Технологические особенности нефтегазовой промышленности

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

1. Нефтегазоносность Ближнего и Среднего Востока. Уникальные месторождения

Эта крупная область на стыке Европы, Азии и Африки занимает Аравийский полуостров, Иран и азиатскую часть Турции. В тектоническом плане юго-западная часть рассматриваемой области располагается в пределах древней Африкано-Аравийской платформы, а северная и северо-восточные ее части -- в альпийском складчатом поясе.

В рассматриваемом регионе размещаются пять нефтегазоносных бассейнов: Персидского залива, Аданайский, Деште-Кевир, Аденский, Шабва. Сюда выходят также небольшие окраины Восточно-Черноморского, Южно-Каспийского и Каракумского НГБ, основные части которых находятся в СССР, а из Северной Африки на территорию Ближнего Востока протягивается Восточно-Присредиземноморский НГБ.

Значительная часть латерально-гетерогенного НГБ Персидского залива находится на Аравийском полуострове, далее он распространяется на северо-восток в Персидский залив и на юго-западный склон горной цепи Загрос. Этот бассейн располагается на территории Ирана, Ирака, Сирии, Турции, Иордании, Саудовской Аравии, Кувейта, Катара, Бахрейна, Объединенных Арабских Эмиратов, Омана, Йеменской Республики. На юго-востоке Турции выделяется вертикально-гетерогенный Аданайский НГБ, в пределах Иранского нагорья -- НГБ Деште-Кевир, вдоль северной окраины Аденского залива -- Аденский НГБ, на территории Йеменской Республики -- НГБ Шабва.

В Аданайском НГБ установлена промышленная нефтеносность рифогенных известняков подошвы нижнего миоцена. Общая мощность пород, выполняющих бассейн, 9 км. В бассейне открыто два месторождения -- Булгурдаг и Арзус.

НГБ Деште-Кевир расположен в северной части Иранского нагорья на месте крупной межгорной впадины. Мощность вскрытых в бассейне мезозойских и кайнозойских отложений свыше 7 км, из них на мезозойские приходится около 1 км. Средне, верхнеолигоценовые и нижнемиоценовые отложения мощностью 1350 м образуют основную продуктивную толщу бассейна и выделяются под названием свиты Кум. На западе бассейна развиты крупные асимметричные антиклинальные зоны субширотного простирания. К ним приурочены открытые в бассейне газонефтяное месторождение Эльбурс и конденсатногазовое Середже (запасы 160 млн. т). Залежи пластовые массивные.

Бассейн Аденского залива располагается в пределах периконтинентальной части Аравийской платформы. С юга он ограничен подводной частью хребта Шеба на Индийском срединно-океаническрм хребте. Бассейн сложен мезозойскими и кайнозойскими породами мощностью до 6 км, из которых не менее 3,5 км приходятся на миоцен-олигоценовые отложения. На юге перед хр. Шеба осадочные отложейия выклиниваются. В бассейне открыты морские нефтяные месторождения Шарма и Рас-Гашва с залежами в известняках миоцена -- олигоцена и эоцена.

Небольшой бассейн Шабва (40 тыс. км2) выполнен меловыми и верхнеюрскими соленосными отложениями. Мощность соленосных пород достигает местами 1 км. С ними связано развитие диапиров и соляных «подушек». В бассейне открыто восемь нефтяных месторождений с залежами в подсолевых отложениях. Наиболее крупные месторождения -- Алиф с запасами 74 млн. т и Вест-Аяд.

Узкие южные окраины Южно-Каспийского и Каракумского бассейнов за рубежом приурочены к территории Ирана. В иранской части Южно-Каспийского НГБ, в прогибе Горган, открыто антиклинальное газоконденсатное месторождение Горниак-Тепе. Продуктивны в нем песчаники плиоцена. В Каракумском НГБ, в иранской провинции Хорасан, у границы с СССР, выявлено крупное газовое месторождение Хенгирен. Здесь разведаны залежи в сводовых ловушках в породах нижнего мела и верхней юры с общими запасами свыше 250 млрд. м3 (по оценке иранских геологов).

