Особливості розподілу покладів вуглеводнів в гіпсометричних поверхах нафтогазоносності фанерозою Дніпровсько-Донецької западини та основні принципи їх пошуків і розвідки
Дослідження гіпсометричного розподілу покладів вуглеводнів та принципи їх пошуків і розвідки в розрізі фанерозойського комплексу порід Дніпровсько-Донецької западини, виявлення нових покладів нафти і газу, запасів вуглеводнів промислових категорій.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | автореферат |
| Язык | украинский |
| Дата добавления | 15.11.2013 |
| Размер файла | 76,2 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Таким чином, в результаті аналізу розподілу покладів ВВ за абсолютними глибинами залягання в розкритих відкладах ДДЗ установлено, що висоту гіпсометричного поверху числа скупчень ВВ фанерозою визначають, в основному, поклади палеозою. Поклади мезозою впливають на характер розподілу покладів лише верхніх частин загального і регіонального гіпсометричних поверхів покладів фанерозою. Висота виділених регіональних поверхів числа покладів зменшується від фанерозою (4150 м) до палеозою (3950 м), а в мезозої гіпсометричний регіональний поверх не простежується. Виявлена також тенденція зменшення числа локальних гіпсометричних інтервалів продуктивності (10, 9 і 3 відповідно в фанерозої, палеозої і мезозої), їх висоти і відстані між ними. Частотний гіпсометричний розподіл покладів пов`язаний, в основному, з кількісним розподілом покладів виявлених гіпсометричних поверхів числа покладів та локальних інтервалів продуктивності в комплексах фанерозою. Особливістю є і те, що поклади ВВ кам`яновугільних відкладів є визначальними в гіпсометричному розподілі покладів в розрізі палеозойських і фанерозойських відкладів. Це підтверджується висотою і положенням гіпсометричних регіональних поверхів числа покладів, кількістю і висотою локальних інтервалів продуктивності і відстанями між ними. Для відкладів кам`яновугільної системи з гіпсометричним загальним поверхом покладів ВВ на глибині 200-5400 м і регіональним -750-4750 м основними є поклади нижнього карбону. В останніх гіпсометричний загальний поверх покладів знаходиться в інтервалі глибин 550-5400 м, а регіональний - 1100-4700 м. Разом з цим установлено зменшення висоти гіпсометричних регіональних поверхів числа покладів з 3600 м в нижньокам`яновугільних до 2550 м в верхньокам`яновугільних відкладах, при висоті для карбону в цілому - 4000 м. Має місце тенденція зміни глибини залягання гіпсометричних поверхів. Так, якщо регіональний поверх числа покладів в кам`яновугільних відкладах знаходиться в інтервалі абсолютних глибин 750-4750 м, то в верхньокам`яновугільних він обмежується позначками мінус 1500-4050 м. При цьому загальним є і зменшення висоти локальних інтервалів продуктивності. В нижньопермських відкладах регіональний гіпсометричний поверх покладів ВВ не виділяється, а загальний - обмежений інтервалом глибин мінус 200-3750 м (висота 3550 м). Результати досліджень кількісного і частотного розподілу покладів ВВ дозволили виділити гіпсометричні локальні прогнозні інтервали продуктивності на абсолютних глибинах в: кам`яновугільних і нижньокам`яновугільних відкладах 5100-5850 м, середньокам`яновугільних 3950-4100 м і верхньокам`яновугільних 4400-4500 м.
Гіпсометрична локалізація покладів різних за фазовим станом вуглеводнів. В результаті аналізу виявлених покладів нафти в розрізі ДДЗ установлено, що гіпсометричні загальні поверхи нафтових скупчень в фанерозойських і палеозойських відкладах приурочені до абсолютних глибин 650-4750 м (висота 4100 м), а в мезозойських -1300-1700 м (висота 400 м).Гіпсометричні регіональні поверхи покладів нафти виділяються тільки в фанерозойських та палеозойських відкладах в інтервалі глибин 850-4500 м (висота 3650 м). В розрізі фанерозою, палеозою і мезозою існує загальна тенденція гіпсометричної локалізації покладів нафти і частоти їх зустрічі - до певної глибини кількість покладів збільшується. В регіональному плані визначальними є поклади нафти, виявлені у відкладах палеозою. Враховуючи встановлену періодичність повторення і висоту продуктивних інтервалів та частоту їх зустрічі прогнозується виявлення нових локальних інтервалів нафтоносності на абсолютних глибинах 4700-5000 м в палеозої.
В палеозойських, мезозойських відкладах і в фанерозої ДДЗ в цілому виявлена нерівномірність гіпсометричної локалізації газових скупчень. Гіпсометричні загальні поверхи покладів газу приурочені до абсолютних глибин в відкладах фанерозою 250-4950 м, (висота 4700 м), палеозою 400-4950 м (висота 4550 м), мезозою 250-1700 м (висота 1450 м). Гіпсометричні регіональні поверхи газових покладів виділяються тільки в фанерозойських і палеозойських відкладах в інтервалах абсолютних глибин 800-3850 м (висота 3050 м) і 1100-3850 м (висота 2750 м). Поклади газу палеозойських відкладів є основними і для фанерозойських. Прогнозні локальні інтервали скупчень газу обмежені глибинами з абсолютними відмітками 1525-1580 м, 4150-4500м і 4900-5050 м.
Аналіз покладів газоконденсату в розрізах фанерозою і палеозою показав, що гіпсометричний поверх знаходиться в інтервалі 850-5400 м (висота 4550 м), а регіональний - 1200-4750 м (висота 3550 м). Поклади розподіляються по розрізу нерівномірно. На глибині 4500 м відмічається різке зменшення числа покладів і частоти зустрічі. Можна очікувати існування нових покладів газоконденсату в відкладах палеозою, а відповідно і фанерозою, в інтервалі абсолютних позначок 5200-5400 м.
Гіпсометрична локалізація покладів ВВ вивчалась і в обсязі менших стратонів фанерозою. Установлено, що в кам`яновугільних відкладах гіпсометричний загальний поверх покладів нафти приурочений до інтервалу абсолютних глибин 650-4700 м (висота 4050 м), а регіональний - обмежений інтервалами глибин мінус 1250-4400 м (висота 3150 м). Гіпсометричний загальний поверх покладів газоконденсату знаходиться в інтервалі абсолютних глибин 850-5400 м (висота 4550 м), а регіональний - 1200-4600 м (висота 3400 м). Поклади газу складають гіпсометричний загальний поверх в інтервалі мінус 450-4950 м (висота 4500 м). Регіональний поверх приурочений до інтервалу з абсолютними глибинами 1100-3900 м (висота 2800 м). В цілому в кам`яновугільних відкладах поклади ВВ знаходяться на абсолютних глибинах 450-5400 м. Установлені гіпсометричні загальні і регіональні поверхи покладів ВВ мають різну висоту і кількість локальних продуктивних інтервалів. Прогнозується існування нових інтервалів на абсолютних глибинах: нафти 4700-4900 м, газоконденсату і газу відповідно 5200-5400 м, 4200-4400 м та 4900-5400 м.
