Месторождение	Температура в ° С на глубине в метрах
	100		200	300	400	500	600	700	800		900	1000	1100	1200	1300	1400	1500	1600		1700	1800	1900	2000	2100	2200	2300	2400
МесторождениеГлубина для построения схемы геоизотерм, мТемпература для построения схемы термоизогипс, ° С1262829,430,431,732,23434,935,4373940,143,344,94547,749,560,361,2646465,267Заветное222222,92424,624,925,827,128,334,736,338,740,340,843,944,747,750,153,656,759616466,7Таблица 3.1 – Результаты геотермических измерений по скважинам нефтяных месторождений57Луговое232424,424,7252728,329,73132,133,734,936,238,139,441,84444,747,748,650,15355,857Мирное222324,224,725,526,428,629,830,832,634,435,637,534,235,53840,545,247,850,15252,653,253,954,456,857,95959,8606262,6Березовое Таблица 3.2 – Варианты заданий Вариант		5924								6126									29									Лесное31,2

32,738,939,842,244,346,748,44950,2515353,9Советское242527,329,133,435,336,738,940,442,143,945,247,850,252,754,655,957,359,260,862,26465,767,3Киевское21232526,728,429,931,533,535,437,138,540,242,243,845,747,149,250,752,253,555,15658,159,2Заветное192021,12427,22931,63335,43839,742,844,94851,85455,95860,26263,76667,770,7Степное181922,325272931,434,7363738,139,842,244,346,347,548535657,157,9596165,2Совхозное182123,725,527,93032,334,636,739,141,143,245,347,449,652545658,758,961626567Кумское212225,327,42930,532,535,936,938404243,845,647,750,55253,15456,960,86264,466,6Кубанское232424,725,125,426,828,731,333,535,138,639,841,342,844,545,947,749,451,153,55725Березовое300252Луговое400303Мирное500354Советское600405Киевское800456Заветное1000507Степное1200558Совхозное1400609Кумское16005210Кубанское18004211Лесное19003212Заветное230057

Содержание отчета и его форма. В отчете следует отразить цель работы, привести краткое теоретическое обоснование, рассчитанные значения геотермических градиентов и геотермических ступеней, построенные карты геотермических градиентов, геоизотерм, термоизогипс и выводы о геотермическом режиме недр изученной территории.

При защите работы студент должен представить отчет и ответить на вопросы, предложенные преподавателем.

Вопросы для защиты работы

1. Для каких целей изучается геотермический режим нефтегазовых месторождений?

2. Каким образом определяется изменение температуры по глубине?

3. Какими параметрами может быть количественно охарактеризовано изменение температуры по глубине?

4. Что такое геотермический градиент и геотермическая ступень? Приведите формулы, по которым они рассчитываются.

5. Что характеризуют карты геоизотерм? Термоизогипс? Геотермических градиентов?

Литература: [2, 5, 9].

Лабораторная работа 4 Построение и анализ карт гидроизопьез

Цель и содержание. Ознакомиться с методикой расчета приведенных напоров и выбора плоскостей сравнения, научиться строить карты гидроизопьез и определять параметры фильтрационного потока. В методических указаниях приводятся формулы для расчета приведенных напоров и параметров фильтрационного потока.

Теоретическое обоснование. Движение жидкости или газа в пористых или трещинно-пористых средах называется фильтрацией. Фильтрация жидкости обусловлена естественными или искусственными факторами. Естественные потоки вод могут осложняться искусственными (эксплуатация месторождений жидких и твердых полезных ископаемых, работа водозаборов подземных вод и др.).

Граница подземной гидросферы не совпадает с земной поверхностью, поэтому выделяют две зоны: зону аэрации и зону полного насыщения. В том случае, когда вода не полностью заполняет все поры породы, ее движение происходит в виде отдельных капелек и струек под действием силы тяжести. Такое движение называется свободным просачиванием или инфильтрацией. Зона, где происходит свободное просачивание называется зоной аэрации – это буферный слой между атмосферой и подземной гидросферой, которая заполняется водами периодически.

В зоне полного насыщения, где гравитационные воды образуют водоносные горизонты, их фильтрация происходит под влиянием гидростатического давления от мест с большим напором к местам с меньшим.

В гидродинамическом отношении эти зоны разделяют на воды напорные и безнапорные. К безнапорным водам относятся грунтовые воды и редко межпластовые воды, когда водоносный пласт насыщен водой не полностью. Статический уровень в таких скважинах устанавливается на глубине их вскрытия.

Напорными называются воды, которые полностью насыщают водоносный пласт и заключены между двумя непроницаемыми или весьма слабо проницаемыми пластами. При вскрытии такого пласта вода в скважине поднимается выше его кровли и устанавливается на некоторой высоте, которая называется пьезометрической.

Характеристиками фильтрационного потока являются: направление движения потока, гидравлический уклон, скорость движения подземных вод и их расход.

Изучение динамики подземных вод основано на результатах замеров пластовых давлений или статических уровней в скважинах. По изменению статических уровней подземных вод с одинаковой плотностью можно сделать вывод о движении этих вод. Сопоставление статических уровней, имеющих различные плотности, может быть произведено после определения приведенного напора пластовых вод в скважине.

Среди существующих методик расчета приведенных напоров наиболее распространенной является методика А. И. Силина-Бекчурина. Сущность ее заключается в том, что пластовые воды пересчитывают на воды условной плотности в зависимости от положения забоя скважины по отношению к выбранной плоскости сравнения и плотности воды.

Приведенный напор рассчитывается по формуле 4.1:

(4.1)

где H – высота приведенного напора, м;

h₁ – статический уровень, м;

₁ – относительная плотность воды в скважине;

z – расстояние между водоносным пластом и плоскостью сравнения, м;

₂ – относительная плотность воды на выбранной плоскости сравнения.

Данная методика используется в тех случаях, когда минерализация и плотность воды в исследуемых скважинах и на плоскости сравнения отличаются не значительно. В качестве плоскости сравнения принимают отметку водоносного пласта, вскрытого в самой глубокой скважине.

Линии, соединяющие точки одинаковой величины напора подземных вод, называются линиями равного напора. Проекция этих линий на горизонтальную плоскость называются гидроизопьезами (в случае напорных вод). Линии, соединяющие одинаковые высоты поверхности (зеркала) грунтовых вод называются гидроизогипсами (для безнапорных вод).

Определив приведенные напоры, строят карту приведенных гидроизопьез (методом треугольников). По карте приведенных гидроизопьез определяют направление движения потока подземных вод – линия перпендикулярная гидроизопьезам.

Основным законом, которому подчиняется движение подземных вод, является закон Дарси. Следуя закону Дарси можно определить количество воды, проходящей через породу в единицу времени, которое будет прямо пропорционально площади поперечного сечения потока и величине напора, и обратно пропорционально длине пути фильтрации (формула 4.2):

(4.2)

где Q – объемный расход фильтрующейся жидкости, м³/сут;

k_ф – коэффициент фильтрации, который зависит от физических свойств породы и фильтрующейся жидкости, м/сут;

F – площадь поперечного сечения потока, м²;

H – разность напоров в двух сечениях, м;

L – расстояния между двумя сечениями, м.

Отношение H/L, характеризует величину падения напора на единицу длины фильтрации и называется напорным градиентом или гидравлическим напором I:

.

(4.3)

Закон Дарси будет иметь следующий вид:

Q=kф∙F∙I .

(4.4)

Разделив обе части уравнения (4.4) на величину площади поперечного сечения потока F, определим скорость фильтрации:

(4.5)

Следует отметить, что полученная скорость фильтрации является фиктивной величиной, так как площадь поперечного сечения потока F значительно меньше истинной площади фильтрации (вода движется по порам и трещинам породы). Чтобы получить среднее значение действительной скорости движения подземных вод для данного участка, следует разделить скорость фильтрации на коэффициент пористости m:

(4.6)

Аппаратура и материалы. План расположения скважин. Статические уровни в скважинах, абсолютные отметки средней части водоносного пласта, относительная плотность воды в скважине, характеристика коллектора, чертежные принадлежности, калькулятор.