2. Формирование подземных вод. Гипотезы происхождения подземных рассолов

По современным представлениям основные запасы подземных вод формируются за счет проникновения воды в земную кору с поверхности или в капельно-жидком состоянии или в виде- водяного пара, затем конденсирующегося под землей и превращающегося в жидкую воду.

Основными факторами, регулирующими инфильтрацию капельножидкой воды в поверхность суши и проникновение в почву водяного-пара из атмосферы, равно как и испарение влаги поверхностью суши являются климатические, геоморфологические, почвенно-растительные и геологические факторы.

Климатические факторы определяют различное состояние воды на земной поверхности и условия ее накопления. К ним относятся влажность воздуха, испарение, количество и характер осадков, величина снегового покрова, температурные условия местности, барометрическое давление, направление и сила ветров.

Геоморфологические факторы включают рельеф местности, величину и форму водосборного бассейна. Они регулируют величину стока.

Почвенно-растительные факторы, как-то: характер и физическое строение почв и подпочв, характер и распределение растительного покрова, определяют течение процессов испарения и конденсации влаги, и в известной мере условия ее инфильтрации в почву.

При определённом давлении и температуре вода отжимается в смежные прослои, отгороженные плотными слоями (седиментальная вода) в пласте (или элизионные воды).это воды тёплые, минерализованные при погружении в низ образуется цеолитная вода. Далее из минералов (слюд) выделяется возраждённая вода. К перечисленным водам из мантии снизу ^ поступает глубинная ювенильная вода, гидротермальные горячии рассолы. Рассолы 500 - 800 мг.л. - для нижних геологических этажей образуются при взаимодействии с соляными отложениями пород. Рассолы по составу образуются при контакте с солями: хлористые Cl - Ca - Na ; кальциевые Na - Ca ; натриевые Mg - Ca ; просто Ca. Соли хорошие консерваторы (покрышки) для нефтегазовых месторождений. Из мантии ежегодно выносится 0,6 км3 подземных вод.

3. Методы подсчёта запасов газа. Объёмный метод, метод по падению давления, методика оценки ресурсов УВ по водорастворённым газам

Природные газы в земной коре встречаются в виде свободных скоплений, а также растворённые в нефти, растворённые в воде и оклюдированные каменноугольными пластами. Условия залегания, разработка и методика подсчёта запасов чисто газовых месторождений, газовых шапок и растворённых в нефти (попутных) газов нефтяных месторождений различна и поэтому их должны подсчитывать и у читывать отдельно. Наличие различных геологических условий предопределяет возможность более успешного применения того или другого метода подсчёта запасов нефти и газа. Обычно для залежей платформенного типа применяют исключительно объёмный метод, для залежей геосинклинального типа - объёмный и статистический. Также применяются методы подсчета запасов газа по падению давления, подсчёт запасов газа растворённого в нефти и довольно редко метод приближённого расчёта остаточного запаса газа (для полностью разбуренных пластов, по которым эксплуатационное бурение закончено).

Объёмный метод. Первоначальное содержание газа в коллекторе при расчёте запасов по объёмному методу может быть определено на основе изучения геологических, физических и химических особенностей, характеризующих газовое месторождение. Однако для расчёта запасов газа, помимо коллекторских свойств пласта, условий распределения в нём газа и границ залежи, необходимо изучить физические особенности газа, его поведение в процессе изменения давления и температуры, а также определить пластовые давления и температуру, химический состав газа и процентное содержание отдельных составляющих его компонентов (в месторождениях подстилаемых водой по мере снижения давления легкорастворимые в воде СО2 и Н2S выделяются из раствора и обогащают газ, в газовых шапках нефтяных месторождений может происходить обогащение газа газовой шапки более тяжёлыми углеводородами выделяющимися из нефти). Объёмный метод подсчёта запасов газа широко применяется вследствие своей простоты, а также потому, что необходимые для него параметры можно получить в процессе разведки при пробной эксплуатации залежи газа. Объёмная формула для подсчёта запасов газа:

