Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Состояние изученности проблемы движения глубоких вод при градиенте напора ниже начального 9
Глава 2. Гидрогеология Игольско-Талового и Карайского месторождений нефти . 16
2.1. Обзорная характеристика 16
2.2. Общие черты гидрогеологического строения 16
2.2.1. Геологическое строение 16
2.2.2. Гидрогеологические условия 23
2.2.3. Нефтегазоносностъ 37
2.3. Условия движения вод в пределах верхнеюрского горизонта Юі 41
2.3.1. Возможные причины неточности определения пластовых давлений и пути их устранения 41
2.3.2. Анализ и дополнительная обработка гидродинамических данных 43
2.3.3. Модель регионального движения вод 57
Глава 3. Скорость движения подземных вод пласта Юі при градиенте напора ниже начального 72
3.1. Физическая суть проблемы 73
3.2. Сущность движения подземных вод как физического тела 75
3.2.1. Упругость и пластическая деформация воды 75
3.2.2. Течение и вязкость воды 77
3.2.3. Упругое сжатие и температурное расширение воды 80
3.2.4. Теплопроводность и ползучесть воды 81
3.3. Вывод формулы скорости ползучей фильтрации 83
3.4. Скорость фильтрации вод в пределах Игольско-Талового месторождения 86
Глава 4. Направление ползучей фильтрации вод в нефтегазоносных отложениях Томской области 89
4.1. Понятие энергометрический напор и основной принцип его применения 89
4.2. Вывод формулы расчета энергометрического напора 90
4.3. Результаты расчетов энергометрических напоров и их анализ 95
Глава 5. Гидродинамическая модель Игольско-Талового и Карайского месторождений нефти 106
5.1. Гравитационные и капиллярные условия формирования месторождений 106
5.2. Гидродинамическая обстановка структуры сочленения 113
5.3. Границы водонефтяного контакта в пределах структуры сочленения 115
Заключение 121
Список литературы 124
- Состояние изученности проблемы движения глубоких вод при градиенте напора ниже начального
- Анализ и дополнительная обработка гидродинамических данных
- Скорость фильтрации вод в пределах Игольско-Талового месторождения
- Границы водонефтяного контакта в пределах структуры сочленения
Введение к работе
Актуальность. Ведущая роль подземных вод в формировании залежей нефти и газа в признается большинством исследователей. Однако в настоящее время данный фактор слабо используется при проведении поисковых и разведочных работах на нефть и газ. Одна из причин этого кроется в недостаточной степени изученности гравитационного и капиллярного движения вод на больших глубинах, что не позволяет выработать более точных методов поиска и разведки залежей нефти и газа и подсчета их запасов. Особенно важной в этой связи оказывается проблема изучения закономерностей направления движения глубоких вод в резконеоднородной фильтрационной среде, где резко возрастает роль капиллярных явлений в экранировании залежей (Ю. М. Большаков, И.А. Иванов и др.).
Помимо этого традиционного направления актуальность проводимых исследований связана с разведкой и эксплуатацией гндроминеральных и гидротермальных ресурсов, закачкой жидких промышленных отходов в глубокие горизонты и с проблемой сейсмогидро-геологических прогнозов.
Признаваемая и рассматриваемая в настоящее время многими исследователями гидродинамическая зональность артезианских бассейнов, позволяет связывать проблему изучения движения пластовых вод глубоких горизонтов с проявлением нижнего предела применимости закона Дарси (В.А. Кротова, Л.Н. Капченко, И.Г. Киссин, А.Е. Гуревігч, А.Г. Арье и др.). Однако установление зависимости скорости фильтрации от градиента напора ниже начального в настоящее время является теоретически слабо изученным. Основные исследования по этому вопросу, проведенные Ю.М. Молоковичем и А.Г. Арье, до конца не решают эту сложную проблему глубинной гидродинамики.
Цель работы. Исследование характера движения пластовых вод нефтегазоносных отложений при градиенте напора ниже начального применительно к нефтяным водам се-диментацнонного и смешанного генезиса.
Основные задачи: 1) разработать модель регионального движения подземных вод в пределах Игольско-Талового и Карайского месторождений нефти; 2)оценить скорости и характер движения воды в пределах верхнеюрского горизонта Юі Игольско-Талового месторождения; 3) выявить зависимости направления фильтрации вод нефтегазоносных отложений Томской области от характера их движения.