В нижньокам`яновугільних відкладах гіпсометричні загальні поверхи знаходяться в інтервалі абсолютних глибин: нафти 650-4750 м (висота 4100 м), газоконденсату 1150-5400 (висота 4250 м) і газу 550-4950 м (висота 4400 м). Гіпсометричні регіональні поверхи установлені на рівні позначок: нафти 1300-4500 м (висота 3200 м), газоконденсату 1200-4700 м (висота 3500 м) і газу 1100-3800 м (висота 2700 м). В нижньокам`яновугільних відкладах поклади вуглеводнів виявлені в інтервалі абсолютних глибин від 550 м до 5400 м. Поклади нижньокам`яновугільних відкладів та їх гіпсометрична локалізація, які домінують в розрізі карбону, визначають загальний розподіл покладів нафти, газоконденсату і газу кам`яновугільних відкладів в цілому. В нижньокам`яновугільних відкладах прогнозується існування нових локальних інтервалів покладів на абсолютних глибинах: нафти 4700-4900 м, газоконденсату 5200-5400 м і газу 4150-4350 м та 4900-5050 м.
В середньокам`яновугільних відкладах гіпсометричні загальні поверхи виявлених покладів знаходяться в інтервалах абсолютних глибин: нафти 900-3550 м (висота 2650 м), газоконденсату 850-4750 м (висота 3900 м), газу 450-3700 м (висота 3250 м). Гіпсометричні регіональні поверхи установлені в межах позначок мінус: нафти 1250-2600 м (висота 1350 м), газоконденсату 1300-3400 м (висота 2100 м), газу 1100-2550 м (висота 1450 м). В цілому в середньокам`яновугільних відкладах поклади ВВ виявлені в інтервалі абсолютних глибин 450-4750 м. Гіпсометричні регіональні поверхи нафти, газоконденсату і газу мають різну висоту і кількість локальних продуктивних інтервалів. Прогнозуються нові локальні інтервали покладів на абсолютних глибинах: нафти 3100-3550м, конденсату 3650-3900м та газу 2750-2900м і 3100-3700
У верхньокам`яновугільних відкладах гіпсометричний загальний поверх виявлених покладів нафти знаходиться в інтервалі абсолютних глибин 1500-2050 м (висота 550 м), газоконденсату 2250-4500 м (висота 2250 м) і газу 200-4000 м (висота 3800 м). Гіпсометричний регіональний поверх покладів нафти виявлено на глибинах з відмітками мінус 1550-2050 м (висота 500 м). Регіональні поверхи покладів газоконденсату і газу не виділяються. Нафтогазоносність верхньокам`яновугільних відкладів в цілому характеризується покладами ВВ, виявленими в інтервалі абсолютних глибин від 200 до 4500 м. Більшість покладів локалізована окремо і на різних глибинах. Враховуючи високу вивченість верхньокам`яновугільних відкладів виявлення в їх розрізі нових продуктивних інтервалів не передбачається.
В результаті досліджень локалізації покладів різних за фазовим станом ВВ автором виділені гіпсометричні загальні, регіональні поверхи і локальні інтервали покладів нафти, газу і газоконденсату. Виявлені закономірності в межах виділених гіпсометричних поверхів зумовлені різним гіпсометричним розподілом числа покладів і їх частотою зустрічі. Установлено комплекси, поклади нафти, газу і конденсату яких є визначальними в концентрації скупчень ВВ по абсолютних глибинах залягання в фанерозойських, палеозойських і мезозойських відкладах. Прогнозується існування нових гіпсометричних локальних інтервалів покладів нафти, газу і конденсату в розкритому розрізі ДДЗ.
Таким чином, в результаті виконаних досліджень з гіпсометричної локалізації пластових покладів ВВ в фанерозойських, палеозойських і мезозойських відкладах вперше установлені гіпсометричні загальні і регіональні поверхи числа покладів ВВ в цілому і за фазовим станом зокрема. Розгляд гіпсометричного розподілу масивно-пластових покладів показав, що вони не впливають на особливості локалізації пластових покладів. Закономірністю гіпсометричної локалізації пластових скупчень ВВ є виявлена приуроченість їх до крупних гіпсометричних інтервалів, які автор називає гіпсометричними регіональними поверхами. Вони мають різну висоту, відрізняються глибиною залягання і кількістю локальних інтервалів продуктивності в стратиграфічних комплексах фанерозою.
Регіональні гіпсометричні поверхи покладів ВВ складаються із локальних інтервалів з максимальним і мінімальним числом покладів. Яка ж природа цих різнокількісних інтервалів і, конкретно, максимумів? Чому вони відносно однозначно виділяються на гістограмах, відповідаючи певним інтервалам абсолютних глибин? Мабуть, це пов`язано з тим, що складний багатофакторний процес формування покладів ВВ в гіпсометричних умовах ДДЗ фіксується його інтегральною оцінкою. Тому максимуми на приведених гістограмах і частотних графіках слід вважати реальною сукупною характеристикою природної системи вуглеводневих покладів, яку об`єднують єдині локальні фізико-гіпсометричні умови нафтогазоносності (колектори, глинисті і соляні товщі, метаморфізм і розущільнення порід, гідрогеологічні, термобаричні і геодинамічні фактори та інше). Все це не дозволяє пов`язувати встановлену емпірично закономірність з якимось єдиним сучасно діючим фактором.
Як приклад таких умов розглянемо максимум числа покладів у фанерозойських відкладах, що фіксується в інтервалі абсолютних глибин 3000-3500 м. До нього приурочені поклади на Великобубнівському, Нинівському, Талалаєвському, Безлюдівському, Суходолівському, Юліївському, Скороходівському, Глинсько-Розбишівському, Скоробагатьківському, Рибальському, Сахалінському, Матвіївському та інших родовищах. Усі поклади, які виявлені в цьому гіпсометричному локальному інтервалі, різняться між собою за фазовим станом ВВ і часом формування їх скупчень, стратиграфічною приуроченістю, типом пасток, природою колекторів і покришок, гідродинамічним режимом і т.д. Тут нафтові, газоконденсатні та газові флюїди ВВ виявлені в стратиграфічному інтервалі від верхньокам`яновугільних (Єфремівське родовище) до турнейських (Скороходівське, Качанівське та інші родовища) відкладів нижнього карбону. І чи існують якісь об`єднуючі їх геологічні показники? Вони в усьому різноманітному спектрі покладів просто відсутні. Є лише одне - приуроченість до єдиного фізико-гіпсометричного інтервалу. Це характерно і для інших локальних максимумів числа покладів у фанерозої та його стратонів.
