Основы нефтегазопромысловой геологии

Размещено на http://www.allbest.ru/

Частное образовательное учреждение

«УЧЕБНО-ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ЦЕНТР»

«КВАНТ»

РАССМОТРЕНО УТВЕРЖДАЮ

На Учебно-методическом совете Директор

ЧОУ «УПЦ «КВАНТ» ЧОУ «УПЦ «КВАНТ»

Учебное пособие

По профессии: «Моторист цементировочного агрегата»

Основы нефтегазопромысловой геологии

Протокол В.А. Культиков

г. Нижневартовск

РАЗДЕЛ 1. ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ

ГЛАВА 1. ГЕОЛОГИЯ ЗЕМНОЙ КОРЫ

Геология наука о составе, строении и истории Земли.

Предполагают, что Земля состоит из нескольких оболочек: литосферы -- наружной твердой толщиной до 50--70 км; мантии-- промежуточной на глубине до 2850--2900 км; ядра (на глубине 2900--8380 км). Химический состав, физическое состояние и свойства оболочек различны.

Литосфера, называемая земной корой, по сравнению с другими оболочками изучена в большей степени. Состав и строение мантии и ядра окончательно еще не установлены.

Над литосферой располагаются водная оболочка, или гидросфера, покрывающая 71% земной поверхности, и газообразная оболочка, или атмосфера. Нижняя граница атмосферы -- поверхность суши и моря. По данным некоторых исследователей мощность слоев атмосферы достигает 2000 км.

1.1 Состав земной коры

Земная кора сложена горными породами, важнейшими составными частями которых являются минералы.

Минералы -- природные вещества, приблизительно однородные по химическому составу и физическим свойствам, возникшие в результате физико-химических процессов, происходящих в земной коре.

Горные породы -- минеральные агрегаты более или менее постоянного минералогического и химического состава, образующие самостоятельные геологические тела, слагающие земную кору. По происхождению они делятся на три группы: магматические, или изверженные, осадочные и метаморфические, или видоизмененные.

Изверженные породы, имеющие в основном кристаллическое строение, образовались в результате застывания на поверхности земли или в недрах земной коры силикатного расплава, называемого магмой. Это плотные, большей частью очень крепкие, однородные массивы. Типичные представители изверженных пород, базальты, граниты. Животных и растительных остатков в этих породах не содержится.

Осадочные горные породы образовались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне йодных бассейнов и на поверхности материков. Мельчайшие кусочки раздробленных водой или ветром изверженных пород, а также остатки животных и растительных организмов, осаждаясь, постепенно образовывали слои и пласты. Эти породы по способу образования разделяют на обломочные (механические осадки), породы химического и смешанного происхождения.

Обломочные породы образовались в результате разрушения, переноса и отложения мелких кусочков разрушенных пород. Типичные представители обломочных пород -- валуны, галечники, гравий, пески, песчаники, глины, аргиллиты и глинистые сланцы.

Породы химического происхождения образовались вследствие выпадения солей из водных растворов или в результате химических реакции, происходящих и земной коре. Они разбиты на следующие группы: карбонатные, кремнистые, железистые, галоидные соли, сернокислые соли.

К карбонатным породам относятся известняки химического происхождения, оолитовые известняки, известковые туфы, доломиты. Представители кремнистых пород -- кремнистые туфы, образующиеся путем выпадения аморфного кремнезема из воды горячих источников. Группу железистых пород образуют различные руды железа (бурые железняки, железистые оолиты). К галоидным солям относится каменная соль. Ангидрит и гипс составляют группы сернистых солей.

Породы органического происхождения являются в большей или меньшей степени остатками животных и растительных организмов. Наиболее распространены органогенные породы: известняки, мел, трепел и каустобиолиты.

Породы смешанного происхождения сложены из материала обломочного, органического и химического происхождения. К этим породам относятся мергели, глинистые известняки, песчаные известняки, опоки.

Метаморфические горные породы образовались из осадочных и изверженных пород при погружении последних на некоторую глубину в толщу земной коры. Так, под влиянием высокой температуры и давления изверженные непластичные породы превращаются в сланцеватые, а осадочные породы приобретают кристаллическую структуру. В результате горные, породы, претерпевая значительные изменения, приобретают новые свойства.

Особенность пород этой группы -- их сланцеватость, которая объясняется действием в недрах земной коры значительных давлений и кристаллической структурой пород. Из большого числа метаморфических горных пород наиболее часто встречаются кварциты, мраморы, яшмы, различные сланцы, гнейсы.

1.2 Возраст горных пород

Определение возраста горных пород основано на изучении последовательности образования напластований в земной коре.
На основании данных об органических остатках, составе, строении и расположении пластов относительно друг друга в вертикальном и горизонтальном, направлениях составлена единая, так называемая стратиграфическая шкала, отражающая главнейшие историко-геологические закономерности в развитии земной коры. Кроме того, разработана геохронологическая таблица, отражающая расположение в определенной последовательности условных отрезков времени, на которые делится история Земли (табл. 1).

Геохронологическая таблица характеризуется ископаемыми остатками животных и растительных организмов. Однако о горных породах Архейской и Протерозойской эр такие остатки редко обнаруживаются, что не позволяет четко подразделить эти эры на периоды.