Методика исследования и исходные данные. Для изучения характера фильтраци пластовых вод при градиенте напора ниже начального применялся подход А.Г. Арье, о( нованный на выявлении физической сущности движения воды с использованием базовы положений механики жидкостей, теории упругости, термодинамики и молекулярной физі-ки. Для решения других задач в работе применяется сравнительный, комплексный, регис нально-гидрогеологический подходы и методы подземной гидродинамики.
В работе использованы данные по 42 скважинам Игольско-Талового и Карайског месторождений нефти. Проанализированы материалы гидродинамического исследовани скважин (80 объектов), данные по составу воды (19 проб), нефти (29 проб) и растворение го газа (6 проб). Автор осуществлял гидродинамический контроль за разработкой Игош ской залежи, в процессе, которого были получены важные результаты, обработаны и прс анализированы данные гидродинамических исследований 32 эксплуатационных скважт Кроме этого применялись данные замеров пластовых давлений и температур по 64 поис ково-разведочным скважинам Первомайского, Малореченского, Лугинецкого, Ломового: Советского месторождения углеводородов.
Научная новизна. В результате обработки данных по Игольско-Таловому и Kapaf скому месторождению нефти показано, что движение свободной воды верхнеюрского вс доносного горизонта Ю) не подчиняется закону Дарси. В отличие от Ю.М. Молокович называвшего, такое движение "ползучим" течением, в данной работе обосновано и npef ложено более точное назваїше - ползучая фильтрация. Фильтрация, происходящая по за кону Дарси, названа текучей. Используя законы теплопроводности, выведена формул расчета скорости ползучей фильтрации. Введено понятие энергометрического напора выведена формула его расчета, позволяющая более точно определять направление двгоке ния пластовых вод и в частности более точно определять границы месторождений нефти газа.
В работе защищаются:
-
элизионная модель движения седименташюнных вод в пределах Игольскс Талового и Карайского месторождений нефти, которая может служить основой для другнг регионов Западной Сибири;
-
наличие двух видов фильтрации воды: текучей, описываемой законом Дарси : ползучей, происходящей при градиенте напора ниже начального;
3) преобладание ползучей фильтрации в водоносных горизонтах нефтегазоносных отложений в юго-западной части Западной Сибири.
Практическая значимость и реализация работы. Разработанные положения о движении пластовых вод при градиенте напора ниже начального целесообразно использовать при поисково-разведочных работах на нефть и газ в Западной Сибири.
К настоящему времени материалы диссертации использовались: при пересчете запасов Озерного, Малореченского и Первомайского месторождений нефти (1989-1991), при контроле за разработкой Игольско-Талового месторождения нефти (1994), при разработке гидродинамігческих критериев поиска месторождений нефти и газа в Томской области (1996-1997), при оценке гидродинамических перспектив формирования залежей нефти на востоке Томской области (1998).
Главным практическим результатом данной работы является разработанная гидро-геодинамическая модель строения Игольско-Талового и Каранского месторождений нефти, которая подтверждается данными эксплуатационного бурения. На северо-востоке Иголь-ской залежи оконтурена гидродинамическая ловушка нефти с неразведанными запасами в 20 млн. т. и указано место заложения разведочной скважины.
Апробация работы. Результаты работы докладывались на научно-прзктических семинарах кафедры гидрогеологии и инженерной геологин ТПИ (1990-1999), на конференции молодых наз'чньгх сотрудников (Иркутск, 1990), на XIII и XV совещаниях по подземным водам Сибири и Дальнего Востока (Томск, 1991, Тюмень, 1997), на VI Всероссийском гидрогеохимическом совещании по проблеме "Многоцелевые гидрогеохимнческие исследования в связи с поисками полезных ископаемых и охраны подземных вод (Томск, 1993), на конференции по современным проблемам гидрогеологии и гидрогеохимин Сибири (Томск, 1996), на Международных научных совещаниях-семинарах по механике реагирующих сред и экологии (Томск, 1992, 1994, 1996, 2000), на первом Международном научном симпозиуме "Молодежь и проблемы геологии" (Томск, 1996), на Юбилейной научно-практической конференции "Проблемы и пути освоения минерально-сырьевой базы Сибири и Дальнего Востока" (Томск, 2000). По теме диссерташга опубликовано 13 работ, две приняты в печать и получен патент на изобретение. Четыре работы переведены и опубликованы на английском языке.
Объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения общим объемом 135 страниц, включая 30 рисунков, 13 таблиц и список литературы (более ста наименований).
Выполняя работу, автор пользовался советами и поддержкой: д-ров г.-м. н. А.А. Карцева, Н.П. Запивалова, Н.М. Рассказова, д-ров ф.-м. н. A.M. Гришина и Э.А. Бондарева; кандидатов г.-м. н. М.Б. Букаты, В.Г. Иванова, И.А. Иванова, Ю.В. Макушина, Л.С. Маныловой, А.Д. Назарова, В.Е. Пешкова, Д.С. Покровского, Н.Е. Сосуновой, канд. ф.-м. н: М.М. Немировича-Данченко и М.Л. Шинкеева, к.г.н. О.Г. Савичева, геологов В.И. Се-дунова, СИ. Седунова, И.И. Витвицкова, Л.Г. Пьявко, И.А. Кадодиной, сотрудников лабораторий гидрогеологии ТФ ИГНГ СО РАН и ТомскНИПИнефть, сотрудников кафедр гидрогеологии и инженерной геологии, прикладной математики и математической физики при ТПУ, физической механики при ТГУ и многих других. Всем этим лицам автор выражает свою искреннюю благодарность.
Особую признательность хочется выразить научному руководителю д.г.-м.н. профессору С.Л. Шварцеву за терпеливую поддержку и ценные советы, благодаря чему удалось перейти от сбора слабо осмысленных фактов до их глубокой интерпретации.
Состояние изученности проблемы движения глубоких вод при градиенте напора ниже начального
Установление в 1839-1840гг. Пуазейлем и Гагеном закономерности течения жидкости в тонких трубах дало толчок к развитию гидравлики и, по-видимому, натолкнуло А. Дарси в 1 856г. на мысль о возможности такой же фильтрации воды через пески. Эксперименты подтвердили прямолинейную связь между фильтрационным расходом и градиентом напора при фильтрации где О - расход жидкости в единицу времени; F - площадь поперечного сечения образца; кф - коэффициент пропорциональности, названый коэффициентом фильтрации; АН- разность напоров; / - длина пути фильтрации.
В 1857 г. Ж. Дюпюи экспериментально доказал, что закон Дарси справедлив только для относительно медленных ламинарных течений, при турбулентных потоках он не выдерживается. Позже в 1898г. Кинг установил, что нарушение закона Дарси происходит и при весьма малых скоростях фильтрации. Экспериментально это подтвердилось в исследованиях советских ученых Н.П. Пузыревского [1931], СВ. Избаша [1931], К.П. Лундина [1934] и др. При этом полученные ими эмпирические формулы даны без раскрытия физической сущности входящих в них коэффициентов (кроме коэффициента фильтрации). Не составляет в этом смысле исключения такой параметр как начальный градиент фильтрации. Выявленные отклонения от основного закона ламинарного течения жидкости в пористой среде возбудили интерес различных учен-ых к исследованию физической сущности и количественной оценки коэффициента пропорциональности между расходом потока и градиентом напора.
Развитие взглядов на данный вопрос достаточно подробно в последние годы осветил и проанализировал А.Г. Арье [1982, 1984], что позволило ему сформулировать следующий обобщенный вывод: наличие начального градиента течения в настоящее время является предметом дискуссий. Одни авторы, опираясь на эксперименты, проведенные с высокой точностью измерений, показывают, что начальный градиент течения отсут ствует, и опровергают физическую возможность его Рис.1.1.Графики зависимости скорости фильтрации существования, другие экспериментально и теорети от градиента напора.
Обобщая результаты проделанной работы,А.Г. Арье [1982, с.54] указывает "применение закона Дарси в качестве основного закона фильтрации для решения многих задач практической гидрогеологии вполне оправдано. Однако нелинейность зависимости скорости фильтрации от градиента напора проявляется в существенных масштабах, например, при оценках региональных потоков. В таких случаях , традиционный подход к рассмотрению движения подземных вод. базирующийся на использовании принципов и положений трубной гидравлики, не дает возможности объяснить отклонение от прямой зависимости между скоростью фильтрации и градиентом напора." Несомненно, что в глубоко залегающих горизонтах эти масштабы еще в большей степени начнут проявляться, вплоть до движения вод при градиенте напора ниже начального градиента. Аналогичные мнения, как отмечает А.А. Карцев [1972, с.46], " высказываются и другими исследователями. Особенно широко такие взгляды развиты в работах А.Е. Гуревича".