Особливістю гіпсометричного розподілу покладів є виявлена тенденція зменшення числа покладів та інтервалів їх локалізації за межами гіпсометричних регіональних поверхів нафти, газу і конденсату. Важливою закономірністю гіпсометричної локалізації покладів є виявлений переривчастий розподіл скупчень ВВ та їх інтервалів по глибині - в розкритому розрізі порід фанерозою ДДЗ має місце дискретність гіпсометричного розподілу покладів ВВ, яка установлена автором раніше і підтверджується зараз новими відкриттями скупчень ВВ. Виявлена періодичність повторення інтервалів числа покладів в гіпсометричних регіональних поверхах дозволила автору виділити нові прогнозні інтервали скупчень ВВ в розрізах фанерозою. В цілому дані виконаних досліджень, виявлені закономірності і особливості гіпсометричної локалізації покладів вуглеводнів направлені на сприяння вивчення проблеми нафтогазоносності регіону на рівні гіпсометрії установлених контактів відкритих покладів ВВ. Виділені прогнозні інтервали скупчень ВВ мають практичне значення для прогнозу і вибору напрямків пошукових і розвідувальних робіт в нафтогазоперспективних комплексах фанерозою ДДЗ.
Результати виконаних досліджень показали, що виявлені закономірності гіпсометричної локалізації покладів вуглеводнів в розрізі ДДЗ мають місце і в інших нафтогазоносних регіонах. Підтвердженням цього є порівняльний аналіз гіпсометричного розподілу покладів вуглеводнів регіону, що вивчається з локалізацією покладів в розрізах Волго-Уральської і Західно-Сибірської нафтогазоносних провінцій (Вітязь, Богацький, 1975).
В розглядуваних регіонах поклади вуглеводнів знаходяться в інтервалі відміток від -25м до -5400м. У Дніпровсько-Донецькій западині загальний гіпсометричний поверх нафтогазоносності має висоту 5200м, у Волго-Уральській та Західно-Сибірській провінціях - відповідно 3200м і 2670м. Гіпсометричні регіональні поверхи в цих регіонах становлять 4150м, 1950м і 1750м. В дискретному гіпсометричному розподілі покладів розглянутих регіонів загальним є зменшення числа покладів і частоти їх зустрічі за межами регіональних гіпсометричних поверхів, різна кількість і висота локальних інтервалів числа покладів та частоти зустрічі.
Незважаючи на те, що регіональні гіпсометричні поверхи виділяються на різних абсолютних глибинах і відрізняються висотою, більшість їх локальних максимумів числа покладів приурочено до однакових або близьких гіпсометричних рівнів. Так у верхній частині гіпсометричних поверхів Дніпровсько-Донецької западини і Волго-Уральської провінції максимуми числа покладів знаходяться на рівні відміток -825м і -860м. Гіпсометрично нижче в розрізах трьох розглядуваних регіонів максимуми покладів приходяться на глибини з абсолютними відмітками 1550м у Дніпровсько-Донецькій западині, 1560м - у Волго-Уральські і 1620м - у Західно-Сибірській провінціях. Відстань між гіпсометричними рівнями локальних максимумів числа покладів знаходиться у межах 250-700м у Дніпровсько-Донецькій западині, 240-480м - у Волго-Уральській і 320-460м - у Західно-Сибірській провінціях. В середньому гіпсометричні рівні локальних максимумів повторюються у Дніпровсько-Донецькій западині через 390м, у Волго-Уральській провінції - 350м і у Західно-Сибірській провінції - 400м. Із цього випливає, що в розглядуваних регіонах, які мають свої особливості геологічного розвитку і сучасної будови, гіпсометричні рівні локальних максимумів числа покладів вуглеводнів повторюються через величину одного порядку, яка визначається середнім інтервалом 350-400м.
Таким чином, можна говорити, що виявлена константа, яка характеризує періодичність повторення гіпсометричних рівнів, до яких приурочені локальні максимуми числа покладів в межах гіпсометричних регіональних поверхів. Чим це можна пояснити? Мабуть, лише глобальними умовами нафтогазонакопичення в літосфері Землі. Розшифровка їх на рівні сьогоднішньої вивченості цієї проблеми ще не може бути зроблена однозначно. Рішення даної проблеми знаходиться в майбутніх відкриттях фундаментальних досліджень.
Особливості гіпсометричних поверхів нафтогазоносності і прогнозу нових інтервалів покладів вуглеводнів, їх запасів і продуктивних площ
Гіпсометричний розподіл покладів з промисловими запасами ВВ і продуктивних площ аналізується в залежності від фазового стану пластових покладів, які розвідані в пастках продуктивних горизонтів фанерозою.
Гіпсометрична локалізація запасів покладів нафти і нафтонасичених площ. Промислові запаси нафти в розрізі фанерозою ДДЗ досліджувались в стратиграфічному інтервалі від порід байоського ярусу середньої юри до відкладів турнейського ярусу нижнього карбону. Гіпсометричний загальний поверх запасів покладів нафти виділяється в межах абсолютних глибин 395-4722 м (висота 4327 м). Гіпсометричний регіональний поверх промислової нафтоносності приурочений до інтервалу глибин мінус 1050-4722 м (висота 3672 м). В його складі 10 локальних інтервалів висотою 150-300 м на відстані 50-300 м з максимальними запасами нафти до 1000 тис.т і найбільшою площею нафтонасиченості до 925 тис.м 2. За величиною запасів і продуктивних площ в гіпсометричному регіональному поверсі виділяються три частини.
Вивчення нафтових покладів з промисловими запасами в фанерозойських відкладах показало, що в розподілі величин запасів існує певна гіпсометрична закономірність. При розповсюдженні майже по всьому вивченому розрізу фанерозою поклади нафти з різними величинами запасів мають особливість концентруватись до локальних гіпсометричних інтервалів. В їх межах поклади характеризуються різними величинами запасів, а інтервали - різними показниками висоти і відстані між ними. Виходячи з найбільших величин запасів покладів локальних інтервалів, установлено, що існує певна гіпсометрична тенденція зміни величини запасів. Виявлено, що починаючи з запасів самого верхнього покладу, яким є поклад юрського горизонту Решетняківського родовища, де НВК знаходиться на відмітці мінус 395 м, з глибиною величина запасів збільшується. Але тенденція збільшення запасів простежується лише до зони глибин з абсолютними відмітками 3650-3750 м. Гіпсометрично нижче вказаного інтервалу глибин тенденція зміни величини запасів має зворотний характер - запаси нафтових покладів з глибиною зменшуються. Таким чином, інтервал абсолютних глибин 3650-3750 м є гіпсометричною межею збільшення і зменшення запасів нафтових покладів у відкладах ДДЗ. Нафтогеологічна природа виявленої гіпсометричної межі пов`язана з історією геологічного розвитку та постумними нафтогеологічними процесами і її слід враховувати при обгрунтуванні пошуків і розвідки нафтових покладів в комплексах фанерозою.