V = F*h*m*f*(p*б - pк*бк)*вг*зг

Где V - извлекаемые (промышленные) запасы газа на дату расчёта м2; F - площадь в пределах продуктивного контура газоносности м2; h - мощность пористой части газоносного пласта м; m - коэффициент пористости; p- среднее абсолютное давление в залежи газа на дату расчёта кГ/см2; pк - конечное, среднее, остаточное абсолютное давление кГ/см2; б и бк - поправка на отклонение углеводородных газов от закона Бойля-Мариотта соответственно для давлений p и pк.

Метод подсчёта запасов газа по падению давления применяют для пластов, в которых первоначальный объём пор, занятый газом, не изменяется по величине в процессе эксплуатации. Формула подсчёта запасов по давлению основана на предположении о постоянстве количества газа, извлекаемого в кубических метрах на 1кГ/см2 падения давления, во все периоды разработки газовой залежи. Таким образом, если на первую дату (с начала разработки) из газовой залежи было добыто Q1 объёмов газа и давление в залежи составляло р1, а на вторую дату (с начала разработки) было добыто Q2 объёмов газа и давление в залежи равно р2, то за период разработки от первой до второй даты на 1кГ/см2 падения давления добыча газа составила в м2:

Q = (Q2- Q1 ) / (р1 - р2).

Подсчёт запасов газа методом падения давления допускается по залежам, в которых доказано отсутствие промышленных запасов нефти или газа когда намечается одновременная эксплуатация газа и нефти, а также по пластам (горизонтам), в которых отсутствует резко выраженный активный напор краевых вод.

При подсчёте запасов газа газовых месторождений по падению давления должны быть приведены:

1. уточнённые данные о количестве газа, извлечённого за определённые периоды времени;

2. все сведения о результатах замеров образцовыми манометрами пластовых давлений по скважинам за те же периоды времени;

3. обоснование величины среднего пластового давления на дату подсчёта запасов;

4. сведения о режиме работы горизонта и динамике продвижения контура водоносности.

Метод приближённого расчёта остаточных запасов газа по отдельным скважинам. Для этого необходимо иметь данные по скважинам на две различные даты. Первая дата: забойное давление (определяемое на основе минутного замера на устье закрытой скважине) р1; суммарное количество добытого газа с начала разработки на эту дату Q1; среднесуточная добыча газа (при свободном дебите) на туже дату равная q1. Вторая дата: те же данные на вторую дату соответственно.

Тогда остаточные запасы газа V1 и V2 по скважине на вторую дату могут быть определенны по одному из следующих соотношений:

V1=((Q2-Q1)*p2*б2)/(p1*б1-p2*б2);

V2 = ((Q2-Q1)*q2)/(q1-q2).

Указанные расчёты могут быть применены для полностью разбуренных пластов, по которым эксплуатационное бурение закончено.

За последние годы получены важные фактические данные о ресурсах растворенных газов пластовых вод различных водонапорных систем. Наряду с газонасыщенностью выявлены также составы этих газов, давления насыщения систем, закономерности распределения различных типов газа и связь перечисленных параметров с конкретными гидрогеологическими условиями изученных регионов.

Уже на начальном этапе анализа полученного материала была установлена прямая функциональная связь между общими ресурсами растворенных газов пластовых вод нефтегазоносных или потенциально нефтегазоносных бассейнов и их прогнозными запасами. Наиболее полные сведения по растворенным газам были получены сначала по Среднекаспийскому бассейну и по центральным районам Русской платформы, позднее по Каракумскому, Устюртскому, Верхнепечорскому и Западно-Сибирскому бассейнам.

Что касается состава газа, то для газонефтеносных бассейнов он преимущественно углеводородный, а для непромышленных--преимущественно или почти исключительно азотный.