Методика и порядок выполнения работы

1. Рассчитать приведенные напоры для каждой скважины по формуле (4.1).

2. Построить карту приведенных напоров и определить направление движения подземного потока.

3. По формуле (4.3) определить гидравлический уклон.

4. Определить скорость фильтрации воды по формуле (4.5).

5. По формуле (4.6) определить истинную скорость фильтрации.

6. Определить расход воды в пласте по формуле (4.4). Для определения F выбирают сечение потока (створ) вкрест направления движения, при этом учитывают толщину пласта.

Для выполнения работы используются предложенные ниже варианты:

- коэффициент фильтрации для всех вариантов равен 0,03 м/сут.

Содержание отчета и его форма. В отчете следует отразить цель работы, привести краткое теоретическое обоснование, рассчитанные приведенные напоры, построенную карту гидроизопьез и определенные по этой карте параметры фильтрационного потока.

При защите работы студент должен представить отчет и ответить на вопросы, предложенные преподавателем.

Варианты заданий:

Вариант 1 Вариант 2

№ скважины	Стат. уровень (абс. отм.), м	Относит. плотность воды	Абс. отметка пласта, м	X	Y		№ скважины	Стат. уровень (абс. отм.), м	Относит. плотность воды	Абс. отметка пласта, м	X	Y
1	+541	1,001	-342	40	500		1	+341	1,007	-344	116	77
2	+501	1,008	-381	120	1330		2	+298	1,012	-382	116	1080
3	+425	1,011	-391	320	42		3	+291	1,016	-399	384	538
4	+401	1,018	-399	520	710		4	+282	1,021	-405	451	269
5	+389	1,021	-405	240	1040		5	+271	1,023	-411	500	808
6	+342	1,031	-510	680	500		6	+262	1,029	-417	538	1308
7	+288	1,035	-521	1040	125		7	+218	1,032	-432	769	1115
8	+201	1,041	-532	1040	1370		8	+201	1,041	-458	1000	654
9	+196	1,043	-541	1160	1000		9	+191	1,045	-483	925	154
10	+102	1,051	-582	1400	880		10	+132	1,051	-492	1190	538
11	+99	1,053	-588	1360	83		11	+130	1,053	-497	1230	845
12	+98	1,058	-591	1600	670		12	+128	1,058	-499	1500	1230
13	+96	1,063	-595	1720	100		13	+127	1,061	-502	1885	885
14	+93	1,069	-601	1950	330		14	+122	1,063	-511	1770	232
15	+91	1,078	-607	1870	420		15
Усредненная характеристика коллектора:							Усредненная характеристика коллектора:
Эффективная толщина, м – 21							Эффективная толщина – 37 м
Коэффициент пористости, д. ед. – 0,14							Коэффициент пористости – 0,19

Вариант 3 Вариант 4

№ скважины	Стат. уровень (абс. отм.), м	Относит. плотность воды	Абс. отметка пласта, м	X	Y		№ скважины	Стат. уровень (абс. отм.), м	Относит. плотность воды	Абс. отметка пласта, м	X	Y
1	+201	1,031	-812	38	1155		1	+702	1,021	-314	116	693
2	+199	1,033	-842	77	116		2	+698	1,028	-328	116	1115
3	+181	1,041	-869	384	693		3	+681	1,031	-331	693	154
4	+173	1,043	-902	538	1309		4	+601	1,042	-342	615	730
5	+169	1,051	-911	576	232		5	+589	1,048	-402	693	154
6	+151	1,062	-980	845	1155		6	+542	1,051	-421	845	1309
7	+141	1,071	-991	925	769		7	+502	1,062	-439	691	730
8	+132	1,081	-1001	1155	116		8	+481	1,069	-443	1191	961
9	+129	1,088	-1021	1345	615		9	+403	1,072	-452	1385	77
10	+111	1,091	-1032	1423	1000		10	+389	1,082	-489	1460	500
11	+100	1,098	-1038	1770	1309		11	+387	1,083	-490	1460	923
12	+109	1,099	-1041	1885	154		12	+379	1,085	-492	1575	1270
13	+108	1,103	-1046	1965	576		13	+371	1,087	-493	1961	923
14	+106	1,108	-1049	654	500		14	+368	1,088	-497	2000	232
15	+103	1,109	-1051	576	1000		15	+364	1,099	-498	1770	693
Усредненная характеристика коллектора:							Усредненная характеристика коллектора:
Эффективная толщина – 91 м							Эффективная толщина – 31 м
Коэффициент пористости – 0,17							Коэффициент пористости – 0,22

Вопросы для защиты работы

1. Сформулируйте закон фильтрации. Приведите формулу Дарси.

2. Дайте определение понятий «гидроизогипсы» и «гидроизопьезы».

3. Приведите формулу для расчета приведенных напоров.

4. Что такое плоскость сравнения и как она выбирается?

5. Как определяется истинная скорость фильтрации?

6. Приведите формулу для определения объема грунтового потока.

7. Перечислите элементы фильтрационного потока и дайте им определение.

Литература: [1, 2, 6, 7, 8].

Лабораторная работа 5 Гидрохимический контроль разработки нефтяных залежей при законтурном заводнении

Цель и содержание работы: изучение методики определения зон влияния нагнетательных скважин, доли нагнетаемой воды в продукции добывающих скважин и выявления сообщаемости отдельных зон продуктивного коллектора.

Теоретическое обоснование. В настоящее время большая часть нефти добывается из залежей с применением заводнения пластов. Гидрогеохимические наблюдения за заводнением нефтяных месторождений проводятся достаточно широко во всех нефтедобывающих районах. Получаемые данные о количестве внедряющейся воды, путях ее движения, скорости перемещения и другие подобные сведения представляют большую ценность и используются в комплексе мероприятий по регулированию процесса разработки.

При нагнетании воды в пласт необходимо знать пути её внедрения в пределы контура нефтеносности, ширину зоны смешения, степень охвата залежи вытеснением, скорость продвижения воды по отдельным зонам и фронта вытеснения. Указанные сведения могут быть получены с помощью индикаторов – химических, радиоактивных и др. Однако использование их зачастую бывает связано определенными трудностями и большими затратами.

Одним из наиболее распространенных гидрогеохимических методов является – метод смесей. Индикатором служит сама закачиваемая вода, если она по составу существенно отличается от воды продуктивного горизонта. Данный метод позволяет определить долю нагнетаемой воды в смеси, что дает возможность проследить за распределением объемов нагнетаемых вод в заводненных частях залежи.

В основу метода смесей легли эксперименты по смешению вод. Для построения карт и расчетов использовались графики смешивания различных типов вод. В основу количественных оценок доли нагнетаемой воды в смесях положены зависимости только для тех ионов, которые не участвуют в процессе осадкообразования. Из всех ионов наиболее подходящим является хлор, который обычно не адсорбируется породой и легко определяется в ходе химического анализа.

Метод позволяет решать следующие задачи: рассчитать зоны влияния нагнетательных скважин; определить долю нагнетаемой воды в продукции добывающих скважин; устанавливать закономерности распределения нагнетаемых вод по отдельным направлениям и скорости перемещения фронта нагнетания; давать сравнительную качественную оценку коллекторских свойств пласта; выявить сообщаемость отдельных зон продуктивного коллектора; прогнозировать возможное осадкообразования при взаимодействии пластовых и закачиваемых вод.

