Покрівлі Vc продуктивного горизонту нижнього сармату

(за І.Н. Головацьким, 1971)

1.- ізогіпси покрівлі Vc продуктивного горизонту

нижнього сармату; 2.- пробурені свердловини;

3.- контур газоносності.

При значеннях коефіцієнту плікативного ускладнення від 0.1 до 0.25 існує висока імовірність того, що більшість свердловин попадуть в частини продуктивного пласта з погіршеними колекторськими властивостями. В середньому імовірність попадання свердловин в середовище з низькими колекторськими властивостями складає 100%-(25/2)=87.5%, а в середовище з поліпшеними - відповідно 12.5%. При значеннях К_пл від 0.25 до 0.5 ще існує значна імовірність попадання свердловини в ділянки продуктивного пласта з погіршеними колекторськими властивостями (62.5%), але імовірність попадання свердловин в ділянки продуктивного пласта з поліпшеними колекторськими властивостями буде вже сягати 37.5%. При значеннях К_пл=0.5-0.75 існує імовірність того, що свердловини в більшості попадуть в частини продуктивного горизонту з інтенсивним розвитком тріщинуватості, а тому з високими колекторськими властивостями. В даному випадку можливість попадання свердловин в тріщинуваті породи з поліпшеними колекторськими властивостями складає в середньому 62.5%, а з погіршеними - 37.5%. При значеннях К_пл більше 0.75 (тобто коли К_пл®1), можна рахувати, що тріщинуватістю охоплена майже вся площа структури і тому свердловини попадуть в продуктивний горизонт з високими колекторськими властивостями. В середньому імовірність попадання свердловин в продуктивний горизонт з високими колекторськими властивостями дорівнює 87.5%. В цьому випадку видобувні свердловини на структурі можуть бути розташовані майже по рівномірній сітці.

Приклад:

Розглянемо визначення коефіцієнту плікативного ускладнення на прикладі Бухтівецького газоконденсатного родовища, де продуктивними є вигодсько-пасічнянські відклади (рисунок 4.4).

 

 

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.