Таблица 1 Геохронологическая таблица

Эра	Период	Эпоха	Возраст млн. лет назад
Кайнозойская	Четвертичный (антропогеновый)	Голоценовая Плейстоценовая	2
	Неогеновый	Плиоценовая Миоценовая	26
	Палеогеновый	Олигоценовая Эоценовая Палеоценовая	67
Мезозойская	Меловой	Позднемеловая Раннемеловая	137
	Юрский	Позднеюрская Среднеюрская Раннеюрская	195
	Триасовый	Позднетриасовая Среднетриасовая Раннетриасовая	240
Палеозойская	Позднепалеозойская	Пермский	Позднепермская Раннепермская	285
		Каменноугольный (карбон)	Позднекаменноугольная Среднекаменноугольная Раннекаменноугольная	360
		Девонский	Позднедевонская Среднедевонская Раннедевонская	410
	Раннепалеозойская	Силурийский	Позднесилурийская Раннесилурийская	440
		Ордовикский	Позднеордовикская Среднеордовикская Раннеордовикская	500
		Кембрийский	Позднекембрийская Среднекембрийская Раннекембрийская	570
Протерозойская	Позднепротерозойский	Вендская Позднерифейская Среднерифейская Раннерифейская	1600
	Среднепротерозойский	-	1900
	Раннепротерозойский	-	2600
Архейская			>2600

1.3 Формы залегания осадочных горных пород

Характерный признак осадочных горных пород -- их слоистость, т. е. свойство располагаться параллельными или почти параллельными слоями, отличающимися друг от друга составом, структурой, твердостью и окраской слагающих их пород. В толще осадочных горных пород каждый слой (или пласт) отделен от другого поверхностью напластования. Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой; поверхность, ограничивающая его сверху,-- кровлей.

Горизонтально лежащий пласт, сложенный однородными породами и ограниченный более или менее параллельными напластованиями пород в кровле и подошве, характеризует первичную форму залегания осадочных горных пород. Однако в результате движения земной коры первичная горизонтальная форма залегания осадочных горных пород может быть нарушена, вследствие чего пласт принимает любое наклонное положение.

Наклоннозалегающий пласт характеризуется истинной, горизонтальной и вертикальной мощностями.

Истинная мощность характеризуется перпендикуляром, восставленным из любой точки кровли пласта до его подошвы (АС на рис. 1). Горизонтальная мощность определяется расстоянием по горизонтали от любой точки кровли до подошвы пласта (АБ на рис. 1). Вертикальная мощность -- расстояние по вертикали от любой точки кровли до подошвы пласта (АД на рис. 1).

Движения земной коры, происходящие под влиянием процессов внутри Земли, могут быть колебательными, складчатыми и разрывными. Первые два из названных видов движения земной коры вызывают пластическое нарушение пластов горных пород, а третий -- разломы пластов горных пород.

Колебательные движения -- это такие движения, которые вызывают вертикальные, перемещения (поднятия и опускания) отдельных участков земной коры друг относительно друга. Движения такого вида происходят с момента образования Земли, наблюдаются они и в настоящее время. В результате колебательных движений нарушается горизонтальное положение пластов осадочных горных пород и образуются очень пологие прогибы (синеклизы) и вздутия (антеклизы). Как правило, антеклизы и синеклизы нарушаются вздутиями и прогибами меньших масштабов. Образованные при этих нарушениях новые структуры называют локальными.

Складчатые движения, вызывающие, как и колебательные движения, пластическое нарушение пластов, горных пород, приводят к образованию складок. При рассмотрении складки земной коры в разрезе видно, что пласты в ней изогнуты волнообразно (см. рис. 1). Складка, в ядре которой расположены более молодые пласты, чем по краям, называется синклиналью. Она обычно бывает обращена изгибом вниз, и пласты на крыльях ее, падают навстречу друг, другу. Складка, в ядре которой находятся более древние пласты, чем по краям, называется антиклиналью. Она обращена изгибом вверх; пласты направлены от нее в обе стороны.

Складка имеет следующие основные элементы (рис. 2):

крылья А -- боковые части складки (и синклиналях они называются бортами);

замок В -- линия перегиба, соединяющая между собой крылья (борта); замковую часть антиклинали называют седлом, синклинали -- мульдой;

осевая плоскость CDEF -- воображаемая плоскость, разделяющая складку пополам;

ось CF -- след на плане осевой плоскости;

угол с к л а д к и MDN.

Антиклиналь

Рис. 1. Наклоннозалегающий пласт

Таким образом, в полной складке нисходящие крылья антиклинали представляют собой восходящие крылья синклинали.

В зависимости от положения осевой плоскости в пространстве и характера падения крыльев складка может иметь различные формы. Если оба крыла имеют одинаковый угол падения, складка называется прямой (рис. 3,а). Однако строение антиклинали и синклинали не всегда бывает симметричным, т.е. не всегда крылья пласта имеют одинаковые углы падения.

Если угол падения одного крыла больше угла падения другого, то такая складка называется косой (рис. 3, б). У опрокинутой складки седло перекинуто за одно из ее крыльев (рис. 3, в). Складка, у которой крылья расположены горизонтально, называется лежачей (рис. 3, г).

В природе часто встречаются однокрылые складки, называемые моноклиналью, или флексурой, которые возникли в результате подъема или опускания пласта с одной стороны (рис. 4).

Разнообразие форм складок объясняется различным приложением сил к пластам горных пород, подверженных складчатому движению. Для определения положения складки по отношению к странам света необходимо знать положение линий простирания и падения.

Л и н и ей п р о с т и р а н и я называется линия пересечения горизонтальной плоскости с крылом складки (рис. 5). Линия, лежащая на крыле складки перпендикулярно линии простирания, называется линией п а д е н и я.

Р а з р ы в н ы е д в и жени я, происходящие вследствие колебательных и складчатых видов движения, приводят к необратимому процессу образования складок разрывных форм. При разрывных движениях изменяются формы залегания горных пород (горизонтальная или складчатая) в результате интенсивного воздействия на последние внутренних сил Земли. В процессе образования складок пласты часто не выдерживают напряжения и разрываются. При этом образуются трещины, по которым пласты могут смещаться относительно друг друга.

