Нами було здійснено розрахунок пористості гранулярного колектора для глибоких свердловин Бориславсько-Покутської зони Передкарпатського прогину з застосуванням даної методики. Суть розрахунків полягала в тому, що за результатами замірів пластових тисків у 10 глибоких свердловинах Бориславсько-Покутської зони, ми розраховували коефіцієнти аномальності пластових тисків за формулою:

,

де Рпл – заміряний пластовий тиск в свердловині на глибині H, Па;

в – густина води, кг/м3 (для розрахунків прийнято 1050 кг/м3 );

g – прискорення вільного падіння, м/с2.

Результати розрахунків пористості (таблиця 1) наведені для теригенних колекторів Бориславсько-Покутської зони Передкарпатського прогину. Наступним кроком було нанесення даних розрахунків на графіки з подальшим визначенням коефіцієнтів пористості (рис. 1).

З вище наведеного можна зробити висновок, що у випадку коли відхилення є менше нуля у пласті має місце, поруч з поровим типом колектора, ще й тріщинний, за рахунок якого і збільшується пористість. У випадку зі свердловиною Шевченково-1, слід відмітити, що значне відхилення розрахункового значення пористості від фактичного пов’язано з тим, що вибій свердловини розкрив верхньокрейдові відклади стрийської світи. Дані відклади різко відрізняються, за літологічним складом, від порід палеогену. Позитивні значення відхилення розрахункових значень пористості, можуть бути пояснені локальними особливостями порід-колекторів палеогену. Так, для прикладу, свердловина Новосхідниця-4 розкрила пласт-колектор недалеко від літологічного заміщення пісковика глиною, що відобразилося на значенні коефіцієнта пористості.

Важливу роль у процесі збереження, покращення чи погіршення пористості відіграють процеси постседиментаційних змін та утворення вторинної пористості. Для утворення вуглеводневих скупчень у щільних глибокозанурених частинах розрізу важливе значення мають формування глибинних зон розущільнення за рахунок фізико-хімічного вилуговування порід агресивними компонентами міграційних флюїдів та їх механічного розущільнення шляхом гідророзриву. Ці процеси пов’язуються [4] з дією високонапірних флюїдів, що потрапляють у породи. Для підтвердження

Таблиця 1. Пористість за даними лабораторних досліджень та розрахунків з використанням термобаричних умов у свердловинах

№ | Назва свердловини | Глибина, м | Тиск, МПа | Коефіцієнт

аномальності Ка | Коефіцієнт гранулярної пористості розрахунковий, Кп, | Коефіцієнт пористості за даними лабораторних досліджень, Кп, | відхилення

1 | Новосхідниця-11 | 5000 | 65,0 | 1,26 | 6,4 | 9,210,1 | -2,8-3,7

2 | Смолянська-2 | 5070 | 72,5 | 1,39 | 10,2 | 9,3 | 0,9

3 | Новосхідниця-5 | 5200 | 76,7 | 1,43 | 9,6 | 12,7 | -3,1

4 | Новосхідниця-2 | 5400 | 68,0 | 1,22 | 3,3 | 7,6 | -4,3

5 | Північна Завода-1 | 5580 | 88,6 | 1,54 | 11,9 | 713 | 4,9-1,1

6 | Підберезька-1 | 5675 | 89,5 | 1,53 | 11,0 | 8,6 | 2,4

7 | Соколовецька-1 | 5810 | 92,3 | 1,54 | 10,4 | 712 | 3,4-1,6

8 | Новосхідниця-4 | 6050 | 97,0 | 1,55 | 10,0 | 7,8 | 2,2

9 | Луги-1 | 6230 | 98,5 | 1,53 | 8,7 | 6,897,1 | 1,811,6

10 | Шевченково-1 | 7225 | 129,0 | 1,73 | 10,5 | 3,7 | 6,8

вищесказаного в Івано-Франківському національному технічному університеті нафти і газу були проведені експериментальні дослідження [5]. Проводили гідрообтискування протягом 4-21 діб, під дією тиску в аргілітах утворювалися тріщини. Відкрита пористість збільшилась від 0,4 до 1,6 ,а густина зменшилась від 2590 до 2550 кг/м3. В аналогічному експерименті проведеному впродовж 21 доби, відкрита пористість

збільшилась від 2,2 до 8,5 , а густина породи зменшилась від 2610 до 2440 кг/м3.

За даними дослідження 11600 лабораторних аналізів Г.Н. Доленко та ін. [6] вказують, що в фліші Передкарпатського прогину розвинуті такі типи порід-колекторів: гранулярний, що переважає до глибини 5,5 км; тріщинно-поровий в інтервалі 5,5-8,3 км; тріщинний (спрогнозовано) – 8,3-9,5, можливо до 11 км.

Проведені розрахунки гранулярної пористості показали, що в інтервалі глибин до 10 км можна прогнозувати існування гранулярних порід-колекторів. Тому нами пропонується, в інтервалі глибин більше 8 км виділяти порово-тріщинний тип порід-колекторів.

Аналізуючи наведений матеріал можна говорити про сприятливі колекторські властивості на глибинах понад 5 км для теригенних колекторів. Слід зауважити, що процеси розущільнення та інші процеси утворення вторинної пористості і тріщинуватості будуть створювати умови для її підвищення, тобто до покращення ємнісно-фільтраційних властивостей порід-колекторів.

ФАЗОВИЙ СТАН ВУГЛЕВОДНІВ НА ЗАДАНИХ ГЛИБИНАХ

Найважливішими факторами, від яких залежить нафтогазоносність глибокозанурених відкладів та фазовий стан вуглеводнів є наявність пасток, порід-колекторів, порід-покришок, термобаричні умови тощо.

Проблема прогнозування фазового стану вуглеводнів на сьогоднішній день набирає особливої ваги зі збільшенням пошукових глибин. На великих глибинах поклади знаходяться в області високих температур і тисків. Панує думка, що на великих глибинах при температурах понад 160-200 0С зменшується ймовірність відкриття великих скупчень газу, а особливо нафти. Це пов’язують з температурною деструкцією нафти та її метанізацією. Але світова практика показує, що поклади рідких вуглеводнів можуть знаходитись в досить жорстких термобаричних умовах. На родовищах Марун і Північний Марун, розміщених в Передзагроському прогині, пластові температури відповідно становлять 185 і 230 0С . Поклади рідких вуглеводнів при температурах понад 200-220 0С відкриті в Мексиканській затоці. В США в басейнах Галф-Кост та Анадарко давно ведуть видобуток вуглеводнів з горизонтів де пластова температура перевищує 220-230 0С, а тиски набувають досить високих значень. У Північному морі родовища Шируотер і Ерскін виявлені на глибині 4480 м, де пластовий тиск і температура становлять 98,3 МПа і 340 0С відповідно. Аналізуючи отримані дані можна стверджувати про те, що в зоні високих температур, термічному руйнуванню вуглеводнів