Изучение процесса фильтрации при градиенте ниже начального ведется довольно длительное время в США и в бывшем СССР. Впервые целенаправленно этим вопросом у нас в стране стал заниматься Ю.М. Молокович, по наставлению Н.Н. Непремерова. Используя идею Максвелла, он считает, что физически связанная вода проявляет свойства твердого тела. Исходя из этого, он применяет уравнения теории вязкоупругости. Теория вязкоупругости изучает ползучее движение твердых тел, соответственно движение такой жидкости в пористой среде он называет "ползучим" течением. Опираясь на закон Дарси, им получено основное уравнение такого движения для однофазной жидкости в однородных изотропных коллекторах с учетом релаксационных явлений где к - коэффициент проницаемости; jj - вязкость; tp - время релаксации; Р - давление.
Результаты исследований по математической теории релаксационной фильтрации публиковались в течение ряда лет [1969,1971,1980]. В 1987г. издана монография Ю.М. Молоковича и П.П. Осипова, обобщающая результаты всех работ. Однако,как отмечают во введении авторы, "несмотря на большую серию поставленных специальных опытов, эта книга скорее ставит вопрос на обсуждение, чем дает однозначный ответ на реальные механизмы релаксации в продуктивных коллекторах".
Попытку изучить сущность течения воды в пористой среде с позиции молекулярной теории жидкостей Я.И. Френкеля [1925] предпринимает А.Г. Арье [1982]. Рассматривая идею Максвелла о переходе свойств жидкости в твердое тело, как феноменологическую теорию, Я.И. Френкель [1 975, с.45] делает вывод, что процесс течения жидкости по физической сути аналогичен пластической деформации твердого тела и отличается лишь по масштабу скорости движения. Опираясь на данный вывод, А.Г. Арье считает, что фи-зически связанная вода не может течь, а, следовательно, и двигаться. Однако, признавая фильтрационный массоперенос при градиенте напора ниже начального, этот процесс он попытался представить в виде мономолекулярных цепочек воды, текущих вдоль осей капиллярных трубок идеального грунта, т.к. равнодействующая поверхностных сил на этих линиях равна нулю. Такой молекулярный массоперенос, близкий по своей сущности к явлению самодиффузии, в некоторых работах называют фашизацией.
Не претендуя на обязательность термина, А.Г. Арье называет коэффициент пропорциональности между единичным расходом и градиентом напора коэффициентом файлюа-ции (в отличие от коэффициента фильтрации). Причем в глубоких горизонтах, по его расчетам [1995], скорость такого вертикального файлюационного потока через глинистые породы в миллион раз больше, чем по латерали вдоль песчаных пластов.
Исходя из сказанного, можно заключить, что современные представления о фильтрационном массопереносе при градиенте напора ниже начального базируются на двух противоречащих друг другу подходах. Поэтому остается неясной суть идеи Мак-свелла применительно к подземным водам, физическая сущность этого массопереноса, его точное название и содержание коэффициента пропорциональности. Общим в этих теориях является лишь положение о прямолинейной зависимости скорости изучаемого фильтрационного энергомассопереноса от градиента напора.
Несмотря на то, что высказываются мнения о неприменимости закона Дарси для глубоких нефтегазоносных горизонтов, на практике до сих пор опираются на него. Однако как отмечает Е.В. Пиннекер [Основы гидрогеологии, Т.2, 1983], классическая ин-фильтрационная схема с последовательным расположением зон: питания, стока и разгрузки, описываемая законом Дарси, не выдерживается в глубокозалегающих горизонтах. Дело в том, что в глубоких горизонтах за счет отжатия вод из уплотняющихся пород и некоторых других процессов, образуются аномально высокие пластовые давления (АВПД), их образование, если исключить существующие предположения о закрытости таких систем, теоретически невозможно описать законом Дарси. Кроме этого в настоящее время появляется все больше фактов [Бондаренко, 1971; Боревским, 1969 и др.] невыполнения упругопластического закона фильтрации при неотектонических колебаниях земной коры.