Помимо трещин к разрывным нарушениям относят сбросы, взбросы, сдвиги, надвиги.

Нарушение, при котором одна часть складки опускается, а другая остается на прежнем месте, называется сбросом (рис. 6, а). Если одна часть складки поднимается, а другая остается на прежнем месте, то образуется взброс (рис. 6,6),

При разрывных» движениях особенно часто разрушаются сводовые части антиклиналей. Если эта часть антиклинали оказывается приподнятой по отношению к опущенным крыльям, то такая структура называется горстом (рис. 6, в). Структура, в которой сводовая часть антиклинали по отношению к неподвижным крыльям опущена, называется грабеном. (рис. 6, в).

Если же при разрыве пласта перемещение его происходит не по вертикали, как при образовании сброса и взброса, а в горизонтальном направлении, то образуется сдвиг. Часто наблюдаются сочетания сбросов и сдвигов сбросо-сдвиги.

Иногда горные породы сдвигаются почти и горизонтальном направлении, образуя взбросы с очень малым углом наклона к плоскости разрыва. Такая форма структуры называется надвигом.

Трещина, вдоль которой перемещаются участки пласта при различных движениях, называется сбрасывателем. Если трещина наклонна, что бывает в большинстве случаев, то пласты, находящиеся под ней, называются висячим крылом, а пласты, расположенные под ней -- лежачим крылом.

Рассмотренные различные виды движения земной коры приводят к изменению ее первоначальной структуры и рельефа поверхности Земли.

В земной коре различают несколько геологических структур, основные из которых --платформы и геосинклинали.

Платформа -- основная тектоническая единица земной коры, подвергающаяся преимущественно колебательным движениям с относительно небольшой амплитудой и потерявшая в связи с этим способность к резкому изменению своей первоначальной структуры. Нижний этаж сложен сильно нарушенными метаморфизованными древними (докембрийскими) породами, а верхний -- более молодыми (послекембрийскими) осадочными горными породами.

Как уже отмечалось, колебательные движения могут привести к образованию в осадочном покрове антеклизов, синеклизов и локальных структур.

Геосинклиналь -- наиболее подвижный участок земной коры, сложенный мощными толщами (до нескольких тысяч метров) осадочных горных пород. В развитии геосинклинали различают две стадии: 1) геосинклиналь представляет собой преимущественно морской бассейн с интенсивно прогибающимся дном, на котором накапливаются мощные толщи осадочных пород и вулканических лап; 2) геосинклиналь вследствие интенсивного поднятия земной коры превращается в складчатую систему, а затем и в горы (например, Урал, Крым, Карпаты). Геосинклинали существуют и развиваются в наше время, В качестве примера развивающейся геосинклинали можно привести часть Тихого океана с грядами Курильских островов.

ГЛАВA 2. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.1 Осадочные горные породы - вместилища нефти и газа

В начальный период развития нефтяной промышленности: многие склонны были считать, что нефть в земной коре скапливается в пустотах больших размеров пли в трещинах. Однако развитие бурения скважин позволило убедиться в правильности высказанной еще в шестидесятых годах прошлого столетия идеи Д. И. Менделеева о том, что вместилищами жидкости и газа в земной коре являются осадочные горные породы с большим числом мелких сообщающихся пустот.

Суммарный объем всех пустот в породе (пор, каверн, трещин) называют абсолютной или теоретической пористостью. Отношение суммарного объема пустот в породе ко всему объему породы -- есть коэффициент пористости:

, (1),

где Vn -- суммарный объем всех пустот в породе; V -- объем породы.

Суммарный объем всех пустот в породе зависит от формы
слагающих породу зерен, характера их взаимного расположения и наличия цементирующего вещества.

Если допустить, что все слагающие горную породу зерна имеют форму равновеликих шариков, то объем пор такой породы будет зависеть только от взаимного расположения зерен шариков (рис. 7). Математически доказано, что размер зерен шариков в данном случае не будет иметь значения.



Рис. 7. Расположение зерен-шариков.

При наименее плотной укладке равновеликих зёрен-шариков, когда две группы рядов пересекаются под углом. 90о, коэффициент пористости равен 47,6% (рис.7, а). Теоретически это значение коэффициента пористости является максимальным.

Если две группы рядов пересекаются под углом 60° (рис. 7,6), получают теоретически минимальный коэффициент пористости, равный 25,8%. Все другие формы расположения зерен-шариков дадут промежуточные значения пористости, т.е. 25,8--47,6%.

В действительности значение коэффициента пористости горной породы обусловливается не только формой, слагающих ее зерен, но и степенью их отсортированности, наличием цементирующего вещества, связующего зерна, а также трещиноватостью породы. Все это обусловливает значительные колебания коэффициентов пористости различных горных пород.

В горной породе, как правило, не все поры сообщаются друг с другом; Объем пустот породы, взаимно сообщающихся между собой, называется эффективной пористостью.

Обычно открытые поры в горной породе насыщаются водой, нефтью или газом, а изолированные поры на том же участке могут содержать другие вещества. Отношение общего объема всех пустот в породе Vn, заполненных водой, нефтью или газом, к суммарному объему всех пустот в породе Vn называют коэффициентом насыщения:

, (2).

Рис. 8. Типы природных резервуаров.

Насыщение пор нефтью, водой и газом и движение последних по поровым каналам зависят от размера пор. В поры большого диаметра жидкость проникает легко; под давлением силы тяжести она может перемещаться по поровым каналам на значительные расстояния. Для проникновения жидкости в поры малого диаметра (капиллярные поры) требуются большие давления. Движение, жидкости по поровым каналам в этом случае становится крайне затруднительным.