Исходными данными служат данные экспериментов по смешиванию вод, а также получаемые на нефтепромыслах сведения о минерализации и составе пластовых вод, о текущем химическом составе вод по отдельным обводняющимся скважинам, интервалах работы добывающих и нагнетательных скважин, о времени нагнетания, объемах и химическом составе нагнетаемых вод.

Аппаратура и материалы. План расположения скважин. Структурная карта залежи с указанием границ ГВГ и ВНК, гидрогеохимические и гидрогеологические показатели пластовых вод по скважинам. Чертежные принадлежности, калькулятор.

Методика и порядок выполнения работы

1. Установить процентное содержание примеси нагнетаемой воды в извлекаемых смесях по формуле (А. М. Никаноров, Л. Н. Шалаев, 1969г.):

.

(5.1)

2. По результатам расчета составить таблицу по следующей форме:

Таблица 5.1 – Результаты расчетов текущего химического состава

извлекаемых вод

Номер скважины	Начальное содержание Cl- в воде (Clнач), г/дм3	Текущее содержание Cl- в воде (Clтек), г/дм3	Содержание Cl- в нагнетаемой воде (Clнагн), г/дм3	Примесь нагнетаемой воды R, %

3. Составить карту изменения содержания примеси нагнетаемой воды и выявить зоны влияния отдельных нагнетательных скважин, осветить равномерность распределения нагнетательных вод в заводненной части пласта.

Для выполнения работы рекомендуется использовать прилагаемые ниже варианты заданий и планы расположения скважин.

Содержание отчета и его форма. В отчете приводится цель работы, теоретическое обоснование, таблица результатов расчета текущего химического состава извлекаемых вод; карта изменения содержания примеси извлекаемой воды, мероприятия с целью обеспечения рациональной разработки залежи

При защите работы студент должен представить отчет и ответить на вопросы, предложенные преподавателем.

Варианты заданий

Таблица 5.2 (к карте 1)

Номер скважины	Содерж ание нефти, %	Содерж ание воды, %	Начальное содержание Cl- в воде (Clнач),г/дм3	Содержание Cl- в нагнетаемой воде (Clнагн), г/дм3	Текущее содержание Cl- в воде (Clтек), г/дм3
					Варианты
					1	2	3
1	0	100	21,30	7,10	11,3	12,2	13,2
2	0	100	21,20	7,12	10,6	13,5	10,1
3	0	100	21,35	7,20	9,9	11,5	8,8
4	100	0	22,10	7,11
5	0	100	21,12	7,18	11,1	11,2	11,6
6	100	0
7	100	0
8	0	100	21,45	7,19	10,1	7,5	8,9
9	100	0
10	100	0
11	100	0
12	100	0
13	100	0
14	100	0
15	0	100	21,33	7,23	11,1	13,3	7,5
16	0	100	21,45	7,10	14,2	9,4	8,5
17	0	100	21,23	7,12	8,5	9,2	9,5
18	0	100	21,37	7,13	10,6	10,1	11,5
19	0	100	21,41	7,14	14,9	18,4	11,9
20	0	100	21,28	7,20	9,6	14,2	9,8
21	0	100	21,29	7,21	15,6	11,5	9,6
22	0	100	21,25	7,13	11,3	17,2	11,2
23	0	100	21,25	7,16	17,0	13,5	12,2
24	0	100	21,23	7,10	12,5	13,1	14,6
25	0	100	21,30	7,15	8,5	9,0	10,5
26	0	100	21,32	7,12	17,0	8,8	11,1

Таблица 5.3 (к карте 2)

Номер скважины	Содерж ание нефти, %	Содерж ание воды, %	Начальное содержание Cl- в воде (Clнач),г/дм3	Содержание Cl- в нагнет.воде (Clнагн),г/дм3	Текущее содержание Cl- в воде (Clтек), г/дм3
					Варианты
					4	5	6
1	0	100	21,35	7,12	9,4	8,4	9,1
2	0	100	21,34	7,15	11,6	10,4	10,9
3	0	100	21,20	7,14	8,9	8,2	7,5
4	0	100	21,25	7,10	10,8	9,1	9,4
5	0	100	21,56	7,20	9,81	8,1	7,8
6	0	100	21,33	7,23	10,1	8,6	8,6
7	0	100	21,45	7,10	10,9	8,4	8,4
8	0	100	21,23	7,12	13,1	10,9	10,1
9	0	100	21,37	7,13	8,8	8,9	9,5
10	0	100	21,41	7,14	13,3	12,3	11,1
11	0	100	21,28	7,20	9,1	8,2	8,2
12	0	100	21,29	7,21	10,9	10,4	11,5
13	0	100	21,25	7,13	9,6	9,8	10,1
14	0	100	21,25	7,16	10,5	12,0	10,4
15	0	100	21,23	7,10	8,9	8,6	8,1
Продолжение таблицы 5.3
Номер скважины	Содерж ание нефти, %	Содерж ание воды, %	Начальное содержание Cl- в воде (Clнач),г/дм3	Содержание Cl- в нагнет.воде (Clнагн),г/дм3	Текущее содержание Cl- в воде (Clтек), г/дм3
					Варианты
					4	5	6
16	0	100	21,30	7,15	12,6	11,9	12,5
17	0	100	21,32	7,12	11,1	10,1	9,5
18	0	100	21,36	7,15	11,9	12,9	9,8
19	0	100	21,38	7,18	9,8	9,2	9,5
20	0	100	21,32	7,13	8,6	10,4	11,8
21	0	100	21,28	7,20	13,0	11,5	7,7
22	0	100	21,27	7,18	8,2	8,4	8,6
23	0	100	21,30	7,10	11,5	10,1	8,4
24	0	100	21,20	7,12	8,8	8,9	8,8
25	0	100	21,35	7,20	6,8	9,5	8,9
26	0	100	21,34	7,13	10,6	9,8	8,7

Таблица 5.4 (к карте 3)

Номер скважины	Содерж ание нефти, %	Содерж ание воды, %	Начальное содержание Cl- в воде (Clнач),г/дм3	Содержание Cl- в нагнет.воде (Clнагн),г/дм3	Текущее содержание Cl- в воде (Clтек), г/дм3
					Варианты
					7	8	9
1	0	100	21,23	7,12	18,2	16,0	16,3
2	0	100	21,37	7,13	18,3	17,0	17,7
3	0	100	21,41	7,14	16,9	16,3	16,4
4	0	100	21,28	7,20	15,2	15,3	15,5
5	0	100	21,29	7,21	13,9	13,0	13,2
6	0	100	21,25	7,13	12,6	12,1	12,2
7	0	100	21,25	7,16	14,7	13,6	13,8
8	0	100	21,23	7,10	15,4	14,5	14,6
9	0	100	21,30	7,15	16,0	15,0	15,2
10	0	100	21,32	7,12	14,0	12,5	12,3
11	0	100	21,36	7,15	13,3	13,0	13,2
12	0	100	21,38	7,18	12,5	12,1	12,2
13	0	100	21,32	7,13	11,1	10,6	10,8
14	0	100	21,28	7,20	11,2	10,9	10,9
15	0	100	21,35	7,12	11,9	11,1	10,5
16	0	100	21,34	7,15	12,3	11,3	11,6
17	0	100	21,20	7,14	9,8	9,2	9,2
18	0	100	21,25	7,10	9,5	8,8	8,9
19	0	100	21,56	7,20	10,1	9,6	9,2
20	0	100	21,33	7,23	8,5	8,1	7,8
21	0	100	21,45	7,10	8,4	8,4	7,9
22	0	100	21,34	7,13	8,9	8,1	7,9
23	100	0
24	100	0
25	100	0
26	100	0

Таблица 5.5 (к карте 4)