Анализ этих данных свидетельствует о несомненной связи между ресурсами растворенных газов водонапорных систем и прогнозными запасами приуроченных к ним нефтегазоносных бассейнов. В настоящее время представляется возможным уточнить ранее сформулированное положение, согласно которому любой нефтегазоносный бассейн генетически связан с водонапорной системой, ресурсы растворенных газов которой на один-два порядка превышают прогнозные запасы углеводородов.

Это касается коэффициента газонефтеотдачи водонапорной системы. Если на начальном этапе исследования величина эта оценивалась в достаточно широких пределах (1--10%), то в дальнейшем на основе эмпирических данных оказалось возможным несколько сузить предел колебаний искомого коэффициента. Так, на основе данных по фактическим разведанным запасам нефти к газа и величинам прогнозных запасов, подсчитанных по методу усредненных структур, коэффициент газонефтеотдачи водонапорной системы был оценен величиной, близкой к 5--10 %.

Наряду с практическими аспектами значительный интерес представляет анализ физической сущности коэффициента газонефтеотдачи водонапорной системы. Здесь наиболее важными являются вопросы, связанные, с одной стороны, с происхождением колоссальных ресурсов рассеянных в подземных водах углеводородов, а с другой -- с механизмом их концентрирования и формирования промышленных скоплений. В этом отношении можно высказать некоторые положения, сводящиеся к следующему.

В результате сложных природных процессов подземные воды неизбежно аккумулируют многочисленные продукты деструкции органического вещества осадочного комплекса. Грандиозность процесса аккумуляции углеводородов подземными водами все еще недостаточно учитывается, что нередко приводит к существенным искажениям баланса углеводородов земной коры.

Миграция водной среды осадочного покрова, а также диффузионные процессы, сколь малыми скоростями они бы ни отличались, на протяжении длительной геологической истории обеспечивают сбор (или перехват) всех продуктов генерации углеводородов. При этом воды:

а) увлекают углеводороды на многие сотни километров от первичной генерирующей среды, превращают их в геохимических космополитов;

б) заново как бы сортируют продукты генерации в строгом соответствии с непрерывно меняющимися термодинамическими условиями водонапорных систем, непосредственно отражающимися на величинах коэффициентов растворимости газовых и иных компонентов;

в) придают продуктам генерации ряд новых свойств, сильно маскирующих первичные генетические особенности, основанные на селективной растворимости углеводородных газов;

г) очищают продукты генерации осадочного покрова от наиболее растворимых кислых компонентов газов (СО2, H2S), в значительном количестве остающихся в растворе, что несколько напоминает процесс природного обогащения.

4. Формы изображения химического состава вод, правила их химического наименования. Химическая классификация вод по В.А. Суслину

Воды нефтяных месторождений характеризуются: 1) повышенной минерализацией; 2) присутствием в составе вод хлоридов кальция и натрия или гидрокарбонатов натрия; 3) отсутствием сульфатов или весьма незначительным их содержанием; 4) повышенным содержанием ионов J, Br, NH4; 5) часто присутствием H2S; 6) наличием в воде солей нафтеновых кислот; 7) наличием в воде растворенных углеводородных газов.

Формирование подземных вод связано с проникновением воды в земную кору с поверхности в капельно-жидком виде или в виде водяного газа, затем конденсирующегося под землей в воду. В формировании подземных вод участвуют также и воды, захороненные в морских осадках и затем преобразованные при диагенезе осадков.

Условия формирования различных типов вод весьма разнообразны и характеризуются: 1) взаимодействием вод и горных пород; 2) взаимодействием вод с нефтью и газами; 3) воздействием на воды микробиологических процессов; 4) различными геологическими факторами -- литолого-физическим составом пород и их коллекторскими свойствами, тектоникой, температурными условиями и т. д.

Обычно в водах газонефтяных месторождений содержатся следующие компоненты:

Ионы растворимых солей -- а) анионы: ОН", Cl-, SO4--,

СО3--, HCO3-; б) катионы: Н+, К+, Na+, NH4+, Mg+ +, Ca+ +, Fe+ +, Mn+ +.