Способность породы пропускать при перепаде давления жидкость и газ называется проницаемостью. Существуют породы хорошо проницаемые и плохо проницаемые. Абсолютно непроницаемых пород нет.

Проницаемость не характеризует количественное содержание жидкости в породе; она лишь определяет способность передвижения по поровым каналам жидкости и газов.

При характеристике и оценке свойств горных пород часто смешивают и даже отождествляют два совершенно различных понятия -- проницаемость и пористость. Следует помнить, что пористость характеризует объем пустот в породе, а проницаемость -- способность проникновения жидкости или газа через породу.

К хорошо проницаемым породам относятся пески, рыхлые песчаники, кавернозные и трещиноватые известняки, к плохо, проницаемым породам -- глины, гипсы, ангидриты, сланцы, глинистые известняки, песчаники и конгломераты с глинистым цементом. Выше отмечалось, что в порах некоторой части осадочных горных пород может содержаться большое количество воды, нефти и газа.

Пористые и трещиноватые горные породы, проницаемые для жидкостей и газа и способные быть их вместилищем, называются коллекторами.

В недрах земной коры вместилищем для воды, нефти и газа служит коллектор, кровлю и подошву которого составляют пласты, сложенные плохо проницаемыми породами. Такой коллектор называют природным резервуаром.

В земной коре существуют природные резервуары различных типов (рис. 8). Чаще всего природные резервуары представляют собой пласт, заключенный между плохо проницаемыми породами. Например, пласт песка между пластами глины (рис. 8, а).

Если мощную толщу проницаемых пород, которая состоит из нескольких пластов, не отделенных плохо проницаемыми породами, покрывают и подстилают плохо проницаемые породы, то такой природный резервуар называется массивным. Примером массивного природного резервуара может служить мощная толща трещиноватых известняков, ограниченная в кровле и подошве глинистыми пластами (рис. 8, б).

В земной коре встречаются природные литологически ограниченные резервуары, в которых проницаемая порода окружена со всех сторон плохо проницаемой породой (рис. 8, в).

2.2 Залежи нефти и газа

Подавляющее большинство природных резервуаров насыщено водой. Образовавшиеся при определенных условиях нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, начинают перемещаться (мигрировать). Это происходит вследствие того, что плотности нефти, газа и воды различные.

Сначала нефть и газ перемещаются до кровли подземного резервуара, а затем, если пласт наклонный, вдоль его кровли до выхода на поверхность земной коры или до какого-либо препятствия.

В первом случае выходящая на поверхность нефть поглощается окружающей место обнажения пласта породой, а газ улетучивается в атмосферу.

Во втором случае нефть и газ скапливаются вблизи препятствия, попав в своеобразную ловушку.

Ловушка -- часть природного резервуара, в котором со временем устанавливается равновесное состояние воды, нефти и газа. Так как плотность газа наименьшая, он скапливается в верхней части ловушки. Ниже газа располагается нефть. Вода, как более тяжелая жидкость, скапливается в нижней части ловушки.

В природе существуют самые разнообразные виды ловушек. Наиболее распространены сводовые и экранированные ловушки (рис. 9).

Сводовые лову ш к и образуются в антиклинальных складках, если в кровле и подошве последних располагаются плохо проницаемые породы. В этом случае нефть и газ всплывают над водой, содержащейся в проницаемом пласте, попадают в свод антиклинали и оказываются в ловушке (рис. 9, а). В такой ловушке препятствием (экраном) для миграций нефти и газа является плохо проницаемая кровля в сводовой части антиклинальной складки.

Однако для образования ловушки совсем не обязательно, чтобы проницаемый пласт имел форму антиклинальной складки. Ловушка может образоваться и тогда, когда хорошо-проницаемая порода на некотором протяжении ограничена плохо проницаемой породой. Ловушки подобного вида называют литологически экранированными (рис. 9, б).

Ловушки могут образоваться и в местах контакта по трещине пористого пласта и плохо проницаемой породы. Ловушка такого типа называется тектонически экранированной. Как видно из рис. 9 а, нефть и газ, скопившиеся в при поднятой части пористого пласта, оказались в ловушке, так как их миграция в плохо проницаемые породы практически невозможна.

Встречаются в природе и так называемые стратиграфически экранированные ловушки (рис. 9, г). В этом случае нефть и газ, находящиеся и наклонно залегающем пористом пласте, контактируют с горизонтально залегающими, плохо проницаемыми породами, которые служат экраном для нефти и газа.

В ловушке любой формы при благоприятных условиях может скопиться значительное количество нефти и газа. Такая: ловушка называется залежью. Форма и размер залежи обусловливаются формой и размером ловушки. Рассмотрим основные элементы нефтегазовой залежи (рис. 10).

Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтегазовой залежи, или поверхностью водонефтяного раздела. Линия пересечения этой поверхности с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой пласта есть внутренний контур нефтеносности.

Газовая шапка - скопление свободного газа над нефтью в залежи.

Линия пересечения поверхности нефтегазового раздела с кровлей пласта называется внешним контуром газоносности, а с подошвой пласта - внутренним контуром газоносности.

Если в сводовой нефтегазовой ловушке нефти и газа недостаточно для полного заполнения пласта (по всей мощности), внутренний контур газоносности или даже внутренний контур нефтеносности будут отсутствовать.



Рис. 9. Типы ловушек

Газовая шапка в пласте может сформироваться в том случае, если давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре в пласте. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти.

При отсутствии в пласте нефти возможно образование чисто газовой залежи с внешним и внутренним контурами газоносности.

В нефтегазовых ловушках, образовавшихся в массивных природных резервуаров, внутренние контуры нефтеносности и газоносности отсутствуют (рис.11). В газовых ловушках, сформировавшихся в массивных природных резервуарах, имеется только внешний контур газоносности.