Номер скважины	Содерж ание нефти, %	Содерж ание воды, %	Начальное содержание Cl- в воде (Clнач),г/дм3	Содержание Cl- в нагнет.воде (Clнагн),г/дм3	Текущее содержание Cl- в воде (Clтек), г/дм3
					Варианты
					10	11	12
1	0	100	21,23	7,10	14,3	14,5	15,0
2	0	100	21,30	7,15	16,0	16,2	16,9
3	0	100	21,32	7,12	15,9	16,0	16,7
4	0	100	21,36	7,15	14,3	14,5	15,0
5	0	100	21,38	7,18	11,8	11,8	12,3
6	0	100	21,32	7,13	11,2	11,2	11,8
7	0	100	21,28	7,20	12,6	12,6	12,9
8	0	100	21,35	7,12	13,3	13,3	13,6
9	0	100	21,34	7,15	13,0	13,0	13,8
10	0	100	21,20	7,14	10,1	10,1	10,8
11	0	100	21,25	7,10	10,5	10,5	11,2
12	0	100	21,56	7,20	9,8	9,8	10,5
13	100	0
14	100	0
15	100	0
16	100	0
17	100	0
18	0	100	21,33		12,9	13,2	13,8
19	0	100	21,45		13,2	13,3	13,9
20	0	100	21,34		11,5	11,8	12,2
21	0	100	21,41		9,5	9,8	10,2
22	0	100	21,28		10,9	11,1	11,8
23	0	100	21,29		9,6	9,8	10,1
24	0	100	21,25		10,5	10,8	10,9
25	0	100	21,25		10,1	10,4	10,8
26	100	0

Вопросы для защиты работы.

1. Какие индикаторы используются в методе примесей?

2. Какие задачи решает метод примесей?

3. Пояснить методику расчета процентного содержания примеси.

4. Проанализировать результаты, представленные на карте и наметить мероприятия с целью обеспечения рациональной разработки залежи.

Литература: [2, 5, 7].

Лабораторная работа 6 Построение и анализ карт упругости водорастворенных газов

Цель работы: по результатам анализа газов, растворенных в воде, научиться интерпретировать информацию для выявления зон газонакопления и их состава.

Теоретическое обоснование. По определению В. И. Вернадского, «в земной коре нет воды, не заключающей в растворе определенного количества и определенного состава газов… Природная вода есть, прежде всего равновесие: вода – газы, причем эти газы очень определенные и малочисленны».

В. И. Вернадским предложена классификация газов по химическому составу:

I. Элементные газы атмосферы (O₂, N₂, Ar, He, Kr, Xe, O₃);

II. Элементные газы в гидросфере (O₂, N₂, Ar и др.);

III. Элементные газы в литосфере: газообразные скопления (O₂, N₂, Ar, CO₂, глубже – N₂, Ar и др.), в твердых растворах (CO_2, N₂, Н₂, Не, Ar, и др.), в жидких растворах в воде, нефти и магме (O₂, N₂, Ar, CO₂, Н₂, Н₂S, He, C_nH_2n+2).

Наброски классификации газов, сделанные В.И. Вернадским, имеют не только историческое значение. Они дали толчок для разработки более совершенных классификаций, учитывающих полигенность газов и возможности образования неодинаковых по составу ассоциаций в различных сферах Земли.

Позднее В. В. Белоусовым (1937г.), А. Л. Козловым (1950г.), М. И. Субботой (1954г.), В. В. Соколовым (1956г.), Н. А. Еременко и В. П. Максимовым (1953г.), А. А. Карцевым (1954г.) были предложены классификации газов для оценки перспектив нефтегазоносности. В практике гидрогеологических исследований наибольшее распространение получила классификация водорастворенных газов (ВРГ), впервые предложенная М. И. Субботой (1961г.). Преобладающими в ВРГ считаются метан, углекислый газ и азот. В зависимости от количественного сочетания выделяются 11 классов. Название газовой смеси дается в порядке убывания количества газовых компонентов. Классификация представлена тринадцатью классами водорастворенных газов (табл. 1).

Таблица 6.1 – Классификация водорастворенных газов по составу и

Содержанию компонентов

Класс	Название класса	Состав, %
		СН4	N2	CO2
I	Метановый	75–100
II	Метаново-азотный	50–75	25–50
III	Метаново-углекислый	50–75		25–50
IV	Азотный		75–100
V	Азотно-метановый	25–50	50–75
VI	Азотно-углекислый		50–75	25–50
VII	Углекислый		75–100
VIII	Углекисло-метановый	25–50		50–75
IX	Углекисло-азотный		25–50	50–75
X	Метаново-углекисло-азотный	50–75	0–25	25–50
XI	Азотно-метаново-углекислый	25–50	50–75	0–25
XII	Углекисло-азотно-метановый	0–25	25–50	50–75
XIII	Равновесные метаново-углекисло-азотные газы	0–50	0–50	0–50

Параметрами, характеризующими газогидрогеохимическую обстановку водонапорной систем, являются газосодержание, коэффициент газонасыщенности и состав водорастворенных газов.

По закону Генри количество газа, растворенного в жидкости, при постоянной температуре прямо пропорционально абсолютному давлению газа над жидкостью:

V∙Q=k∙P,

(6.1)

где V∙Q – количество газа в единице объема жидкости,

Р – абсолютное давление (упругость газа),

k – коэффициент растворимости.

Коэффициент растворимости газа – объем газа, который можно растворить в единице объема жидкости при давлении газа над жидкостью, равном 0,1 МПа. При прочих равных условиях растворимость газов зависит от их химических свойств и состава растворителя. Растворимость газов только при небольших значениях коэффициента растворимости подчиняется закону Генри.

Давление насыщения (упругость) пластовых вод растворенными газами является важнейшей гидрогеологической характеристикой, используемой при оценке перспектив нефтегазоносности. Оно зависит от величины газосодержания, состава газа, минерализации и состава подземных вод, пластовой температуры. Упругость водорастворенного газа (ВРГ) Р_г определяют делением величины объема газа, растворенного в 1 дм³ пластовой воды, приведенного к температуре 4 ⁰С и атмосферному давлению, на коэффициент растворимости определяемого газа в воде при пластовых условиях.

Объем всех растворенных газов отнесенный к единице объема воды называется газосодержанием (газовым фактором). Этот параметр является одним из исходных при расчете упругости (давления насыщения) растворенных газов подземных вод. Газосодержание определяется путем отбора пробы пластовой воды, замером объема газа после извлечения пробоотборника на поверхность с использованием приспособления Е.И. Цисса, и последующим приведением полученного объема газа к сухому состоянию и нормальным условиям.

Привести газовый фактор к сухому состоянию и нормальным условиям – это значит исключить влияние давления насыщения паров над раствором поваренной соли (NaCl), привести объем газа к температуре 0^оС и давлению 760 мм.рт.ст. (миллиметры ртутного столба).

Из величины барометрического давления вычитается давление паров воды над насыщенным раствором поваренной соли. По полученному параметру и по температуре воздуха определяют коэффициент приведения к нормальным температуре и давлению – k₁. Затем вычисляют коэффициент приведения газа к одному литру пластовой жидкости по формуле:

,

(6.2)

V_n – объем пробоотборника в мл,

ψ – «мертвое» пространство пробоотборника, заполненное газом в результате уменьшения объема пробы пластовой воды при снижении температуры от пластовой до 4 ^оС.

Обобщенный коэффициент приведения к сухому состоянию и нормальным условиям (k) представляет произведение:

.

(6.3)

Чаще всего ВРГ представлен не одним газом, а несколькими компонентами, поэтому необходимо определять коэффициенты растворимости для каждого газа; определить парциальные упругости каждого газа, а затем, суммируя, определяется общая упругость в соответствии с законом Дальтона: «Давление оказываемое смесью идеальных газов, равно сумме парциальных давлений газовых компонентов»:

	(6.4)
и .	(6.5)

То есть, давление насыщения i-го компонента газа P_i определяется делением его полного объема в 1 литре (дм³) пластовой воды (приведенного к сухому состоянию и нормальным температуре и давлению) на коэффициент растворимости данного компонента при пластовых условиях. Общее давление насыщения газа Р равно сумме парциальных давлений его компонентов.