Анализ и дополнительная обработка гидродинамических данных
С учетом выше названных рекомендаций в данном разделе проведен анализ и перерасчет при необходимости пластовых давлений, а также дополнительная обработка и интерпретация данных гидродинамических исследований скважин. План расположения скважин представлен на рис.2.3. Интерпретация данных исследований производилась по стандартным методикам [Бузинов, Умрихин, 1984]. Игольская структура Скв. N 2-И. Определение параметров пласта производилось после завершения строительства скважины и в последующем после трех пробных откачек нефти таблица 2.6.
На основе приведенных данных можно сделать вывод, что первоначально пластовое давление было занижено вследствие ухудшения параметров прискважинной зоны пласта. Затем после первой и второй откачки нефти из пласта произошла очистка прискважинной зоны пласта (Кд=0,95-0.99) и восстановление пластового давления до первона-чального 28.10-28.12 МПа. В дальнейшем, после третей откачки произошла дальнейшая очистка прискважинной зоны пласта (Кд=0,94). Однако пластовое давление снизилось до 28.01 МПа, что, по всей видимости, связано со снижением упругого запаса пласта вследствие значительного отбора нефти 14 000 м\
С учетом превышения абсолютной отметки установки манометра над серединой интервала пласта истинное пластовое давление, рассчитанное по формуле (2.1 составило Рт=28.1 + (-2619.4+2638.4) 0.856/100 =28.26 МПа.
Скв. N3-H. По данным режимных исследований скважины пластовое давление со ставило 28.16 МПа. Резкое падение давления до 27.6 МПа,определенное затем по КВД, по всей видимости, связано со значительным ухудшением прискважиннои зоны пласта (Кд=1.3).
Скв. N4-H. Пластовое давление, рассчитанное по данным исследования скважины в процессе бурения, составило 28.25 МПа. По КВД, записанной после исследования скважины на штуцере диаметром 4 мм, было рассчитано прискважинное пластовое давление 28.14 МПа (Кд=1.05). При дальнейшем исследовании скважины на штуцерах 4, 6, 8 мм и произошло уменьшение пластового давления до 28.1 МПа.
За первоначальное пластовое давление принята величина 28.25 МПа, которое с учетом превышения абсолютной отметки установки манометра над серединой интервала пласта истинное пластовое давление, рассчитанное по формуле (2.1),составило Рш=28.25+(-2638,5+2649,7) 0.85,100-28.34 МПа
Скв. N5-H. По данным работы скважины на штуцерах диаметром 4; 6; 8; 4к мм и записи КВД определено прискважинное пластовое давление, соответственно 28.26 и 28.27 МПа (Кд=1.04). После работы скважины на штуцере 10 мм произошло улучшение параметров пласта (Кд=1), вследствие этого пластовое давление по второй КВД возросло 28.42 МПа, которое и взято для последующих расчетов.
Скв. N6-H. Пластовое давление, определенное по данным исследования скважины в процессе бурения, составило 28.64 МПа. При этом аппроксимируемая первоначальная прямая / была проведена по всем точкам рис. 2.9. Если уменьшить интервал разброса точек, то на графике можно выделить два прямолинейных участка. Соотношение тангенсов углов наклона начального участка к конечному равно двум. Аналогичное соотношение наблюдалось и на рабочем графике КВУ рис.2.10. снятой при исследовании в эксплуатационной колонне, что подтверждает правильность сделанной повторной аппроксимации кривой на рис.2.9. В этом случае величина пластового давления,определенная по конечному прямолинейному участку, составила 29.2 МПа. С учетом глубины установ ки манометра
Скв. NIO-И. Пластовое давление, определенное по KBД, составило 28,15 МПа, возможно является заниженным вследствие ухудшенной прискважиннои зоны пласта (Кд=1,2).