Вивчаючи поширення запасів нафти автор аналізував величину і поширення нафтонасичених площ покладів в продуктивних горизонтах фанерозою. Встановлено, що гіпсометрично і за розмірами продуктивні площі мають загальну схожість з вищенаведеними особливостями поширення запасів нафти. До того ж, як свідчать виконані побудови, криві максимальних і мінімальних величин запасів нафти і нафтонасичених площ мають близьку гіпсометричну характеристику і майже аналогічне графічне відтворення. Разом з цим порівняння виділених гіпсометричних поверхів числа покладів нафти та поверхів запасів нафти і нафтонасичених площ показало, що за висотою вони також майже однакові (3650 і 3672 м відповідно) і близькі по гіпсометрії. Локальні ж інтервали, виділені в їх межах, за своєю кількістю і гіпсометричним положенням різняться. При середній висоті локального інтервалу числа покладів 233 м в гіпсометричному регіональному поверсі їх виділено 7. Відповідно в гіпсометричному регіональному поверсі запасів і нафтонасичених площ виділяється 10 локальних інтервалів нафтонасичених площ з середньою висотою 225м. Така структура виділених гіпсометричних регіональних поверхів свідчить про різну гіпсометрію і параметри покладів нафти та їх запасів. На зміну величини останніх, поряд з іншими факторами, впливає і вищенаведена встановлена гіпсометрична тенденція. Існування нового локального інтервалу нафтоносності висотою 150-200 м із запасами до 200-250 тис.т нафти прогнозується на глибині з абсолютними відмітками 4800-5000 м.
Поширення запасів покладів газоконденсату і продуктивних площ в залежності від абсолютної глибини їх залягання. На вивчених родовищах запаси покладів газоконденсату знаходяться в пастках горизонтів середньоюрських, тріасових, верхньо-, середньо- і нижньокам`яновугільних відкладів. Останні є домінуючими за числом виявлених покладів, а основними серед них - продуктивні горизонти візейського ярусу. Гіпсометричний загальний поверх запасів газоконденсату обмежується глибинами від мінус 1234 м до 5614 м (висота 4380 м). Гіпсометричний регіональний поверх з промисловими запасами газоконденсату і продуктивних площ приурочений до абсолютних глибин 1700-5625 м (висота 3925 м). В його складі 10 локальних продуктивних інтервалів, які різняться гіпсометричним розподілом покладів, величиною запасів і продуктивних площ. З урахуванням цього в регіональному поверсі виділяються три частини.
В цілому запаси покладів газоконденсату і розміри продуктивних площ в породах фанерозою гіпсометрично поширені нерівномірно. Встановлений гіпсометричний регіональний поверх складають різні за висотою, запасами і продуктивними площами локальні інтервали продуктивності, середня відстань між якими не перевищує 200 м. Разом з цим виявлено, що величина запасів закономірно змінюється в залежності від глибини залягання порід фанерозою. Встановлено, що до глибини з абсолютними відмітками в межах 4900-5000 м максимальні запаси у виділених локальних інтервалах продуктивності мають загальну тенденцію до збільшення, а нижче указаних глибин - до зменшення. Тобто інтервал глибин мінус 4900-5000 м є гіпсометричною межею, розділяючою гіпсометричний регіональний поверх запасів на дві частини. Верхню, де можна очікувати відкриття нових покладів і запаси яких з глибиною можуть збільшуватись, та нижню - де незначні поклади можуть бути виявленими, але з глибиною величина їх запасів буде зменшуватись. У зв`язку з цим існування нового інтервалу зі значними запасами нижче глибини мінус 5625м не передбачається.
Запаси покладів конденсату автором розглядались разом з аналізом продуктивних площ. При збільшенні розмірів площ величина запасів збільшується, проте пряма залежність відсутня. Більше того, нижче відмітки мінус 5000 м, незважаючи на різні величини продуктивних площ, запаси покладів різко зменшуються. Побудовані криві мінімальних і максимальних величин запасів і продуктивних площ показують локалізацію запасів, продуктивних площ і обмежують зони розвитку їх мінімальних і максимальних величин. Аналіз гіпсометричного розподілу в фанерозойських відкладах числа покладів газоконденсату, їх запасів і продуктивних площ показав, що локальні інтервали (середня величина яких 180-210 м) числа покладів, запасів і продуктивних площ на більшості інтервалів гіпсометричних регіональних поверхів співпадають, або гіпсометрично близькі між собою. Але величина запасів не визначається числом покладів, на що впливають виявлені вищенаведені особливості гіпсометричної локалізації покладів і тенденції зміни запасів та продуктивних площ.
Гіпсометричний розподіл запасів покладів газу і газонасичених площ. Скупчення газу, що вивчаються, знаходяться в пастках горизонтів середньоюрських, тріасових, нижньопермських, верхньо-, середньо- і нижньокам`яновугільних відкладів. Гіпсометричний загальний поверх запасів покладів газу (висота 5014 м) обмежують ГВК з відмітками мінус 600-5614 м. Гіпсометричний регіональний поверх запасів покладів газу та їх продуктивних площ знаходиться в інтервалі глибин 1200-5500 м (висота 4300 м). В його складі 11 локальних продуктивних інтервалів з середньою висотою 1300 м, які згруповані в трьох частинах поверху - верхній, середній, нижній.
Результати виконаних досліджень показали, що запаси покладів газу та їх продуктивні площі в розрізі фанерозою, як і в установленому гіпсометричному регіональному поверсі газоносності висотою 4300 м, розповсюджені нерівномірно. Поклади мають різні величини запасів і продуктивних площ. В їх приуроченості намічається тенденція локалізації до окремих гіпсометричних інтервалів (при середній висоті 275 м і відстані між ними 130 м), які складають верхню, середню та нижню частини гіпсометричного регіонального поверху відкладів фанерозою. Разом з цим установлено зростання максимальних величин запасів та їх площ зі збільшенням глибини їх залягання. Так, якщо в верхній частині регіонального поверху (інтервал абсолютних глибин 1250-2400 м) максимальні запаси покладів газу не перевищують 2019 млн.мі, а найбільша продуктивна площа покладу становить 2406 тис.мІ, то в середній та нижній його частинах (інтервал з абсолютними відмітками 2600-5500 м) величини запасів газу досягають 5500-5540 млн.мі, а розміри продуктивної площі - 12500-14800 тис.мІ. Наведене збільшення запасів простежується до глибини мінус 5500 м. Нижче вказаної відмітки намічається зменшення максимальних величин запасів покладів до 2000-1000 млн.мі. Новий інтервал з подібними величинами запасів прогнозується на глибинах мінус 5630-5860 м.