Давление насыщения отнесенное к пластовому давлению является индикатором наличия газовых залежей. При коэффициенте насыщения примерно равном единице воды являются насыщенными водорастворенным газом и при наличии подходящих структур могут формироваться газовые залежи. Если упругость ВРГ меньше гидростатического давления, т. е. воды недонасыщены газами, то это является свидетельством отсутствия скоплений УВ.

Аппаратура и материалы. План расположения скважин, содержание водорастворенных газовых компонентов, пластовые давления и температуры, минерализация пластовых вод, графики для определения различных поправочных коэффициентов и коэффициентов растворимости различных составляющих водорастворенных газов. Чертежные принадлежности, калькулятор.

Методика и порядок выполнения работы

1. Определить минерализацию пластовой воды в молярных долях М=м(г/дм³)/58,7.

2. По номограмме 1 (рис.6.1, нижний график) определить давление паров воды над насыщенным раствором NaCl, по температуре при отборе пробы, и вычесть эту величину из показателя давления воздуха при отборе пробы.

3. По номограмме 1 (верхний график) найти коэффициент приведения k₁ к нормальным условиям, для этого восстанавливаем перпендикуляр из точки на оси абсцисс номограммы до пересечения с линией температур, обозначенной температурой при отборе пробы. Из точки пересечения проводим горизонтальную линию до пересечения с осью ординат номограммы и снимаем значение коэффициента приведения.

4. По номограмме 2 (рис. 6.2) определить величину ψ для пластовых условий отбора пробы.

5. Рассчитать коэффициент k₂ по формуле 6.2.

6. Рассчитать общий коэффициент приведения k по формуле 6.3.

7. Рассчитать объем газа V_г приведенный к сухому состоянию, нормальным условиям и одному литру (дм³) пластовой жидкости:

.

(6.6)

8. Найти параметр V_i – объем отдельных компонентов смеси (см³/дм³) по формуле:

,

(6.7)

где V – общий объем растворенного газа в см³,

i – содержание i-го компонента в объеме, %.

9. По графикам рис. 6.3 – 6.9 определить коэффициенты растворимости отдельных компонентов газовой смеси в зависимости от пластовой температуры и минерализации;

Рисунок 6.1 – Номограмма приведения объема газа, измеренного при температурах от -10 до +45^оС и давлениях от 650 до 784 мм рт ст, к нормальным условиям (0 ^оС и 760 мм рт ст)

Рисунок 6.2 – Номограмма для определения поправки ψ при приведении объема воды глубинной пробы к температуре 4^оС и атмосферному давлению

10. Определить парциальные давления насыщения P_i делением каждого компонента смеси в 1 литре (дм³) воды на его растворимость (формула 6.4).

11. Суммируя все парциальные давления, получить общее давление насыщения водорастворенного газа (формула 6.5).

12. Отношение давления насыщения к пластовому давлению называется коэффициентом насыщения или коэффициентом газонасыщенности. По каждой скважине определить коэффициент газонасыщенности:

.

(6.8)

13. Построить карту коэффициента газонасыщенности.

14. Для каждой скважины определить коэффициент сухости газов: отношение объема метана к объему этана + высшие.

15. Около каждой скважины построить график-круг состава ВРГ.

16. Выявить определенные зоны вероятного расположения газовых скоплений.

Рисунок 6.3 – Кривые растворимости метана в водах

Рисунок 6.4 – Кривые растворимости азота в водах

Рисунок 6.5 – Кривые растворимости углекислого газа в водах

Рисунок 6.6 – Кривые растворимости гелия в водах

Рисунок 6.7 – Кривые растворимости гелия в водах

Рисунок 6.8 – Кривые растворимости водорода в водах

Рисунок 6.9 – Кривые растворимости сероводорода в водах

Содержание отчета и его форма. В отчете следует отразить цель работы, привести краткое теоретическое обоснование, формулы для определения давлений насыщения, коэффициентов газонасыщенности, сухости газов, карту изменения коэффициента газонасыщенности, на который выделить зоны возможного скопления газовых залежей.

При защите работы студент должен представить отчет и ответить на вопросы, предложенные преподавателем.

Варианты заданий
Таблица 6.1 – Вариант 1										Таблица 6.3 – Вариант 3
№ скв	Газонасыщенность, см3/л				Рпл,	Коорд.скв.				№ скв	Газонасыщенность, см3/л						Рпл,	Координаты скв.
	СН4	N2	CO2	C2H6	Мпа	Х		Y			СН4	N2		CO2		C2H6	Мпа	Х	Y
1	70	100	30	21	6,53	680		500		1	850	40		12		189	5,57	500	808
2	100	150	25	24	6,67	1040		125		2	69	101		29		2	6,4	538	1308
3	500	100	25	27	6,68	1040		1370		3	504	99		26		21	6,8	769	1115
4	410	160	10	31	7,6	1160		1000		4	418	159		18		22	7,54	1000	654
5	850	40	12	189	5,57	1400		880		5	841	49		13		213	5,5	925	154
6	420	160	16	68	5,83	1360		83		6	423	159		17		171	5,9	1190	538
7	550	70	30	69	5,57	1600		670		7	100	150		25		24	6,67	1230	845
8	360	130	11	73	6,95	1200		500		8	354	141		13		21	6,94	1500	1230
9	255	150	15	93	6,36	1950		330		9	248	161		14		17	6,45	1885	885
10	111	123	26	67	5,61	1870		420		10	121	131		19		161	5,76	1770	232
Общая минерализация 11,8 г/дм3; t=45										Общая минерализация 17,61 г/ дм3; t=40
Таблица 6.2 – Вариант 2										Таблица 6.4 – Вариант 4
№ скв	Газонасыщенность, см3/л				Рпл,	Коорд.скв.				№ скв	Газонасыщенность, см3/л						Рпл,	Координаты скв.
	СН4	N2	CO2	C2H6	Мпа	Х		Y			СН4	N2	CO2			C2H6	Мпа	Х	Y
1	499	100	24	17	6,5	40		500		1	423	159	17			171	5,9	845	1155
2	318	160	13	63	7,6	120		1330		2	547	68	35			29	5,47	925	769
3	843	51	13	206	6,3	320		42		3	371	130	11			73	6,95	1155	116
4	419	170	19	89	5,9	520		710		4	397	143	19			12	7,53	1345	615
5	70	100	30	21	6,53	240		1040		5	113,	108	23			20	6,6	1423	1000
6	395	163	17	79	5,9	116		77		6	427	148	16			28	5,86	1770	1309
7	121	113	26	67	5,61	116		1080		7	504	99	26			21	6,8	1885	154
8	69,3	103	25	18	6,9	384		538		8	321	123	11			81	6,7	1965	576
9	257	147	14	79	6,5	451		269		9	275	150	15			93	6,36	654	500
10	103,	158	23	20	6,6	500		808		10	118	127	19			14	5,56	576	1000
Общая минерализация 23,48 г/ дм3; t =35										Общая минерализация 29,35 г/ дм3; t=50

Вопросы для защиты работы

1. Дайте определение терминов: газосодержание, упругость ВРГ, коэффициент растворимости, коэффициент сухости ВРГ.

2. Объяснить закон Генри.

3. По каким параметрам возможно определение зон вероятного расположения газовых скоплений?

Литература: [2, 4, 5].

Лабораторная работа 7 Определение параметров пласта по данным гидродинамических исследований скважин методом гидропрослушивания

Цель и содержание. Ознакомиться с гидродинамическими методами определения гидродинамических параметров пласта. В методических указаниях приводится методика обработки результатов гидропрослушивания скважин и определения коэффициентов гидропроводности, пьезопроводности и комплекса параметров.

