разведочных работ входит анализ результативности отдельных видов, стадий и этапов геологоразведочного процесса с учётом всех показателей, которые могут повысить и снизить стоимость работ. В задачу лабораторной работы не входит анализ результатов отдельных видов работ. Необходимо провести основные расчёты, характеризующие эффективность в целом поисково-разведочного бурения на нефть и газ. К основным показателям эффективности поисково-разведочного бурения относят следующие. 1. Прирост запасов нефти (газа) на 1 м проходки и на 1 скважину Пз, т.е. отношение суммы извлекаемых запасов УВ (ΣQи) к общему объёму бурения (проходки) Нпр или к общему количеству пробуренных скважин. Пз' =
∑ Qи ;
Пз' ' =
∑ Qи .
Нпр N
42
При
этом
количество
пробуренных
скважин
показывает
степень
разбуренности местоскопления, а общий объём проходки (Hпр) – сумму значений
фактических
глубин
всех
поисково-разведочных
скважин,
пробуренных на данной площади. Нпр = N 1 ⋅ 1500 + N 2 ⋅ 2200, м N = N1 + N 2
2. Средняя скорость проходки скважин (скорость бурения) различается на механическую, техническую, коммерческую и парковую. Механическая скорость бурения (Vмех) – отношение объёма проходки (Нпр) ко времени чистого бурения (Тбур). V мех =
Н пр Т бур
, м / час
Техническая скорость (Vтех) – отношение объёма проходки (Нпр) к сумме времени чистого бурения (Тбур) и времени на вспомогательные операции (Твсп) (спуск-подъём, крепление скважин и др. Vтех =
Н пр Т бур + Т всп
, м / час
Коммерческая скорость бурения (Vком) – объём проходки (Нпр) за календарный месяц (Тк.м.) и выражается в метрах на станко-месяц. Она включает в себя затраты на чистое бурение, вспомогательные операции и вышкомонтажные работы. Vком =
Н пр Т к . м.
, м / ст.мес
Парковая скорость бурения (Vпар) обозначает объём бурения (Нпр), приходящийся на 1 станок, и выражается в метрах на станок. Vпар =
Н пр N ст
, м / ст ,
где Nст – количество станков. Все указанные параметры скорости бурения указываются в сравнении, что позволяет
выявить
неиспользованные
резервы
в
целях
улучшения
производства буровых работ. 43
3. Коэффициент
удачи
(Куд)
поисково-разведочного
бурения
рассчитывается как отношение числа продуктивных скважин (Nпр) к общему их
количества
(N).
Этот
коэффициент
оценивает
рациональность
применяемой системы расположения поисковых и разведочных скважин и их оптимального количества в пределах ловушек определённого генетического типа. К уд =
N пр N
, % или доли единицы.
Выполнение лабораторной работы № 11 заключается в проведении соответствующих расчётов эффективности поисково-разведочного бурения на нефтяном местоскоплении (по указанным вариантам – см. таблицу 6). Таблица № 6. Параметры расчётов геологической эффективности поисково-разведочного бурения. № п/п 1 2 3 4 5 6
7
8 9
Параметры Количество пробуренных скважин с забоем 1500 м, N1 Количество пробуренных скважин с забоем 2200 м, N2 Среднее время чистого бурения 1-й скважины до глубины 1500 м (сут) Среднее время чистого бурения 1-й скважины до глубины 2200 м (сут) Количество буровых станков Среднее время вспомогательных операций на 1-ну скважину глубиной 1500 м (сут) Среднее время вспомогательных операций на 1-ну скважину глубиной 2200 м (сут) Среднее время вышкомонтажных работ на 1-ну скважину (сут) Количество продуктивных скважин N
1
2
3
Варианты 4 5
20
25
26
49
19
25
13
17
5
2
6
9
5
2
4
2
40
42
45
46
41
47
43
44
60
64
60
64
60
61
57
51
4
3
5
6
4
5
3
4
10
12
13
11
12
10
7
11
17
20
18
20
17
18
11
15
10
12
13
14
16
13
8
9
18
20
21
45
16
19
10
12
6
7
8
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76