Скв. N12-M. При исследовании скважины на установившихся режимах расчетное пластовое давление составило 28.2 МПа. По снятой после этого КВД - 28.21 МПа. Коэффициент прискважинного дефекта скважины при этом составил 1,2. При повторном простреле скважины за счет снятия ее гидравлического несовершенства величина Кд снизилась до 1.075. Однако, вследствие ухудшения гидродинамических параметров при-скважинной зоны пласта, проницаемости с 0,0045 до 0,0033 мкм , продуктивности с 1,07 до 1,04 м7сут МПа, пластовое давление уменьшилось сначала до 28.1 9 МПа (по КВД), затем после исследования скважины на режимах до 28.1 МПа. Поэтому за искомое пластовое давление взята величина, определенная непосредственно глубинным манометром при первом исследовании - 28.21 МПа.
Скв. N13-H Пластовое давление, определенное при исследовании скважины в эксплуатационной колонне,составило 28,35 МПа, не исключено, что вследствие ухудшения пласта (Кд=1,08) пластовое давление понизилось относительно первоначального.
Скв. N14-H. По данным прослеживания КВУ, построенной в координатах IgH f(t) (рис.2.11), отмечается второй прямолинейный участок с углом наклона, превышающим первый в 3.7 раза. Так как тангенс угла наклона второго участка больше в два раза, но меньше, чем в четыре раза, то можно сделать вывод: в районе дренирования пласта на одинаковом расстоянии от скважины расположены два экрана. Первый экран - непроницаемый, а второй - с ухудшенными фильтрационными параметрами. Расстояние определяется по формуле (2.2)
Скорость фильтрации вод в пределах Игольско-Талового месторождения
Рассчитаем скорость фильтрации по выведенной выше формуле в районе скв. N15-H. По падению напора (разд.2.3.2) между скважинами 16-И и 15-И от Я2=185.7 м до ///=141.1 м (рис.2.22). За счет изменения мощности пласта от w/=2.8 м до т2=8 м линия приведенного напора будет на данном участке иметь вогнутую кривую. Используя функцию Гиринского рассчитаем напор на расстоянии /=Т км от скважины 15-И. Расстояние между скважинами /=9.75 км
По скважине 15-И пластовая температура составила 92С (365 К), пластовое давление 28.26 МПа. Теплопроводность сухой породы плотностью 2,4 г/см, определенная по графику [Алиев, 1980],составила 0.278 Дж/с м К. С учетом коэффициента влажности 2,6 при пористости пласта - 0.21, теплопроводность достигает 0,7228 Дж/с м К. После подставки этих значений в формулу (3.22) получим:
Для сравнения рассчитаем скорость фильтрации по закону Дарси. Проницаемость пласта в районе ближайшей скважины 13-И составила 0.026 Д. При проницаемости в 1 Д, коэффициент фильтрации для воды в стандартных условиях равен 10"5 м/с [Гаттен-бергер, 1970]. Тогда скорость фильтрации, с учетом объемного коэффициента сжимаемости воды Ь= 1.024 и изменившейся вязкости от 1 10 Па с до 0.55 10 Па с в пластовых условиях, составит
Сравнивая полученные результаты, можно сказать, что в зависимости от вида фильтрации ее скорость может различаться в 150 раз. Считая, что скорость оттока вод из глинистых отложений равна скорости фильтрации вод в районе скв. 15-И, рассчитаем возможный фронт вытеснения менее минерализованными водами от скв. 6-И, более минерализованных вод на север. За время существования современного континентального режима осадконакопления, который начался с позднеплиоценового времени 4 млн. лет назад, фронт вытеснения по закону Дарси должен составить 100 км. При ползучей фильтрации фронт продвижения менее минерализованных вод, соответственно будет равен 640 м. Расстояние между скважинами 15-И и 6-И не превышает 15 км.
Таким образом, высокие скорости движения воды на рассматриваемой территории не увязываются с закономерность изменения минерализации вод. Близкие результаты по другим районам Западной Сибири были получены в расчетах Ф.Н. Зосимова, А.Д. Назарова и других исследователей. С другой стороны, незначительный фронт продвижения слабо минерализованных вод при ползучей фильтрации хорошо согласуется с элизион-ной моделью формирования состава вод и данными расчета скорости латерального движения отжимаемых вод А.Е. Гуревича 0,32 мм/год.