Теоретическое обоснование. Решение многочисленных вопросов гидрогеологии и нефтегазовой гидрогеологии требует знания параметров и комплексов параметров, характеризующих гидродинамические свойства пластов. Для получения их необходимо проведение гидродинамических, лабораторных и геофизических исследований. Непосредственно гидродинамическими методами определяются следующие комплексы параметров:

- коэффициент гидропроводности ( ), характеризующий параметры пласта и жидкости; если по керну или геофизическим данным известна величина мощности пласта h, а по анализу жидкости определена вязкость , то через коэффициент гидропроводности можно определить коэффициент проницаемости k;

- коэффициент пьезопроводности , характеризующий скорость перераспределения давления в условиях упругого режима; само название – коэффициент пьезопроводности – означает «коэффициент проводимости давления»;

- комплекс параметров ; r – расстояние между возмущающей и реагирующей скважинами.

В зависимости от вида движения жидкости различают четыре гидродинамических метода определения фильтрационных параметров пластов: установившихся отборов; восстановления забойного давления; гидропрослушивания; экспресс-методы.

Метод установившихся отборов основан на том, что при отборе жидкости из скважины после истечения некоторого промежутка времени даже в условиях упругого режима работы дебит становится практически постоянным, и скважина работает как бы при установившемся режиме, т.е. с постоянным дебитом и давлением.

Метод восстановления забойного давления, как и все последующие, основан на исследовании неустановившихся процессов фильтрации жидкости. Легче всего измерять давление в остановленной скважине, поэтому для исследования пластов при неустановившемся режиме пользуются остановкой скважин. После остановки скважины начинается процесс восстановления давления. Изменение устьевого давления регистрируют в закрытой скважине дифференциальным манометром ДГМ – 4, снабженным самописцем. Далее расшифровывают бланк манометра и строят график восстановления давления во времени в полулогарифмических координатах.

Экспресс-методы заключаются в кратковременном возбуждении пласта путем отбора или закачки жидкости в количестве, не превышающем одного объема скважины, далее регистрируют изменение давления.

Метод гидропрослушивания применяют для залежей с давлением, превышающим давление насыщения. Метод заключается в регистрации изменения во времени давления (уровня) в реагирующих пьезометрических скважинах с одновременной записью изменения во времени дебита возмущающей скважины. Эти замеры представляются в виде графиков, где по оси абсцисс отложено время, а по оси ординат – давление и дебит. Графики позволяют качественно судить о геологическом строении исследуемого пласта (о его прерывистости или непрерывности между скважинами), а так же используется для определения средних параметров пласта.

Аппаратура и материалы. Таблицы фактических данных по гидропрослушиванию, эталонные кривые, бланки для построения кривых гидропрослушивания. Чертежные принадлежности, калькулятор.

Методика и порядок выполнения работы. На полигоне опытно-промышленной закачки промстоков зафиксировано изменение уровня воды в реагирующей скважине до и после опытных наливов в возмущающей скважине. Определить параметры пласта по результатам гидродинамических исследований.

Определить изменение давления в единицах шкалы прибора L

L = Ln – L0 ,

(7.1)

где L_n – показание прибора в текущий момент времени; L₀ – показание прибора в момент начала прослушивания.

1. Выбрать показатель степени по оси абсцисс (m) и показатель степени по оси ординат (n) таким образом, чтобы кривая располагалась в средней части бланка.

2. Построить фактическую кривую изменения давления на логарифмическом бланке (рис. 7.1).

3. Сопоставить эталонную кривую (рис. 7.2) с фактической кривой (на логарифмической сетке) и перемещать ее, соблюдая параллельность осей ординат и абсцисс до максимального совпадения эталонной кривой с фактической кривой.

4. Определить коэффициент пьезопроводности . Для этого точку пересечения оси времени логарифмической сетки с линией эталонной кривой t = 1 соединить с точкой на шкале R, соответствующей расстоянию между прослушиваемыми скважинами, продолжить эту линию до пересечения с нижней шкалой, отсчитать по пересечению значение пьезопроводности.

Рисунок 7.1 – Логарифмическая шкала для построения кривой

гидропрослушивания

Рисунок 7.2 – Эталонная кривая

5. Определить величину гидропроводности , для этого точку пересечения оси ординат логарифмической сетки с линией эталонной кривой L=1 соединить прямой с точкой на шкале дебита Q, соответствующей изменению дебита возмущающей скважины. Продолжить эту линию до пересечения с левой шкалой, отсчитать по пересечению значение *С_э. Значение гидропроводности найти из соотношения:

.

(7.2)

Для выполнения работы использовать приведенные ниже варианты заданий.

Варианты заданий:

Таблица 7.1 – Вариант 1

Дата	Время с момента начала гидропрослушивания, мин	Изменение давления в единицах шкалы прибора L,см
06.08.1991	1625	25
	1310	40
	1705	61
	1800	65
	1995	70
	1950	120
	3150	129
	3400	140
	4200	160
	4400	165
10.08.1991	5100	170
Дебит возмущающей скважины Q, м3/сут		340
Расстояние между возмущающей и реагирующей скважиной, м		450
Количество атмосфер в единице шкалы прибора С		1∙ 103
Время закачки, час		76

Таблица 7.2 – Вариант 2

Дата	Время с момента начала гидропрослушивания, мин	Показание давления в единицах шкалы прибора L,м
11.11.97	0
	1440
	5760
	8640	2,1
	10080	2,2
	11520	2,3
	17280	2,4
	20160	2,6
27.11.97	23040	2,65
Дебит возмущающей скважины Q, м3/сут			380
Расстояние между возмущающей и реагирующей скважиной, м			250
Количество атмосфер в единице шкалы прибора С			1∙103
Время закачки, час			76

Таблица 7.3 – Вариант 3

Дата	Время с момента начала гидропрослушивания, мин	Изменение давления в единицах шкалы прибора L,см
06.08.1991	1625	25
	1310	40
	1705	61
	1800	65
	1995	70
	1950	120
	3150	129
	3400	140
	4200	160
	4400	165
10.08.1991	5100	170
Дебит возмущающей скважины Q, м3/сут			610
Расстояние между возмущающей и реагирующей скважиной, м			320
Количество атмосфер в единице шкалы прибора С			1∙103
Время закачки, час			76

Таблица 7.4 – Вариант 4

Дата	Время с момента начала гидропрослушивания, мин	Изменение давления в единицах шкалы прибора L,см
06.08.1991	1625	25
	1310	40
	1705	61
	1800	65
	1995	70
	1950	120
	3150	129
	3400	140
	4200	160
	4400	165
10.08.1991	5100	170
Дебит возмущающей скважины Q, м3/сут			1500
Расстояние между возмущающей и реагирующей скважиной, м			650
Количество атмосфер в единице шкалы прибора С			1∙103
Время закачки, час			76

Таблица 7.5 – Вариант 5

Дата	Время с момента начала гидропрослушивания, мин	Изменение давления в единицах шкалы прибора L,см
06.08.1991	1625	25
	1310	40
	1705	61
	1800	65
	1995	70
	1950	120
	3150	129
	3400	140
	4200	160
	4400	165
10.08.1991	5100	170
Дебит возмущающей скважины Q, м3/сут			1100
Расстояние между возмущающей и реагирующей скважиной, м			700
Количество атмосфер в единице шкалы прибора С			1∙103
Время закачки, час			76

Содержание отчета и его форма. В отчете следует отразить цель работы, привести краткое теоретическое обоснование, таблицу изменения давления до и после остановки возмущающей скважины, кривую гидропрослушивания с отмеченными коэффициентами гидропроводности и пьезопроводности.

При защите работы студент должен представить отчет и ответить на вопросы, предложенные преподавателем.