Рис. 10. Сводовая газонефтяная залежь:

1 - внутренний контур газоносности; 2 - внешний контур газоносности; 3 - внутренний контур нефтеносности; 4 - внешний контур нефтеносности.



Рис. 11. Массивная газонефтяная залежь:

1 - внешний контур газоносности; 2 - внешний контур нефтеносности.

Геометрические размеры залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки, высотой нефтяной части нефтегазовой залежи -- расстояние от подошвы до газо-нефтяного раздела. Длина залежи определяется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении большой оси залежи с внешним контуром нефтеносности. Ширина залежи характеризуется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении малой оси залежи с контуром нефтеносности. Большая и малая оси залежи проводятся взаимно перпендикулярно с центром их пересечения в своде залежи.

Кроме сводовых пластовых и массивных нефтегазовых и газовых залежей, принципиальные схемы которых были рассмотрены выше, существуют пластовые экранированные и литологически ограниченные залежи нефти и газа.

Следовательно, трем основным типам природных резервуаров соответствуют три основные группы залежей нефти и газа:

пластовые залежи (сводовые и экранированные);

массивные залежи;

литологически ограниченные залежи.

2.3 Месторождения нефти и газа

Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей одной и той же группы (например, сводовых пластовых или массивных и т. д.), находящихся в недрах земной коры единой площади.

Приведенное определение нуждается в пояснении, так как оно содержит некоторую условность и обобщенность. Условность состоит в том, что нефть и газ никогда не залегают в месте своего образования. Поэтому под термином «месторождение» надо понимать не место рождения нефти и газа, а место залегания ловушки, в которую попали эти полезные ископаемые вследствие миграции.

Обобщенность заключается в том, что месторождение нефти и газа может содержать от одной до нескольких десятков, залежей. Единичная залежь может считаться месторождением в том случае, если с учетом запасов нефти и газа целесообразна ее разработка. Несколько залежей могут входить в одно месторождение при условии, если они характеризуются однотипными структурами, определяющими общность организации поисков, разведки и добычи нефти и газа.

Однако не всегда можно определять границы месторождения только с учетом типа структуры. Иногда крупная структура характеризует целую зону нефтезонакопления, содержащую несколько месторождений нефти и газа. Примером такой зоны может служить залегание осадочных горных пород, характеризующееся одним типом структуры --моноклиналью. Но моноклиналь па споем протяжении может иметь различного рода экранированные залежи. В этом случае не исключена возможность образования нескольких разрозненных залежей нефти и газа, требующих разного подхода к организации работ по разведке и добыче полезного ископаемого. В результате единая моноклинальная структура, являющаяся золой нефтегазонакопления, разбивается по территориальному признаку на несколько месторождений. Поэтому в определении понятия «месторождение нефти и газа» говорится не только о типе структуры, но и о распространении залежей в недрах земной коры одной и той же площади.

Существование и земной коре двух основных геологических структур -- геосинклиналей и платформ -- предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса:

I класс -- месторождения, сформировавшиеся в геосинклинальных (складчатых) областях;

II класс -- месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.

Характерные представители I класса - месторождения Северного Кавказа и юго-восточной части Кавказского хребта, а также Крыма, Восточных Карпат, Туркмении, Ферганы, Узбекистана, Таджикистана и о. Сахалина. Все месторождения нефти и газа, расположенные между Волгой и Уралом, в Западной Сибири, относятся к месторождениям II класса.

2.4 Давление и температура в недрах земной коры

Давление в пласте до начала его разработки (начальное пластовое давление) зависит от глубины залегания пласта и приближенно может быть определено по формуле

Pпл.нач = Нpq (3)

где Pпл.нач -- начальное пластовое давление, Па; Н -- глубина залегания пласта, м; р -- плотность жидкости, кг/м3 ; g -- ускорение свободного падения тела, м/с2.

Обычно пластовое давление больше пли меньше вычисленного по формуле (3), так как оно определяется не только с учетом условий притока жидкости в пласт и отбора ее. Повышение или понижение пластового давления по сравнению с гидростатическим обусловливается целым рядом причин: силой тяжести вышележащих горных пород (горным давлением), тектоническими силами, температурой, химическими процессами.

РАЗДЕЛ 2. ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

ГЛАВA 3. ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДВИЖЕНИЯ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ

3.1 Пластовая энергия и силы, действующие в нефтяных и газовых залежах

Всякая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, количество которой определяется пластовым давлением и общим объемом всей системы -- нефтяной или газовой залежи и окружающей эту залежь водяной зоны.

Чем большие массы воды окружают нефтяную или газовую залежь и чем больше пластовое давление, тем большим запасам природной энергии обладает залежь.

До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся в нем без движения в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После вскрытия ласта скважинами и создания на забое скважин давления, меньшего, чем в пласте, равновесие в нем нарушается: жидкость газ начинают перемещаться к зонам с пониженным давлением, т. е. к забоям скважин. Пластовая энергия расходуется, а это перемещение и на преодоление сопротивлений, возникающих при движении жидкостей и газа в пористой среде. По ере расходования энергии пластовое давление в большинстве случаев снижается.

Таким образом, залегающие в пластах нефть и газ находятся под действием сил, совокупность которых обусловливает движение нефти, газа и воды в пластах при их разработке, также характер и интенсивность этого движения.

Силы, действующие в пласте, можно разделить на две группы: силы движения и силы сопротивления, противодействующие движению жидкостей и газа и удерживающие нефть пластах.

К силам, обусловливающим движение нефти, газа и воды пластах, относятся:

вызываемые напором пластовых контурных вод;

проявляющиеся вследствие упругости пластовых водонапорных систем, т. е. упругости жидкости и самих пород пластов;

вызываемые напором свободного газа, заключенного в повышенных частях пласта (газовой шапке);

вызываемые расширением сжатого газа, расширенного в нефти;

сила тяжести нефти.