Границы водонефтяного контакта в пределах структуры сочленения
По градиенту напора 0,0017 м/м,рассчитанного в районе скв 15-И (раздел 3.4), вычислим величину тангенса угла наклона скоплений нефти в пределах структуры сочле-нения по формуле Савченко-Хабберта (5.2). Для нефти плотностью 0.849 г/см эта величина составит tga,= Рв АН= J 0,0017 = 0.0113 м/м (5.2)
Полученная величина превышает тангенс угла наклона не только северных крыльев структуры "сочленения" 0.01 м/м, но и по новой рисовке в оставшихся приподнятых частях данной территории. На основе чего можно сделать вывод, что существующие гидродинамические условия сохранности нефти в структуре сочленения по любым рисовкам отсутствуют, за исключением района скв.7-Т.
С другой стороны, как видно из разреза (рис.5.5), благоприятные условия имеются в Игольском структурном носе, что подтверждается 27 метровым перепадам ВНК по эксплуатационным скважинам 409 и 702. Однако, южная отметка ВНК -2660 м, построенная по рассчитанной величине, не совпадает с отметкой ВНК -2665«}определенной в этом месте по эксплутационной скважине 409, что свидетельствует о недостаточной точности применяемой формулы (5.2).
Используя функцию Гиринского (3.25),также рассчитаем энергометрический напор для воды в километре от скв. 15-И а затем на основе формулы Савченко-Хабберта, определим, используя принцип математической аналогии, соответственно тангенс угла наклона залежи в структурном носе
Удельная теплоемкость для воды взята по скважине 15-И из таблицы 4.3, для нефти рассчитана по формуле К.С. Крегое [Изобарная теплоемкость углеводородов нефти, 1988] где Тт взята по скважине 15-И, плотность нефти по скважине 13-И
Южная граница ВНК а.о. -2665 м, проведенная на разрезе северо-восточной части Игольской залежи по этим расчетам (рис.5.5), полностью совпадает с данными по эксплуатационной скважине 409.
Изученная в разрезе северо-восточная часть Игольской залежи дает представление о подземных условиях разведываемого района лишь в двух измерениях. Третье измерение для подземных условий дает карта энергетической ловушки углеводородов (рис.5.6),. построенная методом U,V,Z [Дальберг, 1985] на основе рассчитанного тангенса угла наклона по энергометрическим напорам.
Наиболее благоприятные места для аккумуляции углеводородов соответствуют изоэнергетическим значениям для нефти -2630 м. В этом случае перепад границ ВНК достигает 76 м. От -2665 м на юге до -2741 м на севере. Внутри данной гидродинамической структуры выделяется два гидродинамических купола, оконтуриваемые изоэнерге-тической отметкой для нефти -2620 м .
В настоящее время весь основной гидродинамический купол разбурен эксплуатационными скважинами. Второй находится в непосредственной близости от разбуренной части.
Находящие на западе от данного структурного носа Федюшкинское месторождение нефти по существу является также северо-западным структурным носом, что также позволяет рассматривать его, как возможную часть Игольской залежи.
Учитывая возможности аккумуляции нефти в северо-восточном структурном носе и террасе, и интерпретируя их в комплексе с данными эксплуатационного бурения и сейсмическими данными по структуре Федюшкинского месторождения, можно дать высокую оценку перспективности наличия нефти на северо-востоке Игольской залежи. Дополнительный прирост запасов нефти,рассчитанных объемным методом, здесь может составить Q = F h m b рн/Вн = 24 106 7,8 0,21 0,65 0,849/1,077 20 мли.т, (5.5) где F - площадь ловушки, м2; h - эффективная мощность пласта взята по скв.13-И, м; т коэффициент открытой пористости пласта взят по скв.13-И, %; Ъ - коэффициент нефте насыщения, %; /Зн - объемный коэффициент взят по результатам лабораторного анализа пробы нефти по скв.24-И.
Все это требует дополнительных затрат на проведение разведочных работ. Для переоценки запасов нефти в северо-восточном структурном носе наиболее перспективным участком для заложения разведочной скважины 26-И является второй небольшой гидродинамический купол, отмеченный на западе структуры, и находящиеся вблизи от разбуренной части залежи. Непосредственная близость бетонной дороги позволит значительно снизить обустроенные работы.
Рекомендуется данную скважину бурить со станка для кустового бурения, что сделает возможным в случае подтверждения прогноза перейти к бурению куста скважин на площади, оцененной по категории Сь Остальная часть гидродинамической структуры в этом случае может быть оценена по категории С2 с последующей ее доразведкои.