Вопросы для защиты работы

1. Какими гидродинамическими методами определяются гидродинамические параметры?

2. Какие существуют комплексы гидродинамических параметров?

3. Объяснить ход выполнения гидропрослушивания.

4. Объяснить методику обработки результатов исследования методом гидропрослушивания.

Литература: [2, 3, 6].

Лабораторная работа 8 Выявление гидродинамических ловушек

Цель и содержание: научиться, посредством гидродинамических построений, оценивать удерживающую способность участков пласта, в которых отсутствуют структурные ловушки, обычно являющиеся зонами возможных скоплений углеводородов. В работе приводится методика расчета эквипотенциальной поверхности для нефти и газа.

Теоретическое обоснование. Гидродинамические ловушки возникают в зонах активного водообмена, приуроченных к молодым платформам, бортам передовых прогибов и межгорным впадинам. Теоретические основы нефтегазонакопления в гидродинамически экранированных ловушках разрабатывались в пятидесятые годы в США М. К. Хаббертом и в нашей стране В. П. Савченко.

В 1953 году М. К. Хабберт ввел в науку понятие «потенциальная энергия пластовых флюидов». Это позволило осуществлять поиски залежей нефти и газа вне структурных условий и не только в зонах распространения литологических и тектонических барьеров, но и в пределах структурных носов, моноклинальных склонов и даже синклинальных прогибов.

По М. К. Хабберту потенциальная энергия пластовой воды (Ф) или гидродинамический потенциал определяется по формуле

,

(8.1)

где z – превышение точки замера пластового давления р над условным, но постоянным уровнем отсчета;

g – ускорение свободного падения;

р_в – плотность пластовой воды.

Гидродинамический потенциал в любой точке пласта аппроксимируется через гидравлический напор h_в. Соотношение между гидродинамическим потенциалом, являющимся функцией энергии, и гидравлическим напором, отражающим давление флюида, выражается:

Ф=g∙hв .

(8.2)

Из (8.I) и (8.2) вытекает, что

(8.3)

По определению М. К. Хабберта, потенциометрическая поверхность – это воображаемая поверхность, рельеф которой отображает гидродинамический потенциал пластовой воды в каждой точке в пределах пласт коллектора, выраженный высотой, на которую поднялся столб воды над уровнем отсчета.

Так как течение воды направлено от высокого к низкому потенциалу, карта потенциометрической поверхности характеризует направление течения воды в пластовых условиях. Оно будет перпендикулярно изопотенциалам (гидроизопьезам, приведенным напорам и давлениям).

При наличии в воде углеводородов возникают дополнительные силы всплывания нефти и газа в водонасышенных коллекторах.

При этом углеводороды стремятся занять кровельную часть пласта.

Дальнейшее движение углеводородов в водной среде будет обусловлено разностью потенциалов. Она зависит как от гидродинамического (потенциометрической поверхности воды), так и от структурного факторов, приводящих в действие силы всплывания.

С точки зрения потенциометрической энергии подземная ловушка для нефти и газа может рассматриваться как участок коллектора, где потенциальная энергия углеводородной фазы минимальная. В пределы этого участка будет стремиться любая элементарная масса нефти и газа, находящаяся вблизи него.

По Хабберту (в силу связи нефти и газа с водой) потенциальная энергия нефти и газа может быть выражена через потенциальную энергию воды. Для системы «вода-нефть» эта зависимость имеет следующее выражение:

,

(8.4)

где Ф_н – потенциальная энергия нефти;

Ф_в – потенциальная энергия воды;

р_н – плотность нефти;

р_в – плотность воды.

Выражая потенциальную энергию через напор (8.2) и решая уравнение (8.4) относительно Z, получаем:

.

(8.5)

Для упрощения каждый член уравнения (8.5) М. К. Хабберт выделил как: эквипотенциальную поверхность воды v (величина приведенного к уровню моря напора воды в скважине, ±v); эквипотенциальная поверхность для нефти и газа – u.

	(8.6)
	(8.7)

И тогда уравнение (8.5) принимает вид:

U=V–Z .

(8.8)

Это уравнение является основой для гидродинамического картирования нефти и газа, где Z – абсолютная отметка кровли пласта-коллектора.

Аппаратура и материалы. Координаты скважин. Глубины залегания кровли пласта-коллектора. Чертежные материалы.

Методика и порядок выполнения работы

1. Построить структурную карту по данным координат скважин, глубины залегания кровли пласта-коллектора.

2. Построить карту гидроизопьез по данным величин пьезометрических уровней, приведенных к уровню моря.

3. Вычислить величины энергетического потенциалов U воды по формуле 6 для каждой точки пересечения структурной и потенциальной поверхностей флюида.

4. Построить карту изопотенциалов нефти.

5. На карте выделить замкнутую площадь с низкими значениями потенциалов. Область с низкой потенциальной энергией нефти и газа является гидродинамической ловушкой углеводородов. Отсутствие зоны с минимальной величиной изопотенциалов, позволяет сделать вывод, что гидродинамической ловушки нет.

6. Наличие ловушки показывается штриховкой или раскраской зоны с минимальными значениями изопотенциалов.

Для выполнения работы необходимо использовать предложенные ниже варианты заданий.

Варианты задания:

Таблица 8.1 – Вариант 1

Номер скважины	Абсолютная отметка кровли пласта-коллектора, Z, м	Эквипотенциальная поверхность воды, V, м	Координаты положения скважин
			X	Y
1	-1081,0	+55,0	1,0	1,0
2	-1080,2	+48,0	4,0	1,0
3	-1080,1	+44,0	7,0	1,0
4	-1079,8	+52,0	10,0	1,0
5	-1079,7	+59,0	13,0	1,0
6	-1100,3	+38,0	11,5	4,0
7	-1100,4	+27,0	8,5	4,0
8	-1100,1	+19,0	5,5	4,0
9	-1100,2	+31,0	2,5	4,0
10	-1119,8	+16,0	1,0	7,0
11	-1120,1	+4,0	4,0	7,0
12	-1120,4	0	7,0	7,0
13	-1120,6	+14,0	10,0	7,0
14	-1120,1	+28,0	13,0	7,0
15	-1139,9	+7,0	11,5	10,0
16	-1139,4	-9,0	8,5	10,0
17	-1140,2	-14,0	5,5	10,0
18	-1140,5	-5,0	2,5	10,0
19	-1161,1	10,0	1,0	13,0
20	-1161,4	-23,0	4,0	13,0
21	-1162,1	-24,0	7,0	13,0
22	-1160,2	-11,0	10,0	13,0
23	-1159,9	0	13,0	13,0

Таблица 8.2 – Вариант 2

Номер скважины	Абсолютная отметка кровли пласта-коллектора, Z, м	Эквипотенциальная поверхность воды, V, м	Координаты положения скважин
			X	Y
1	-1080,9	+54,9	1,0	1,0
2	-1080,1	+47,9	4,0	1,0
3	-1080,3	+44,9	7,0	1,0
4	-1079,7	+52,1	10,0	1,0
5	-1079,8	+59,3	13,0	1,0
6	-1100,4	+38,1	11,5	4,0
7	-1100,3	+27,2	8,5	4,0
8	-1100,2	+18,9	5,5	4,0
9	-1100,1	+31,1	2,5	4,0
10	-1119,8	+16,1	1,0	7,0
11	-1120,5	+3,9	4,0	7,0
12	-1120,3	0	7,0	7,0
13	-1120,6	+13,9	10,0	7,0
14	-1120,2	+27,9	13,0	7,0
15	-1139,8	+6,9	11,5	10,0
16	-1139,3	-8,9	8,5	10,0
17	-1140,3	-13,9	5,5	10,0
18	-1140,5	-4,9	2,5	10,0
19	-1162,2	-9,9	1,0	13,0
20	-1161,3	-23,1	4,0	13,0
21	-1162,4	-23,9	7,0	13,0
22	-1160,3	-10,9	10,0	13,0
23	-1159,8	0	13,0	13,0