К силам сопротивления движению нефти в пласте относятся:

внутреннее трение жидкости и газа, связанное с преодолением их вязкости;

трение нефти, воды или газа о стенки поровых каналов нефтегазосодержащей породы;

межфазное трение при относительном движении жидкости и газа по пласту;

капиллярные и молекулярно-поверхностные силы, удерживающие нефть и пласт благодаря смачиванию ею стенок поровых каналов.

Гидравлическое сопротивление движению жидкости и газа по пласту зависит прежде всего от вязкости движущихся жидкостей и газа и от скорости потока. Чем больше вязкость, тем больше силы сопротивления; чем больше скорость потока, тем больше силы сопротивления.

Сопротивление трению при прохождении жидкости и газа через породу зависит от размеров пор и каналов и породи, а также от степени однородности сечения и шероховатости стенок пор.

Силы сопротивления при движении нефти через пески тем больше, чем меньше диаметр зерен и меньше сечение каналов в породе пласта.

Силы сопротивления в результате межфазного трения возникают при относительном движении компонентов, вызванном, разностью, их вязкости.

В мелких нормах большое значение имеют капиллярные силы, удерживающие жидкость и противодействующие движущим силам пласта, стремящихся ее вытеснить.

Избирательное смачивание нефтью и водой песчинок пласта имеет существенное значение, определяющей величину нефтеотдачи пласта.

3.2 Режимы дренирования нефтяных и газовых залежей

Наличие тех пли иных видов пластовой энергии и характер их проявления в процессе разработки нефтяной пли газовой залежи определяют режим дренирования залежи (чаще его называют режим залежи).

Принято давать название режиму по преобладанию в рассматриваемый период времени главной движущей силы.

Большая часть нефтяных залежей обладает так называемым водонапорным режимом, при котором движение нефти в пласте к скважинам осуществляется под действием наступающей краевой (контурной) воды. В идеальном случае при этом режиме нефтяная залежь постоянно пополняется водой из поверхностных источников, в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой из залежи нефти. Источниками питания такой водонапорной системы могут быть атмосферные осадки, различные водоемы, ледниковые воды.

По мере извлечения нефти из залежи освобождающееся поровое пространство в ней будет заполняться наступающей краевой водой и водонефтяной контакт (граница нефти с водой) будет непрерывно передвигаться по направлению к скважине. Если количество поступающей в пласт с поверхности йоды будет равно количеству извлекаемой из скважины нефти, производительность скважины и давление в пласте будут оставаться в процессе эксплуатации постоянными. Если же из пласта больше будет извлекаться нефти, чем поступать в него жидкости, то давление в пласте и производительность скважины будут постепенно снижаться. Это также наблюдается, когда нефтяная залежь не имеет сообщения с дневной поверхностью и, следовательно, не получает пополнения энергии извне.

При водонапорном режиме эксплуатация залежи прекращается, когда наступающая контурная вода достигает скважин и вместо нефти из пласта будет извлекаться только вода.

Однако полного вытеснения нефти замещающей ее водой никогда не происходит. Дело в том, что нефть и вытесняющая ее вода движутся в пористом пласте одновременно. В процессе замещения нефти вода, имеющая обычно меньшую вязкость, будет неизбежно опережать нефть. По мере эксплуатации количество воды в общем объеме добываемой пластовой жидкости будет постоянно увеличиваться. Нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струей воды.

Чем больше вязкость нефти, тем на большее расстояние от начального водонефтяного контакта может распространяться процесс параллельного движения воды и нефти при постепенном возрастании содержания воды в потоке. И даже в том случае, если из скважины будет извлекаться чистая вода, в порах породы все же останется неизвлеченным то или иное количество нефти.

Показателем эффективности разработки нефтяной залежи служит так называемый коэффициент нефтеотдачи -- отношение извлеченного из залежи количества нефти к начальным ее запасам.

Практикой установлено, что коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с водонапорным режимом может быть равным 0,5--0,8, т. е. из залежи возможно извлечь 50--80% общего количества нефти, имевшейся в ней до начала эксплуатации.

При больших размерах системы, питающей нефтяную залежь, водой, даже в случае, если эта система не сообщается с поверхностью земли, в начальный период эксплуатации пластовая энергия выражается в виде упругого расширения пластовой жидкости и вмещающей ее породы при снижении давления в пласте. Объем воды при снижении давления на 1 МПа увеличивается в пределах 1/2000--1/2500 первоначального объема. Объем нефти при снижении давления на 1 МПа в зависимости, от газонасыщенности увеличивается от 1/70 до 1/1-100 первоначального объема, а объем породы при изменении давления на 1 МПа--от 1/10000 до 1/50000 своей величины.

Со снижением давления и належи вода и нефть расширяются в объеме, а поровые каналы сужаются, вода, в пласте занимает место нефти, вытесняемой в скважины. Несмотря па то, что упругое расширение пластовой водонапорной системы при снижении давления и пласте ничтожно мало, все же это явление играет большую роль при эксплуатации нефтяных месторождений, так как здесь в процессе принимают участие колоссальные объемы воды, окружающей и подпирающей нефтяную залежь. В некоторых случаях за счет упругий энергии из пласта можно извлечь значительное количество нефти.

Режим работы нефтяного пласта, при котором основной движущей силон является упругое, расширение породы и жидкостей, заключенных в ней, называется упруговодонапорным режимом.

В залежи нефти с упругим режимом активного продвижения контурных вод с полным замещением освободившихся от нефти пор не наблюдается, пластовое давление быстро падает и с течением времени режим работы залежи может перейти в газовый. В таких залежах обычно применяют искусственные мероприятия по поддержанию пластового давления путем закачки в пласт воды.