Растворимые ионы микроэлементов: Br -, J-, B+ + +, Sr+ +.

Коллоиды: SiO2, Fe2O3, A12O3.

Газообразные вещества: СО2, H2S, CH4, H2, N2.

5. Органические вещества -- нафтеновые кислоты и их соли.

Существуют три основные формы выражения химического анализа воды.

1. Ионная форма, при которой химический анализ воды выражается в виде весовых количеств отдельных ионов (обычно в миллиграммах или граммах на 1 л воды), образующихся вследствие диссоциации растворенных в воде солей. Соединения, не диссоциирующие в воде (кремний, железо, алюминий), присутствуют в ней в виде коллоидов и выражаются окислами. Ионная форма выражения анализа широко распространена и является исходной для получения других форм.

2. Эквивалентная форма изображения состава вод основана на том, что ионы реагируют между собой не в равных весовых количествах, а в определенных соотношениях, зависящих от их атомного (или молекулярного) веса и валентности. Таким образом, различные ионы соединяются один с другим в строго определенных весовых соотношениях, определяемых их эквивалентными весами. Эквивалентньш весом называется отношение атомного или молекулярного веса иона к его валентности. Например, для иона.

Na+ эквивалентный вес составит 23/1 = 23, для Са++ - 40/2 = 20, для SO4-- - 96/2 = 48, для Сl- - 35.5/1 = 35,5 и т. д. Тогда на каждые 23 весовых единицы иона Na+ требуется 35,5 весовых единицы иона С1-, 48 весовых единиц иона SO4-- ; на 20 весовых единиц иона Са++ требуется 48 весовых единиц иона SO4-- и т. д.

Для перехода от весовой ионной формы анализа к эквивалентной форме необходимо содержание иона, выраженное в мв (или в г) на 1 л воды, разделить на величину эквивалента иона или, вычислив предварительно величину, обратную эквивалентному весу и называемую переводным коэффициентом, умножить весовое значение иона на этот коэффициент.

В результате такого перехода от ионной формы к эквивалентной получают содержание ионов в мг-экв (миллиграмм-эквивалентах) или в г-экв на то же количество воды. Например, содержание иона Na+, равное 46 мг/л воды, в эквивалентной форме будет равно 46/23 = 2 мг-экв; для SO4-- -- при содержании в воде 144 мг/л будет 144/48 = 3 мг-экв и т. д.

Если содержание какого-либо иона выражают в эквивалентной форме, то перед символом иона ставят знак г (реагирующая величина), например гС1-, гСа++ и т. д.

3. Процент-эквивалентная форма изображения состава вод показывает относительную долю (в процентах), занимаемую разными ионами во всей ионно-солевой массе, содержащейся в воде. При пересчете анализов в процент-эквивалентную форму сумма всех ионов, взятых в эквивалентной форме, принимается за 100%:

Следовательно, сумма анрюнов и сумма катионов каждая порознь, составляет 50%-экв.

Содержание каждого иона в процентах вычисляют от общей суммы мг-экв (?г) следующим образом. Например:

rCa = (rCa/?r)*100%

Процент-эквивалентная форма выражения анализа получила большое распространение, так как она наглядно представляет ионно-солевой состав воды, соотношения между ионами и позволяет

Классификация В.А. Сулина. В классификации Сулина, получившей в последние годы широкое признание, природные воды подразделяются на четыре типа по характерным соотношениям между главнейшими ионами и затем на группы и подгруппы по преобладанию различных анионов и катионов. Характерные отношения между ионами, положенные в основу классификации, выражаются тремя коэффициентами, названными Сулиным «генетическими»: что они приблизительно отвечают определенным обстановкам формирования и существования природных вод.

rNa/ rCl; (rNa - rCl)/ rSO4 ; (rCl--rNa)/rMg.

При помощи этих коэффициентов выделяются четыре генетических типа вод (табл.). Типы называются генетическими потому,

Табл. 1.