На основі дослідження гіпсометричного поширення величини запасів покладів газу і продуктивних площ виявлено, що між ними існує зв`язок. Для більшості локальних продуктивних інтервалів збільшення величини газонасиченої площі зумовлює збільшення запасів. Але при цьому пропорційна залежність не простежується, що пов`язано з впливом інших параметрів покладів, будовою пасток і коефіцієнтами їх заповнення та особливостями геологічних умов. Побудовані криві мінімальних і максимальних величин запасів газу і продуктивних площ показують їх гіпсометричну приуроченість в розрізі фанерозойських порід і в межах виділеного гіпсометричного регіонального поверху газоносності.
Крім вищенаведених досліджень автором була виконана і статистична обробка вибірки на ЕОМ, для якої ознаки абсолютна глибина НВК та ГВК покладів і їх площа прийняті як незалежні, а величина запасів - як залежна. Для різних типів флюїдів по кожній виборці визначались статистичні характеристики мінімальних і максимальних значень, середні значення та середньоквадратичні відхилення. Між усіма ознаками були розраховані парні коефіцієнти кореляції (R) і оцінена значимість їх за допомогою критерія Стьюдента, а також коефіцієнт множинної кореляції, оцінка якого розраховувалась по способу Фішера.
Як показали розрахунки, для газових покладів парний коефіцієнт кореляції між глибиною контакту покладу і його площею (при рівні довіри 99%) не відрізняється від нуля. Два інших (між глибиною та запасами, де R =0,355 і площею та запасами R =0,655) значимо відрізняються від нуля, як і коефіцієнт множинної кореляції запасів з площею і глибиною НВК (ГВК), де R =0,662.
Результати аналогічних розрахунків для покладів нафти і газоконденсату показують відсутність статистично значимого зв`язку між ознаками. Це пов`язано в значній мірі з тим, що коефіцієнт вилучення запасів у газових покладах близький до одиниці, тоді як в нафтових та газоконденсатних він не тільки набагато нижчий, але і не характеризується стабільними величинами, на що впливають геологічні і технологічні фактори.
Із наведеного випливає, що як графічні побудови, так і статистичний аналіз глибини залягання контактів покладів ВВ, їх запасів і продуктивних площ однозначно фіксують характер взаємозв`язку цих величин. Фактичний матеріал, на якому автором зроблені висновки щодо гіпсометричного розподілу запасів покладів та їх площ, є кондиційним, підтверджує необхідну достовірність прогнозу нових продуктивних інтервалів, а виявлені тенденції залежностей є значимими і аргументованими.
Таким чином, в результаті досліджень гіпсометричного розподілу запасів категорії С 1 рідких і газоподібних ВВ у відкладах фанерозою ДДЗ виділені гіпсометричні загальні і регіональні поверхи запасів покладів нафти і нафтонасичених площ, газу і газонасичених площ, газоконденсату і продуктивних площ. Виявлені і охарактеризовані гіпсометричні поверхи нафтогазоносності розширяють стан вивчення проблем нафтогазової геології регіону і будуть сприяти науковому обґрунтуванню раціональних напрямків геологорозвідувального процесу на нафту і газ. Показано, що гіпсометричні регіональні поверхи складаються з локальних продуктивних інтервалів, які визначають особливості і тенденції гіпсометричного розподілу запасів покладів ВВ в пастках горизонтів вивчених відкладів фанерозою ДДЗ. Виявлені максимуми числа покладів та їх запасів ВВ по гіпсометричному рівню близькі між собою, але в тій чи іншій мірі різняться. Причиною цього є те, що основною складовою інтегральної оцінки запасів ВВ виступають не тільки показники конкретних фізико-гіпсометричних умов, але і продуктивна площа пастки, яка тісно корелюється з величиною запасів ВВ. Установлена переривчаста приуроченість запасів покладів вуглеводнів та їх площ указує на дискретність розподілу запасів і продуктивних площ в межах виділених гіпсометричних регіональних поверхів запасів покладів нафти, газу і конденсату. Виявлені тенденції гіпсометричної зміни величини запасів і площ покладів нафти, газоконденсату і газу слід враховувати як при прогнозі нафтогазоносності, так і при проведенні пошуково-розвідувальних робіт. Доведено також, що в поширенні запасів покладів вуглеводнів і продуктивних площ в гіпсометричних регіональних поверхах переважає тенденція збільшення величини запасів від зростання продуктивних площ. Окремі відхилення від виявленої тенденції дуже рідкі. Виходячи з цього величина продуктивної площі має бути одним із основних критеріїв при обґрунтуванні і розміщенні свердловин на нафту і газ. В стратиграфічному поширенні запасів є своя особливість. До абсолютної глибини 3700 м поклади вуглеводнів виявлені в продуктивних горизонтах юри, тріасу, пермі, верхнього і середнього карбону, а також в деяких горизонтах відкладів нижнього карбону. Нижче наведеної глибини поширені поклади переважно в горизонтах візейського і турнейського ярусів. За величиною запасів та продуктивних площ домінують поклади горизонтів візейських відкладів. Прогнозуються нові гіпсометричні інтервали запасів вуглеводнів і продуктивних площ в розрізі фанерозою ДДЗ.
Наукове обґрунтування геологічних моделей будови основних типів родовищ в гіпсометричних поверхах нафтогазоносності та аналіз результатів їх впливу на пошуки і розвідку покладів нафти і газу
В ході дослідження гіпсометрії покладів ВВ і оптимізації їх пошуків та розвідки розроблені моделі будови багатьох родовищ і структур, які знаходяться в різних умовах гіпсометричних поверхів фанерозою. Серед них Адамівська, Андріяшівське, Безлюдівське, Василівське, Вишнівське, Володимирське, Голотовщинське, Довгалівська, Золотихінське, Зимницьке, Іскрівське, Карайкозівське, Коржівське, Краснозаярське, Котелівсько-Березівське, Липоводолинське, Луценківське, Нарижнянська, Нинівське, Перекопівське, Південно-Граківське, Південно-Панасівське, Рудівське, Сахалінське, Скоробагатьківське, Софіївське, Тростянецьке, Холмська, Хухринське, Червонолуцьке, Щурівське, Юліївське, Ярмолинцівське, Ярошівське та інші. Наукове обгрунтування моделей виконувалось на основі: складених карт, відбиваючих будову палеозойських, мезозойських і кайнозойських відкладів на різних гіпсометричних рівнях; виконаної попластової кореляції продуктивних горизонтів; карт загальних і ефективних товщин, пористості і нафтогазонасичених об`ємів. Не зупиняючись на аналізі розроблених моделей усіх вище указаних родовищ і структур, в роботі наведені приклади, які характеризують будову основних типів родовищ. Результати впливу обгрунтованих моделей на процес пошуків і розвідки покладів ВВ на об`єктах дослідження різні.