Таблица 8.3 – Вариант 3

Номер скважины	Абсолютная отметка кровли пласта-коллектора, Z, м	Эквипотенциальная поверхность воды, V, м	Координаты положения скважин
			X	Y
1	-1088,8	+55,8	1,0	1,0
2	-1080,2	+47,8	4,0	1,0
3	-1080,2	+44,8	7,0	1,0
4	-1079,8	+53,1	10,0	1,0
5	-1079,7	+59,2	13,0	1,0
6	-1100,2	+37,8	11,5	4,0
7	-1100,1	+27,3	8,5	4,0
8	-1100,4	+18,7	5,5	4,0
9	-1100,2	+31,2	2,5	4,0
10	-1119,7	+16,2	1,0	7,0
11	-1120,4	+3,7	4,0	7,0
12	-1120,5	0	7,0	7,0
13	-1121,1	+13,7	10,0	7,0
14	-1120,3	+28,1	13,0	7,0
15	-1139,7	+7,1	11,5	10,0
16	-1139,2	-9,1	8,5	10,0
17	-1140,4	-14,1	5,5	10,0
Продолжение таблицы 8.3
Номер скважины	Абсолютная отметка кровли пласта-коллектора, Z, м	Эквипотенциальная поверхность воды, V, м	Координаты положения скважин
			X	Y
18	-1140,6	-5,1	2,5	10,0
19	-1163,1	-9,7	1,0	13,0
20	-1161,5	-24,1	4,0	13,0
21	-1162,3	-23,8	7,0	13,0
22	-1160,2	-10,8	10,0	13,0
23	-1159,7	0	13,0	13,0

Таблица 8.4 – Вариант 4

Номер скважины	Абсолютная отметка кровли пласта-коллектора, Z, м	Эквипотенциальная поверхность воды, V, м	Координаты положения скважин
			X	Y
1	-1087,9	+56,1	1,0	1,0
2	-1080,1	+46,9	4,0	1,0
3	-1080,2	+44,7	7,0	1,0
4	-1079,4	+53,4	10,0	1,0
5	-1079,6	+58,9	13,0	1,0
6	-1100,1	+37,3	11,5	4,0
7	-1100,2	+28,1	8,5	4,0
8	-1100,5	+19,1	5,5	4,0
9	-1100,3	+32,1	2,5	4,0
10	-1119,8	+17,2	1,0	7,0
11	-1121,3	+3,8	4,0	7,0
12	-1120,6	0	7,0	7,0
13	-1122,3	+13,6	10,0	7,0
14	-1120,8	+27,9	13,0	7,0
15	-1138,9	+7,4	11,5	10,0
16	-1139,4	-9,8	8,5	10,0
17	-1140,3	-14,2	5,5	10,0
18	-1140,5	-5,3	2,5	10,0
19	-1163,2	-9,2	1,0	13,0
20	-1162,1	-24,2	4,0	13,0
21	-1161,3	-23,4	7,0	13,0
22	-1160,1	-10,3	10,0	13,0
23	-I159,8	0	13,0	13,0

Содержание отчета и его форма. В отчете следует отразить цель работы, привести краткое теоретическое обоснование, структурную карту, карты гидроизопьез и изопотенциалов нефти. На карте изопотенциалов выделить участки развития гидродинамических ловушек.

При защите работы студент должен представить отчет и ответить на вопросы, предложенные преподавателем.

Вопросы для защиты работы

1. В каких районах распространены гидродинамические ловушки и что они собой представляют?

2. По какой формуле определяется потенциальная энергия нефти и газа?

3. Какое уравнение является основой для гидродинамического картирования нефти и газа?

Литература: [1, 2, 6, 7].

Список рекомендуемой литературы

Основная литература:

1. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов : учебник для вузов / И. П. Чоловский, М. М. Иванова, И. С. Гутман, С. Б. Брагин. – М. : ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2002. – 456 с.

Дополнительная литература:

2. Нефтегазовая гидрогеология : учебник для вузов. 3-е издание, переработанное и дополненное / А. А. Карцев, С. Б. Вагин, В. П. Шугрин, Ю. И. Брагин. – М. : ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. – 264 с.

3. Ильченко, В. П. Технология газопромысловых гидрогеологических исследований/производственно-практич. издание / В. П. Ильченко, Б. П. Акулинчев, Ю. Г. Гирин – М. : Недра, 1997. – 300 с.

4. Намиот, А. Ю. Растворимость газов в воде: справочное пособие / А. Ю. Намиот. – М. : Недра, 1991. – 167 с.

5. Карцев, А. А., Нефтегазопромысловая гидрогеология / А. А. Карцев, А. М. Никаноров. – М. : Недра, 1983. – 199 с.

6. Методика обработки и интерпретации результатов гидрогеологических исследований в нефтегазопоисковых целях / М. И. Суббота, В. Ф. Клейманов, Е. В. Стадник и [др].– 2-е изд., перераб. и доп. М. : Недра, 1980. – 271 с.

7. Гаттенбергер, Ю. П. Гидрогеологические методы исследования при разработке нефтяных месторождений / Ю. П. Гаттенбергер, В. П. Дьяконов. М. : Недра, 1979. – 207 с.

8. Чепмен, Р. Е. Геология и вода. Введение в механику флюидов для геологов / Р. Е. Чепмен; пер. с англ. А. Е. Гуревича – Ленинград : Недра, 1983. – 159 с.

9.Сухарев, Г. М. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений/ учебник для студентов геол. вузов / Г. М. Сухарев. М. : Недра, 1971. – 304 с.

Приложение а Указания по технике безопасности

С самого начала работы в лаборатории студент должен приучить себя к аккуратности и вниманию.

Во избежание несчастного случая, поражения электрическим током, поломки оборудования, рекомендуется выполнять следующие правила:

1. Не входить в помещение, где находится лабораторное оборудование без разрешения лаборанта (преподавателя).

2. Не включать без разрешения осветительные приборы.

3. При несчастном случае или поломке оборудования позвать лаборанта (преподавателя). Знать где находится пульт выключения оборудования (выключатель, красная кнопка, рубильник).

4. Не трогать провода и разъемы (возможно поражение электрическим током).

5. Не допускать порчи оборудования.

6. Запрещается принимать пищу в лаборатории.

7. Запрещается работать в верхней одежде.

8. Запрещается бросать в раковины водопроводных кранов бумагу, битое стекло, карандаши и пр.

9. Так как занятия проходят в лаборатории «Общей геологии», где предполагается наличие химически активных реактивов (кислота, щелочи и т. д.), студентам следует быть осторожными с неизвестными жидкостями и внимательно следить за целостностью химической посуды.

При выполнении лабораторных работ следует внимательно следить за острыми предметами (треугольниками, линейками, карандашами, циркулями) во избежание травм.

При любых несчастных случаях необходимо тотчас обратиться к преподавателю. При особо серьезных случаях травм необходимо немедленно обратиться к врачу и вызвать скорую помощь.

Данные правила распространяются на все лабораторные занятия.

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

к лабораторным работам по дисциплине

«Нефтегазопромысловая гидрогеология»

для студентов специальности 130304

Геология нефти и газа

Составители: З. В. Стерленко,

Н. В. Ерёмина,

В. В. Котенёв

Редактор

____________________________________________________________________________________

Подписано в печать

Формат 60x84 1/16. Усл. п. л. –3,0. Уч.-изд. л. – 2,4.

Бумага газетная. Печать офсетная. Заказ Тираж 50 экз.

ГОУВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет»

355029, Г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2

______________________________________________________________________

Издательство Северо-Кавказского государственного технического университета

Отпечатано в типографии СевКавГТУ