Тип воды по Сулину	Коэффициенты
	rNa	rNa--rCl	rCl --rNa
	rCl	rSO4	rMg
Сульфатнонатриевый Гидрокарбонатнонатриевый. Хлориднокальциевый Хлоридномагниевый....	>1 >1 <1 <1	<1 >1 <0 <0	<0 <0 >1 <1

Преимущество классификации Сулина заключается в ее достаточной детальности. Эта классификация в значительной мере позволяет, исходя из химизма воды, определить природную обстановку ее существования. Несмотря на имеющиеся некоторые недостатки, классификация В. А. Сулина заслуженно пользуется широким распространением и обычно применяется в геолого-промысловой практике вместе с характеристиками Ч. Пальмера.

5. Проницаемость горных пород. Закон Дарси

Проницаемостью горной породы называется способность её пропускать жидкость или газ. Одни породы (например, некоторые глины) могут иметь большую пористость, но малую проницаемость, другие (например, известняки), наоборот, малую пористость, но высокую проницаемость. Между пористостью и проницаемостью нет функциональной зависимости.

Проницаемость определяется размером пор. Почти все осадочные породы, например; пески, песчаники, конгломераты, известняки, доломиты, - в большей или меньшей степени проницаемы. Однако глины, плотные известняки и доломиты, несмотря иногда на значительную пористость, проницаемы только для газа и то при весьма значительных градиентах давления. Это обусловлено малыми (субкапиллярными) размерами пор, в которых не происходит движения жидкости и даже газа.

Проницаемость пород - способность фильтровать жидкости и газы при перепаде давления. Абсолютной называется проницаемость, наблюдающаяся при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости (нефти, воды) или газа при полном насыщении пор этой жидкостью или газом. Обычно абсолютная проницаемость измеряется по воздуху (азоту) или по газу, или по газу, чтобы избежать влияния жидкостей на структуру порового пространства (отложений парафина, разбухания глин в воде и т.д.). В природных условиях поры, как правило, насыщены двумя или тремя компонентами ( фазами) одновременно (нефть - газ, вода - газ, или вода -нефть - газ). Фазовой или эффективной называется проницаемость, определённая для какого-либо одного из компонентов при содержании в порах других сред. Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью.

Абсолютную и фазовую проницаемость кернов горных пород определяют по закону Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкостей и газов в пористой среде при плоскопараллельном потоке пропорциональна перепаду давлений и обратно пропорциональна динамической вязкости.

Величины, входящие в формулу, имеют размерности: [L] = м; [F] = м2; [Q] = м7с; [р] = Н/м2; [и] = Па-с. Тогда [к] = м2, т.е. проницаемостью в 1м2 обладает пористая среда, при фильтрации через образец которой площадью поперечного сечения 1м2 при перепаде давления 1 Па на 1м длины расход жидкости вязкостью 1 Па*с составляет 1м3/с.

Проницаемость пород высока, если она измеряется единицами квадратных микрометров. Пласты многих газовых и нефтяных месторождений сложены породами, проницаемость которых изменяется в широких пределах - от десятков до нескольких сот квадратных микрометров. Промышленные притоки газа можно получить (например, после проведения мощных гидроразрывов или крупных взрывов в пластах) при проницаемости пород в десятые и сотые доли квадратных микрометров.

Пористость горных пород, методы её определения.

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин и т.д.). не заполненных твёрдым веществом. Пористость определяет способность породы вмещать в себя нефть (газ и воду).

По происхождению поры и другие пустоты в породе подразделяются на: 1) первичные, образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. К ним относятся пустоты между зёрнами и частицами породы, промежутки между плоскостями наслоения, пустоты, образовавшиеся после разложения организмов. Первичная пористость обычно наблюдается в песках, песчаниках, конгломератах, глинах и т.д.