Родовища антиклінальної будови. Рудівське родовище. Приурочене до порушеної брахіантикліналі. Висота гіпсометричного поверху на родовищі 1500м. Його обмежують поклади продуктивних горизонтів В-16н і Т-4. Скупчення ВВ цього родовища знаходяться у нижній частині гіпсометричного регіонального поверху нафтогазоносності фанерозою. На основі обгрунтованих моделей візейських продуктивних горизонтів [17] уточнено напрям і обсяги робіт на розвідувальному етапі. Замість двох планових свердловин у північних умовах Рудівського і Червонозаводського родовищ пробурена одна рекомендована свердловина Б за номером 8-Червонозаводська. Остання, крім виконання завдань двох планових свердловин, розширила продуктивну площу базисного горизонту і сприяла приросту запасів газу в кількості 185 млн.мі. В західній частині родовища обґрунтовано доцільність буріння свердловини А, що дозволить визначитись з параметрами покладу, виявленого свердловиною 1. На основі розроблених моделей будови продуктивних горизонтів обґрунтовано недоцільність буріння затвердженої свердловини 16. Реалізація цієї пропозиції дозволила зекономити одну розвідувальну свердловину глибиною 5250м.
На початковій стадії вивчення Безлюдівського родовища обгрунтована модель серпуховських і візейських продуктивних горизонтів. Висоту гіпсометричного поверху визначають поклади горизонтів Н-4а та В-21-22. Скупчення ВВ приурочені до середньої частини гіпсометричного регіонального поверху, виділеного у відкладах фанерозою. Рекомендовано вивчення родовища продовжити бурінням свердловини в умовах східної перикліналі структури (Дем`яненко, Стародубцева, 1990). Рекомендована свердловина пробурена за номером 6, в якій отримані промислові припливи газу і конденсату із горизонтів В-18-19.
Обґрунтування геологічної моделі будови Південно-Панасівського родовища, приуроченого до похованої антикліналі, дозволило своєчасно впливати на хід розвідувальних робіт. Пробурені рекомендовані свердловини 8, 9 і 12 сприяли оптимальній розвідці покладів в серпуховських горизонтах С-6 і С-7, виявленню нового покладу у візейських відкладах і приросту запасів газу в кількості 1,1 млрд.мі і 100 тис.т конденсату. Незважаючи на завершення розвідкою відкритих покладів ВВ обґрунтовано поновлення пошукових робіт [25]. У склепінневих умовах опущеного блоку рекомендується буріння нової свердловини для отримання додаткового приросту запасів у продуктивних горизонтах від В-16в до В-19в. Висота гіпсометричного поверху на родовищі становить 220м. Поклади нафти і газу входять до середньої частини гіпсометричного регіонального поверху фанерозою.
Вивчення Скоробагатьківського родовища, нафтогазоносність якого пов`язана з продуктивними горизонтами візейського, башкирського і московського ярусів, показало, що на його будову, типи пасток і заповнення їх вуглеводнями впливали різні фактори формування брахіантиклінальної порушеної солянокупольної структури. Гіпсометричний поверх нафтогазоносності становить 1790м. Поклади нафти і газу родовища локалізовані в інтервалі другої половини гіпсометричного регіонального поверху нафтогазоносності фанерозою. Відповідно до моделі, розробленої за даними чотирнадцяти свердловин, обґрунтовані пропозиції щодо розвідки виявлених покладів, а також рекомендується розпочати пошукові роботи на Пісочанській приштоковій структурі, верхньовізейські горизонти якої оцінюються (Дем`яненко, Стародубцева, 1995) в обсязі 1,9 одиниці умовного палива.
Гіпсометричний поверх на Липоводолинському родовищі обмежується скупченнями ВВ горизонтів В-20 і В-26н. Висота поверху 260м. Поклади родовища приурочені до нижньої частини гіпсометричного регіонального поверху фанерозою. Обґрунтовані моделі будови продуктивних горизонтів В-20н, В-21, В-22 і В-26н [13] сприяли раціональному вибору напрямку розвідки покладів. Пробурені рекомендовані свердловини 7 і 9 збільшили продуктивну площу візейських горизонтів, що дало змогу приростити 1,86 млрд.мі газу і 0,3 млн.т конденсату. Для дорозвідки південної частини родовища рекомендовано буріння нової свердловини. Розроблені за участю автора моделі будови і пропозиції з розвідки покладів вуглеводнів Василівського родовища підтвердились пошуково-розвідувальними роботами, що сприяло отриманню 1,36 млрд.мі газу.
Родовища гемібрахіантиклінальної будови. Обґрунтована геологічна модель Вишнівського родовища [27], приуроченого до порушеної геміантикліналі. Виділено новий продуктивний горизонт М-1. Запаси родовища оцінені в 4,17 одиниці умовного палива. Для розвідки покладу горизонту М-1 необхідні нові свердловини. Газові поклади локалізовані до середньої частини гіпсометричного регіонального поверху нафтогазоносності фанерозою.
На Довгалівській продуктивній площі, де продуктивність горизонту В-26 установлена пошуковою свердловиною, рекомендується буріння розвідувальної свердловини. Відповідно до обґрунтованої моделі будови запаси горизонту В-26 оцінюються в 2,5 одиниці умовного палива.
Обґрунтування і уточнення моделей будови Луценківського родовища проводилось з початку розвідки виявлених покладів. На першій стадії вивчення було обґрунтовано наявність єдиного турнейського контуру продуктивності Луценківської і Свиридівської структур і рекомендовано будівництво розвідувальної свердловини на поклад горизонту В-22 і розвідувально-пошукової на В-22 і Т (Дем`яненко, 1988). Перша не бурилась. Друга завершена будівництвом під номером 13-Свиридівська, але зупинена при глибині вибою 5306 м (С 1v1), не розкривши турнейські відклади, а, відповідно, завдання по оцінці їх нафтогазоносності залишилось не виконаним. Стосовно візейських продуктивних горизонтів, то свердловина 13 установила новий поклад у горизонті В-21, розкрила промисловонасичені горизонти В-22 і В-23, що дало змогу приростити 2,15 млрд.мі газу і 0,28 млн.т конденсату. На другій стадії розвідки родовища обгрунтовані моделі будови горизонтів В-26в, В-22ср, В-22н, В-23 і напрямки розвідувальних робіт (Дем`яненко, Стародубцева, 1992). В районі рекомендованої свердловини А затверджено буріння свердловини 9 і передбачається будівництво свердловини 10 в районі рекомендованої свердловини В. Висота гіпсометричного поверху продуктивності становить 440м. Поклади родовища відносяться до нижньої частини гіпсометричного регіонального поверху нафтогазоносності фанерозою.
