Спосіб визначення початкових пластових тисків в природних резервуарах

Спосіб визначення початкових пластових тисків в природних резервуарах, що включає оцінку початкового пластового тиску, який відрізняється тим, що враховують тектонічне стискування шарів гірських порід в складки за допомогою співвідношення Рпл = Ка Ру, де Рпл - початковий пластовий тиск, МПа, Ру - умовний гідростатичний тиск, МПа, Ка - коефіцієнт аномальності тиску за рахунок дії тектонічних сил Спосіб відноситься до методів геологопромислових досліджень при пошуках і розвідці нафтових і газових родовищ Аналогом способу є спосіб визначення початкового пластового тиску в природному резервуарі на глибині Н від поверхні Землі за формулою гідростатичного тиску Р=Нуд*106, (1) де Р - пластовий тиск в МПа на глибині Н від поверхні Землі, у - густина води в товщі порід до глибини Н в кг/м3, g - прискорення сили тяжіння, дорівнює 9,81 м/с2, 10 6 - коефіцієнт переводу Па в МПа До прототипу способу відноситься спосіб Л Н Бикова, згідно якого пластовий тиск визначається за формулою Р = 0,11 * (Н -100) * 10 6 , (2) де Р - пластовий тиск в МПа на глибині Н, Н - глибина від поверхні Землі в м, 100 - глибина, на якій за думкою Л Н Бикова пластовий тиск повинен дорівнювати нулю, 0,11 - постійний коефіцієнт, що враховує середнє значення густини води [1] Практика показала, що способи, які є аналогом і прототипом винаходу, що пропонується, не враховують тектонічне стискання шарів гірських порід при складкоутворювальних процесах, які проявляються в тому або іншому ступені майже повсюди в осадовій оболонці земної кори Тому визначені початкові пластові тиски за вказаними двома способами завжди є менше дійсних, які в складча стих областях, як правило, є аномальними, тобто тисками, що перевищують значення гідростатичних тисків При бурінні свердловин це приводить до ускладнень, аварійного їх фонтанування флюїдами і до значних аварій, ліквідація яких потребує значних коштів і часу Винахід заключається у визначенні початкових пластових тисків в природних резервуарах з врахуванням не тільки глибини їх залягання і середнього значення коефіцієнта густини пластових вод, який дорівнює за даними Л Н Бикова 0 11, а і тектонічного стискання шарів гірських порід в складки Ступінь згину шарів гірських порід в складку можна оцінити коефіцієнтом інтенсивності (і) даної структури Коефіцієнт інтенсивності структури - це співвідношення амплітуди складки (h, м) до її площі (S, м2) в межах останньої ІЗОГІПСИ на структурній карті [2] Допускається екстраполяція ІЗОГІПС на структурних картах для визначення площі S Структурні карти будуються починаючи з результатів польових геофізичних досліджень, структурного буріння тощо Таким чином V V (З) 10" 6 S де 10 6 - коефіцієнт для переводу км2 в м2 Встановлено, що чим більше значення коефіцієнта і, тим сильніше шари гірських порід ЗІМ'ЯТІ В складку, ВІДПОВІДНО тим більшим за величиною коефіцієнтом аномальності тиску вони характеризуються Коефіцієнт аномальності тиску Ка - це відношення величини дійсного початкового пластового тиску в природному резервуарі з врахуван (О о о> ю 45906 ням інтенсивності складкоутворювальних процесів (Рпл) до величини умовного гідростатичного пластового тиску (Ру) Ка — Р т / Ру, ща за способом, що пропонується, на глибині Н = 4500 м, який належить до складки з h = 1100м і S = 2 31,4 км Рпл = Ка * Ру (4) Умовний гідростатичний тиск - це гідростатич3 ний тиск пластової води з густиною 1000 кг/м Визначення середньої величини густини води у відкладах великої товщини пов'язано з великими труднощами, і як показала практика, приводить до значних помилок Тому доцільно використовувати поняття умовного гідростатичного тиску, числове значення якого є завжди постійним Міграція флюїдів (нафти, газу, води) в пластах - колекторах направлена в сторону склепінь Цьому сприяє формування максимальної КІЛЬКОСТІ тріщин в склепіннях природних резервуарів, що пов'язані з складчастими структурами Інтенсивна міграція флюїдів в склепіння викликає формування початкового пластового тиску на ціх ділянках пласта більшого за гідростатичний Знаючи параметр і тої чи іншої структури можна графічно або математично швидко зробити прогноз очікуваного на певній глибині Я значення коефіцієнту Ка, а також початкового пластового тиску в природному резервуарі з врахуванням його збільшення при складкоутворенні Наприклад, залежність Ка = f(i) для Внутрішньої зони Передкарпатського прогину має наступний вигляд Ка= 1,1486 + 2,9277 * 10 5 * і 2 (5) Із рівняння (1) та (5) слідує, що початковий пластовий тиск для Внутрішньої зони Передкарпатського прогину Рпл = (1,1486+2,9277* 1 0 5 * і2) * Н * 1 0 2 (6) Нижче наводиться визначення р т в природному резервуарі Східницького нафтового родови ,10"°-31,4, За даними манометричних замірів на Східницькому нафтовому родовищі на глибині 4500 м р п л дорівнює 55,2МПа Помилка розрахунку склала 3,8 % Визначення р п л за способом Л Н Викова дає помилку 8,9 % Точність визначення початкового пластового тиску за способом, що пропонується, збільшується, таким чином, в 2,4 рази Винахід, що пропонується перевірений у всіх нафтогазоносних регіонах України, в ТерськоКаспійській, Західно-Туркменській западинах, а також в окремих нафтогазоносних областях дальнього зарубіжжя і тому для складчастих областей може рахуватись універсальним На фіг як приклад наводиться графічна залежність коефіцієнта аномальності пластового тиску Ка від параметра і для Внутрішньої зони Передкарпатського прогину Формула кривої Ка = 1,1486 + 2,9277 * 1 0 5 1 2 Кореляційне відношення 0,9 Джерела інформації 1 Быков Л Н О законе распределения начальных пластовых давлений в толще пород нефтяных, газовых и угольных месторождений / Материалы научно-технической конференции Тульского горного института 2 апреля 1962 г М 1962 -с 36 2 Наливкин В Д Дедеев В А , Иванцова В В , Кац З Я Сравнительный анализ нефтегазоносности и тектоники Западно-Сибирской и ТураноСкифской плит -Л Недра, 1965 -с 49 ЗВІДКИ h n j l =45-(1,1486+ 2,9277-10-5 ДП «Український інститут промислової власності» (Укрпатент) вул Сім'ї Хохлових, 15, м Київ, 04119, Україна (044) 456 - 20 - 90 1100 = 53,1МПа