Наряду с напором пластовых вод и силами упругости пластовых водонапорных систем все нефтяные и газовые залежи обладают тем или иным запасом энергии газа, находящегося в пласте в свободном состоянии в виде газовой шапки или же растворенного в нефти. В нефтяных залежах с газовой шапкой значительного объема действуют силы, вызываемые напором и расширением сжатого газа. Давление газа в газовой шапке передается на зеркало газонефти нога контакта, а следовательно, и на весь объем нефти в залежи. При отборе нефти из залежи пластовое давление снижается, газовая шапка расширяется и, подобно поршню, вытесняет нефть и нижнюю часть залежи.

Режим работы пласта, при котором преобладающим видом энергии является энергия свободного сана, заключенного в газовой шапке, называется газонапорным.

Процесс вытеснения нефти газом аналогичен процессу вытеснения нефти водой с той только разницей, что вода вытесняет нефть в повышенные части залежи, а газ, наоборот, в пониженные.

Объем газа, находящегося под давлением в газовой шапке, всегда неизмеримо меньше объема водонапорной системы, окружающей нефтяную залежь, поэтому запас энергии здесь всегда ограничен. Кроме того, вязкость газа весьма мала по сравнению с вязкостью нефти, и в процессе вытеснения нефти и расширения газа в газовой шапке он будет прорываться к скважинам, расположенным недалеко от газонефтяного контакта. Прорыв же газа в скважины будет способствовать бесполезному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти.

Для увеличения коэффициента нефтеотдачи залежи с газонапорным режимом в повышенную ее часть следует нагнетать с поверхности газ, что позволит поддержать, а иногда восстановить пластовую энергию.

Газовый режим (режим растворенного газа) характерен для залежей с пологим падением пластов при отсутствии свободного газа и без напора краевой воды.

Высокий темп отбора жидкости даже при наличии в залежи краевых вод или газовой шапки также способствует проявлению газового режима, так как в этом случае вода или газ не успевают занять часть освобожденного нефтью объема и уже не играют роли активной напорной силы, оттесняющей нефть к скважинам.

Основной движущей силой при режиме, как уже говорилось, является газ, растворенный в нефти или рассеянный в виде мельчайших пузырьков в пласте вместе с нефтью. Со снижением давления в пласте газ начинает выделяться из нефти, отдельные пузырьки его расширяются в объеме и выталкивают нефть из порового пространства в зоны пониженного давления, т. е. к забоям эксплуатационных скважин.

Такой процесс вытеснения нефти при отсутствии других действующих в пласте сил характеризуется весьма малой эффективностью по следующим причинам: во-первых, количество газа пласте, растворенного в нефти, ограничено; во-вторых, при снижении давления в залежи большие количества газа вхолостую проскальзывают к скважинам, не производя полезной работы по проталкиванию нефти. Это объясняется тем, что вязкость газа намного ниже вязкости нефти и пузырьки газа в своем движении к забоям скважин обгоняют капельки нефти.

Эффективность расходования пластовой энергии при газовых режимах характеризуется газовым фактором -- количеством газа, приведенном к нормальным условиям, приходящимся на 1 т извлекаемой нефти.

В процессе эксплуатации нефтяной залежи, характеризуются режимом растворенного, газа, наблюдается непрерывное снижение пластового давления и увеличение газового фактора, что указывает на неэкономичное расходование пластовой энергии. Коэффициенты нефтеотдачи при этом режиме наиболее низкие и, как показывают экспериментальные данные, составляют 0,15-0,30.

Для восполнения пластовой энергии в нефтяных залежах, разрабатываемых на режиме растворенного газа, необходимо применять методы искусственного поддержания пластового давления путем закачки в залежь поды или газа.

Рассмотрим сто одни источник пластовой энергии - силу тяжести.

Все нефтесодержащие породы залегают под некоторым углом к горизонтальной площади. Поэтому находящаяся и них нефть под действием силы тяжести стремится переместиться вниз по падению пластов. Чем больше угол наклона пласта, тем большей энергией силы тяжести обладает заключающаяся о нем нефть.

Энергия напора, возникающего вследствие проявления силы тяжести, оказывается иногда единственным видом энергии, продвигающей нефть к забоям нефтяных скважин. Режим дренирования таких залежей называется гравитационным.

Энергия силы тяжести имеет практическое значение в поздней стадии разработки нефтяных месторождений закрытого типа, когда энергия упругости газа уже израсходована и прекратилось продвижение контурных вод.

Нефтяная залежь редко разрабатывается на каком-либо одном режиме в течение всего периода ее эксплуатации. Так, например, месторождения с водонапорным режимом, разрабатываемые за счет лишь естественной энергии пласта, при высоких отборах могут перейти на режим растворенного газа.

В некоторых месторождениях различные их участки могут эксплуатироваться на различных режимах: например, нефть в краевые скважины может вытесняться за счет напораа контурных вод, а внутренние области пласта могут дренироваться за счет энергии газовой шапки пли истощения энергии растворенного в нефти газа.

Газовые залежи могут эксплуатироваться при водонапорном, газовом и смешанном режимах.

3.3 Приток жидкости и газа к скважинам

Процесс движения жидкостей и газа и пористой среде называется фильтрацией. Такое название этому процессу дано потому, что, в отличие от движения по трубам, в пористой среде жидкость и газ перемещаются не сплошным потоком, а отдельными мелкими струйками, которые многократно изменяют свое направление, фильтруясь через каналы образованные частицами породы.