Досліджувана Нарижнянська площа характеризується блоковою будовою. Перспективність одного із таких блоків була обґрунтована на основі моделі покрівлі горизонту В-18-19 і рекомендована пошукова свердловина (Дем`яненко, Пильник, 1989). Пробурена свердловина установила газонасиченість горизонту В-18-19 в новому блоці, що сприяло приросту запасів газу. Важливо і те, що подібні блоки є не тільки на Нарижнянській, а також і на інших площах північного борту, що розширяє фронт пошукових робіт з метою виявлення нових покладів ВВ в пастках різної будови на невеликих глибинах.
На Свистуньківському родовищі, пов`язаному з геміантикліналлю-терасою, газонасиченими є візейські горизонти В-17н, В-20, В-21в і В-21н. Висота гіпсометричного поверху продуктивності становить 480м. Виявлені поклади локалізуються за межами нижньої частини гіпсометричного регіонального поверху нафтогазоносності фанерозою. Згідно з обґрунтованою моделлю [29] запаси родовища оцінені в 6,4 одиниці умовного палива. Запропоновані оптимальні напрями розвідувальних і пошукових робіт.
Обґрунтовано модель будови Червонолуцького родовища. Гіпсометричний поверх його продуктивності становить 870м. В регіональному гіпсометричному поверсі фанерозою поклади родовища знаходяться в нижній частині. Вивчення покладів візейських продуктивних горизонтів В-16н, В-21в, В-21н пропонується продовжити [28] рекомендованою першою розвідувальною свердловиною. Запаси родовища оцінені в 2,565 одиниці умовного палива.
Розглянувши обґрунтування геологічних моделей будови основних типів родовищ, якими є продуктивні антиклінальні і гемібрахіантиклінальні структури з різними типами пасток, слід відмітити, що за відмітками установлених НВК і ГВК їх поклади знаходяться на різних гіпсометричних рівнях. Висота гіпсометричних поверхів продуктивності на розглянутих родовищах антиклінальної будови знаходиться в межах 220-1790м і 250-870м - гемібрахіантиклінальної будови. Поклади ВВ досліджених родовищ локалізовані в різних частинах виділених гіпсометричних загальних і регіональних поверхів нафтогазоносності фанерозою і його комплексів (детально наведено у третьому розділі даної роботи). Разом з цим результати виконаних досліджень показують можливості та ефективність впливу багатофакторних моделей з даними гіпсометрії покладів на пошук і розвідку скупчень нафти і газу в пастках відкладів фанерозою в різних структурних умовах і нафтогазоносних районах ДДЗ. Безумовно, що для коригування напрямків робіт запропоновані моделі слід своєчасно уточнювати і всебічно обгрунтовувати оптимальні місцеположення нових свердловин. Роботи такого плану автором виконуються систематично. Так, наприклад, розроблені пропозиції з розвідки покладів у 1996 році на родовищах західної частини ДДЗ використані при плануванні геологорозвідувальних робіт в субрегіоні та при розвідці покладів на Свиридівському, Рудівському і Червонозаводському родовищах. Прирощено 200 млн.мі газу і 60 тис.т конденсату. Результати наукового обґрунтування напрямків геологорозвідувальних робіт, прогнозу розвідки покладів і приросту запасів на 1997 рік в пастках родовищ і продуктивних структур використані підприємством "Чернігівнафтогазгеологія" при визначенні напрямків і обсягів робіт на 1997 рік. Реалізація їх на Рудівському і Червонозаводському родовищах дозволила отримати приріст запасів газу в кількості 110 млн.мі .
Таким чином, наукове обґрунтування багатофакторних варіантів геологічних моделей будови об`єктів розвідки з даними гіпсометрії НВК і ГВК та оцінкою запасів і своєчасне уточнення моделей дозволяють вибирати оптимальний варіант геологічної будови об`єкта, раціонально розміщувати обсяги робіт, що сприяє ефективному пошуку і розвідці покладів ВВ в фанерозої ДДЗ.
Принципова багатофакторна схема пошуків і розвідки покладів нафти і газу на різних типах перспективних і продуктивних структур
Удосконалення методики пошуково-розвідувальних робіт є актуальною проблемою на будь-якій стадії вивченості нафтогазоносних регіонів. Тому закономірний інтерес до досліджень, що сприяють удосконаленню методики пошуків і розвідки нафти і газу (Афанасьев, 1983; Бриндзинский и др., 1989; Габриэлянц и др., 1985; Довжок и др., 1987; Зыкин и др., 1990; Ковальчук, 1986; Кузнецова, 1988; Мозгова, 1987; Тихомиров и др., 1987; Фурсов, 1985; Халимов и др., 1987; та інші), окремих нафтогазоносних регіонів, геоструктур більш низьких порядків і конкретних родовищ (Аверьев и др., 1972; Андреев и др., 1990; Бакин и др., 1988; Барановская, 1970-1997; Билык, 1990; Брюханов и др., 1987; Высочанский, 1988, 1998; Головацкий, 1968-1990; Демьяненко, 1980-1997; Дозорцев, 1989; Евдощук, 1997; Истомин и др., 1986-1996; Клочко, 1997; Клубов, 1978; Кондрушкин, 1986; Обровец и др., 1992; Палий и др., 1992; Постников, 1987; Стасенков и др., 1988; Толешко, 1988; Шахновский и др., 1986; та інші). Всі вони мають наукову і практичну цінність. Але нові пошукові і розвідувальні об`єкти нерідко мають свої нафтогазогеологічні особливості, які не завжди дозволяють використовувати ті чи інші методичні прийоми пошуків і розвідки, що позитивно зарекомендували себе в інших регіонах.
В умовах ДДЗ на пошуки і розвідку нафти і газу в комплексах фанерозою впливають глибина залягання і різноманітність складнозбудованих резервуарів, утруднення їх картування і геометрізації покладів ВВ та інші фактори. До наведеного, останнім часом, в ДДЗ, як і в інших регіонах України, намітилась тенденція щорічного зменшення фінансування і обсягів пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ. В таких умовах нагальною проблемою є стабілізація і підвищення ефективності геологорозвідувальних робіт при існуючих економічних і технологічних можливостях. Вирішення цієї проблеми сьогодення неможливе без глибокого аналізу результатів пошуково-розвідувальних робіт з виясненням причин непродуктивності свердловин, визначення стану основних критеріїв та розробки пропозицій і обґрунтування раціональної схеми пошуків і розвідки покладів вуглеводнів на різних типах перспективних і продуктивних структур фанерозою.
