Прогноз параметрів вуглеводневих систем внутрішньої зони Передкарпатського прогину
DOI:
https://doi.org/10.31471/1993-9868-2025-2(44)-24-36Ключові слова:
вуглеводневі системи; термобаричні умови; склад нафти; коефіцієнт аномальності; газовміст.Анотація
Виконано регіональний прогноз пластових вуглеводневих систем для нафтових родовищ Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, територія якої була умовно розділена на 6 ділянок, що охоплюють окремі родовища та їх структурні блоки. Встановлено закономірності поширення різних типів вуглеводневих систем, що дає змогу прогнозувати їх на значних глибинах в областях високих температур і тисків на початкових стадіях пошукових робіт. Особливість встановлення цих прогнозних показників полягає в тому, що термобаричні параметри залягання та фізичні параметри пластових нафт розглядаються як усереднені об'єднані величини в межах єдиної, цілісної Внутрішньої тектонічної зони. Специфіка зміни кожного з них також була єдиною і вимушено розповсюджувалася на всю територію зони. Глибини заміщення флюїдів параметрів. Для сучасного етапу фундаментального вивчення нафтогазоносності Карпатського регіону цього недостатньо. Високі пластові температури тільки підсилюють інтенсивність процесу розділення флюїдів. У кінцевому підсумку, коефіцієнт вилучення нафт звичайного типу з покладів залишається низьким, а у випадках розробки нафт перехідного стану — дуже низьким. Крім того, виникає важлива і на даний час маловивчена проблема міцності структури колектора. Під час розробки нафтових покладів на будь-якому режимі (пружному чи розчиненого газу) пластовий тиск неминуче знижується. У роботі побудовано графіки залежності прогнозних параметрів, що входять у формулу підрахунку запасів вуглеводнів об’ємним методом, відносно глибин залягання покладів. Виведено рівняння регресії для прогнозування цих параметрів, які були використані в поєднанні з лабораторними дослідженнями термобаричних умов (тиску і температури) залежно від глибини. Відомості про ці умови необхідні для обчислення окремих параметрів вуглеводневих систем.
Завантаження
Посилання
1. Krupskyi, Yu. Z. (2020). Heolohiia i naftohazonosnist Zakhidnoho rehionu Ukrainy [Geology and oil and gas potential of the Western region of Ukraine]. SPOLOM. [in Ukrainian]
2. Khomyn, V. R. (2015). Regularities of physical and chemical properties change of oils in the central and north-western parts of the Carpathian foredeep. Precarpathian bulletin of the Shevchenko scientific society, 1(29), 204–212. https://pvntsh.nung.edu.ua/index.php/number/article/view/157/153 [in Ukrainian]
3. Chornyi, E. O. (2023). Naukovo-praktychni zasady prohnozuvannia parametriv plastovykh vuhlevodnevykh system Peredkarpatskoho prohynu [Scientific and practical principles of forecasting the parameters of reservoir hydrocarbon systems of the Carpathian Foredeep]. Ivano-Frankivsk. [in Ukrainian]
4. Petrash, Yu. I., & Chornyi, E. O. (2019). Grafo-analitychnyi sposib vyznachennia vmistu i koefitsiienta vyluchennia kondensatu za promyslovymy danymy. In Nadrokorystuvannia v Ukraini. Perspektyvy investuvannia (Vol. 1, pp. 168–173). Truskavets. http://conf2019.dkz.gov.ua/files/2019_materials_vol_1_net.pdf [in Ukrainian]
5. Kurovets, S. S., & Chornyi, E. O. (2020). Vyznachennia ta prohnozuvannia fizychnykh parametriv plastovykh naft hrafoanalitychnym sposobom na prykladi Vnutrishnoi zony Peredkarpatskoho prohynu [Determination and prediction of physical parameters of reservoir oils by the graphoanalytical method on the example of the Inner Zone of the Carpathian Foredeep]. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 2(75), 69−77. https://doi.org/10.31471/1993-9973-2020-2(75)-69-77 [in Ukrainian]
6. Kolodiy, I. V., & Petrash, Yu. I. (2019). Termobarychni umovy formuvannia vuhlevodnevykh system Vnutrishnoi zony Peredkarpatskoho prohynu [Thermobaric conditions for the formation of hydrocarbon systems in the Inner Zone of the Carpathian Foredeep]. In Nadrokorystuvannia v Ukraini. Perspektyvy investuvannia (Vol. 1, pp. 295–301). Truskavets. http://conf2019.dkz.gov.ua/files/2019_materials_vol_1_net.pdf [in Ukrainian]
7. Zhang, H., Huang, H., & Yin, M. (2022). Investigation on oil physical states of hybrid shale oil system: A case study on Cretaceous Second White Speckled Shale Formation from Highwood River Outcrop, Southern Alberta. Minerals, 12(7), 802. https://doi.org/10.3390/min12070802
8. Price, L. C., Clayton, J. L., & Rumen, L. L. (1981). Organic geochemistry of the 9,6 km Berta Rogers No 1. Organic geochemistry. Well Oklakhoma. Organic Geochemistry, 13, 59. https://2024.sci-hub.box/1611/dc04a31b34627f9f5459d5766116c45e/price1981.pdf
9. Maievskyi, B. Y., et al. (2007). Prohnozuvannia perspektyv naftohazonosnosti hlybokozanure-nykh horyzontiv Peredkarpatskoho prohynu z vykorystanniam heoloho-statystychnoho modeliuvannia [Forecasting the prospects for oil and gas potential of deep-seated horizons of the Carpathian Foredeep using geological and statistical modeling]. Heoinformatyka, 1, 54–61. [in Ukrainian]
10. Stupka, O. S. (2006). Problema pokhodzhennia nafty: yii bachennia v Karpatskomu rehioni [The problem of oil origin: its view in the Carpathian region]. In Problemy heolohii ta naftohazonosnosti Karpat (pp. 218−221). Lviv. [in Ukrainian]
##submission.downloads##
Опубліковано
Як цитувати
Номер
Розділ
Ліцензія
Авторське право (c) 2025 Нафтогазова енергетика
TЦя робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution-ShareAlike 4.0 International License.
.png)
1.png){kind=logo}