Фильтрация жидкостей и газа в пласте возможна лишь при перепаде давления в различных участках пласта. Этот процесс происходит от зон с повышенным давлением к зонам с меньшим давлением -- забоям эксплуатирующихся скважин, содержащихся в газе, при этом уменьшается, точка росы понижается и, следовательно, опасность выпадения гидратом становится значительно меньше.

В природных газах кроме паров воды и конденсата могут содержаться также различные твердые примеси (песок, кристаллы солей). Твердые частицы в газе разъедают и истирают оборудование и газопроводы, нарушают герметичность арматуры.

Для очистки газа от жидких и твердых примесей у скважин устанавливают газосепараторы. По принципу действия различают газосепараторы гравитационные и центробежные (циклонные).

В гравитационном газосепараторе отделение твердых и жидких частиц от газа происходит в результате резкого снижения скорости движения струи газа и повороте ее на 180о. Схема простейшего гравитационного сепаратора показана на рис. 102. В этом газосепараторе газ из скважины поступает по вводной трубе и при выходе из нее поворачивает вверх к выкидной трубе 2. При этом сокращается скорость струи и твердые частицы и капли жидкости падают на дно сосуда. Скопившаяся жидкость удаляется из сосуда через трубу 3.

В циклонных сепараторах струя газа с примесями приобретает вращательное движение. Капли жидкости нетвердые частицы, как более тяжелые, отбрасываются к периферии и затем опадают в нижнюю часть сепаратора.

ГЛАВА 4. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН

Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных; зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих, продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приемистость ее, и наоборот.

Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним.

Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных, причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при закачивании скважин бурением призабойные зоны их часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород. При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами.

Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными механическими примесями, имеющимися а закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т. и.). Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Чисто для получения лучших результатов эти методы применяют и сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействии на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты и слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также и сцементированных песчаниках, и состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Механические методы обработки применяют обычно и пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок норовых каналом парафина и смол, а также для интенсификации химических методой обработки призабойных зон.

Физические методы предназначены для удаления на призабойной зоны скважины остаточной поды и твердых мелкодисперсных частиц, что и в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.

4.1 Кислотные обработки скважин

Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, -- к повышению производительности скважин.

Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (НСl) и фтористоводородную (HF) кислоты.

При солянокислотной обработке кислота растворяет карбонатные породы -- известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных и газовых месторождений.

Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами, т. е. хлористый кальций (CаCl2) и хлористый магний (МgCl2), вследствие их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. После обработки они вместе с продукцией скважины извлекаются из скважины. Образующийся при реакции углекислый газ СО2 также легко выделяется на поверхность.

При обработке пласта соляной кислотой последняя реагирует с породой как на стенках скважины, так и в поровых каналах, причем диаметр скважины практически не увеличивается. Больший эффект дает расширение поровых каналов и очистка их от илистых и карбонатных материалов, растворимых в кислоте. Опыты показывают также, что под действием кислоты иногда образуются узкие кавернообразные каналы, в результате чего заметно увеличиваются область дренирования скважин и их дебиты. Поэтому солянокислотные обработки в основном предназначены для ввода кислоты в пласт по возможности на значительные от скважины расстояния с целью расширения каналов и улучшения иx сообщаемости, а также для очистки порового пространства от илистых образований.

При кислотной обработке стенок скважины в пределах продуктивного горизонта (кислотная ванна) с целью, очищения фильтрующей поверхности от глинистой и цементной корок и продуктов коррозии растворяющему действию кислоты, подвергаются уже не породы пласта, а материалы, загрязняющие поверхность забоя скважины. Механизм такого процесса сводится к химическому растворению загрязняющих материалов или только отдельных составляющих компонентов этих материалов, растворимых в кислоте. В результате такого действия нарушается целостность отложившихся загрязняющих материалов, происходит их дезагрегация (распад) с переводом полностью или частично в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность последующей промывкой.

Для обработки скважин применяют 8--20%-ный раствор соляной кислоты. Наиболее часто используют 12--15%-ный раствор НСl. На 1 м обрабатываемой мощности пласта берут от 0,4 до 1,5 м3 солянокислотного раствора.

Так как соляная кислота разъедает металл, для предохранения емкостей, насосов и трубопроводов к кислоте добавляют специальные вещества, называемые ингибиторами, которые уменьшают или сводят до минимума коррозийное воздействие кислоты на металл.

В качестве ингибиторов применяют различные вещества, в основном поверхностно-активные (ПАВ): уникол, катании, формалин и др.

Дозировка ингибиторов составляет обычно 0,05--0,25% от объема, раствора соляной кислоты и зависит от типа ингибитора. Так, коррозионное действие раствора 10%-ной соляной кислоты после добавки уникола снижается: при дозировке 0;05% -- в 15 раз, при дозировке 0,5% -- в 42 раза.

Соответственно при применении в качестве ингибитора катапина-А коррозионное действие солянокислотного раствора снижается: при дозировке 0,01%-- в 19 раз, при дозировке 0,05% -- в 48--59 раз.

В соляной кислоте иногда содержится значительное количество окислов железа, которые при обработке скважин могут выпадать из раствора в виде хлопьев и закупоривать норы пласта. Для удержания окислов железа в кислоте в растворенном состоянии применяют стабилизаторы. В качестве стабилизатора служит уксусная кислота. В зависимости от содержания в соляной кислоте окислов железа добавка уксусной кислоты должна составлять U,8--1.0% ОТ объема разведенной соляной кислоты.

Продукты взаимодействии кислоты с породой при освоении скважины должны быть удалены из пласта. Дли облегчения этого процесса в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, которые называются стабилизаторы. Это поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции. Адсорбируюсь на стенках норовых каналов, интенсификаторы облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания пород нефтью, что облегчает удаление продуктов реакции из пласта.

...