Вплив різних факторів на причини непродуктивності свердловин при пошуках і розвідці покладів нафти і газу. Аналіз пошуково-розвідувальних робіт в ДДЗ за період з 1971 по 1990 рр. показав, що за цей час в регіоні 21% свердловин, завершених будівництвом на родовищах при пошуках і розвідці покладів нафти і газу в комплексах фанерозою, виявились непродуктивними. Причини непродуктивності свердловин різні [11, 30]. За частотою зустрічі найбільш поширеними є три основні причини.
Першою із них є відсутність порід-колекторів з необхідними фільтраційними та ємнісними властивостями, які прогнозувались в перспективній частині розрізу. В результаті цього ліквідовано 41% непродуктивних свердловин. Факторами, обумовившими цю причину, є літологічне заміщення проникних порід глинистими різновидами, виклинювання або ущільнення порід-колекторів (Зимницьке, Мехедівське, Світличне, Чутівське та інші родовища). Другою причиною є трансформація і непідтвердження бурінням структурних побудов, на яких площі вводились в буріння і закладались пошукові та розвідувальні свердловини. В результаті останні опинилися в неоптимальних умовах відносно пасток ВВ, розкривши відклади в зонах водонасиченості або ущільненості продуктивних горизонтів. З цієї причини ліквідовано 35% свердловин (Куличихінське, Скоробагатьківське, Ярмолинцівське родовища та інші). Третьою причиною є непідтвердження прогнозу перспективності пасток. За факторами, що обумовлюють цю причину, ліквідовано 24% непродуктивних свердловин (Абазівське, Карпилівське та інші родовища). Як видно із наведеного фактори, обумовлюючі непродуктивність свердловин, різні. Виявлена поліфакторність основних причин непродуктивності свердловин в значній мірі стосується пошуків родовищ і в меншій - їх розвідки. Підтвердженням цього є те, що 71% ліквідованих непродуктивних свердловин - пошукові, які не виявили покладів ВВ, і 29% - розвідувальні, які потрапили за межі нафтогазоносної площі розвідуваних покладів.
Для зменшення кількості непродуктивних свердловин особливу увагу слід приділити удосконаленню способів і використанню різних методів прогнозування колекторів і меж їх флюїдонасичення. Важливим для подальших робіт є підвищення достовірності структурних побудов перспективних пошукових об`єктів, впровадження методик, які дозволяють розширити існуючі спроможності сучасних сейсморозвідувальних досліджень (Дворянин, 1991) при картуванні неантиклінальних структур складної будови, плікативних і диз`юнктивних дислокацій в районах ускладнених соляною тектонікою та в умовах приштокових зон. Одночасно з реалізацією заходів по підвищенню роздільної здатності методів сейсморозвідки для картування пасток, необхідно частіше застосовувати комплексування геологічних і геофізичних досліджень, а також вести пошук інших нетрадиційних способів, що підвищують якість структурних побудов і на їх основі коригувати напрямки пошуків і розвідки покладів ВВ. Зменшення трансформації структурних побудов за рахунок підвищення їх якості, своєчасне і постійне коригування розвідки родовищ на основі уточнених поточних моделей будови родовища, які враховують дані нових свердловин і результати деталізаційних сейсмічних досліджень, будуть сприяти зменшенню числа непродуктивних свердловин і, відповідно, підвищенню ефективності пошуково-розвідувальних робіт в фанерозойських відкладах ДДЗ.
Особливості основних критеріїв пошуків і розвідки родовищ та ефективності геологорозвідувальних робіт. Аналіз пошуків і розвідки нових родовищ дозволив виявити стан критеріїв та вплив їх на пошук і розвідку покладів ВВ, визначитись з критерієм ефективності геологорозвідувальних робіт.
Подобные документы
Загальна характеристика геофізичних методів розвідки, дослідження будови земної кори з метою пошуків і розвідки корисних копалин. Технологія буріння ручними способами, призначення та основні елементи інструменту: долото для відбору гірських порід (керна).
контрольная работа [25,8 K], добавлен 08.04.2011Конструкція, обладнання та експлуатація резервуарів для нафтопродуктів. Основні методи зменшення або повної ліквідації втрат легких фракцій вуглеводнів при зберіганні нафти. Схема обв’язки резервуара при вловлюванні та використанні парів вуглеводнів.
контрольная работа [74,6 K], добавлен 28.07.2013Історія розвідки й розробки родовища. Геолого-промислова характеристика покладу. Стратиграфія, тектоніка, нафтогазоводоносність. Колекторські та фізико-хімічні властивості покладу. Запаси нафти та газу. Аналіз технології і техніки експлуатації свердловин.
курсовая работа [718,7 K], добавлен 22.08.2012Визначення запасів нафти в родовищі, пористість та проникність порід. Розрахунок відносної густини газу та нафти за нормальних і стандартних умов. Визначення умов та мінімального вибійного тиску фонтанування, тиску біля башмака фонтанного ліфта.
контрольная работа [107,6 K], добавлен 27.06.2014Нафта як складна суміш вуглеводнів, у яких розчинені газоподібні речовини. Знаходження в природі, фізичні властивості. Внесок братів Дубініних в розвиток технології перегонки нафти. Загальне поняття про нафтопродукти. Основні продукти нафтопереробки.
презентация [7,7 M], добавлен 13.12.2012Загальна характеристика етапів розвитку методів гідрогеологічних досліджень. Дослідні відкачки із свердловин, причини перезволоження земель. Методи пошуків та розвідки родовищ твердих корисних копалин. Аналіз пошукового етапу геологорозвідувальних робіт.
контрольная работа [40,2 K], добавлен 12.11.2010Літолого-фізична характеристика продуктивних горизонтів. Підрахункові об`єкти, їхні параметри та запаси вуглеводнів. Результати промислових досліджень свердловин. Аналіз розробки родовища. Рекомендації з попередження ускладнень в процесі експлуатації.
дипломная работа [4,2 M], добавлен 24.01.2013Особливість становлення та функціонування системи стандартизації нафтогазової галузі України. Причини та наслідки відсутності концепції галузевого нормативно-правового та нормативно-технічного регулювання. Структура технологій розвідки нафти і газу.
статья [22,1 K], добавлен 06.09.2017Промислові технологічні схеми підготовки нафти. Блочне автоматизоване обладнання технологічних схем підготовки нафти. Особливості підготовки нафти з аномальними властивостями та руйнування особливо стійких емульсій. Промислова підготовка нафтового газу.
контрольная работа [257,3 K], добавлен 28.07.2013Геолого-промислова характеристика Шебелинського родовища. Визначення режиму роботи нафтових покладів; технологічні схеми їх експлуатації. Розгляд методів інтенсифікації припливів пластового флюїду - кислотної обробки та гідророзриву гірської породи.
курсовая работа [4,3 M], добавлен 11.05.2011