2} вторичные, образующиеся в сформировавшихся породах в результате диагенеза. К ним относятся поры растворения, трещины, возникшие в связи с сокращением породы (например, вследствие доломитизации), трещины и пустоты, связанные с-кристаллизацией, трещины, вызванные тектоническими явлениями, трещины и пустоты, связанные с эрозионными процессами. Вторичная пористость обычно наблюдается в карбонатных породах (известняках, доломитах и др.).

Первичная пористость характеризуется более или менее закономерным распределением в породах, и варьируют в зависимости от их фациальной изменчивости. Вторичная пористость характеризуется локальным развитием и обычно колеблется в широких пределах; в её распределении обычно трудно установить какую-либо закономерность. Эти особенности распределения пористости отражаются и на содержании нефти в породах. Пористость - это отношение объёма пор образца породы (Vn); к видимому объёму этого образца (Vo), выраженное в процентах:

Кп = (Vn/Vo) * 100%,

где Кп - пористость породы в %.

Пористость зависит от взаимного расположения и укладки зёрен, формы зёрен и степени их окатанности, степени отсортированности частиц, слагающих породу, наличия цементирующего материала и т.д. В природных условиях пористость обычно колеблется в значительных пределах, так как зёрна породы имеют самые различные очертания, в связи, с чем более крупные поры могут быть заполнены мелкими зернами породы или цементирующим веществом.

В зависимости от величины пор (по И.М. Губкину) различают:

сверверхкапиллярные поры (диаметр более 0,508 мм), в которых жидкость является

активной Сможет свободно передвигаться;

капиллярные поры (диаметр 0,508 - 0,0002 мм), в которых также происходит

движение жидкости и газов;

субкапиллярные поры (диаметр менее 0,0002 мм), в которых действие

молекулярных сил настолько велико, что жидкость в них при наблюдающихся перепадах

давления перемещаться не может; движения жидкостей не может быть также в капиллярных порах, окружённых субкапиллярными пустотами, а также в капиллярных порах, в которых существующие градиенты давлении не могут преодолеть молекулярные силы.

Различают:

1) Абсолютную пористость (полную, общую) - все пустоты горной породы независимо от их формы, величины и взаимного расположения;

Открытую пористость (насыщенную) - совокупность сообщающихся между собой пустот;

Эффективную пористость - совокупность пустот горной породы, участвующих в процессе фильтрации;

4) Закрытую пористость - совокупность пустот горной породы, не сообщающихся между собой (закрытая пористость определяется как разность между абсолютной и открытой пористостью).

По морфологическим признакам различают межзерновую пористость, морфология которой определяется пространственными соотношениями обломочных, карбонатных и др. зёрен, глинистых и др. чешуек и т.д., и трещинную пористость. Трещинная пористость колеблется в пределах 0,01 -- 1% и, как правило, на несколько порядков меньше пористости межзерновой. В чисто трещинных коллекторах, где межзерновая пористость ничтожна, пористость трещинная определяет суммарную ёмкость горной породы.

По генезису различают пористость первичную, обусловленную особенностями осадконакопления и постепенно уменьшающуюся в ходе развития осадочной породы, и пористость вторичную, связанную с наложенными эпигенетическими процессами, сопровождающимися выносом вещества. Особенно велика вторичная пористость выщелачивания в карбонатных породах, возникающая при карстообразовании.

Пористость различных типов горных пород колеблется от долей процента до 40% и более. Пористость глинистых пород, как общая, так и открытая, зависит прежде всего от глубины их погружения. Пористость открытая на глубинах погружения в несколько сот метров равна 25 -35%. а на глубинах более 3 - 4км обычно составляет первые проценты, иногда доли процента. Скорость уменьшения пористости с глубиной зависит от состава глинистых пород, скоростей прогибания, особенностей строения разрезов и т.д. Закономерности изменения пористости глинистых пород хорошо изучены и позволяют определять глубины максимального палеопогружения осадочных толщ с точностью до 100 - 200м.

Пористость обломочных пород также закономерно уменьшается с глубиной, но эти закономерности гораздо сложнее: этапы медленного снижения пористости сменяются скачками, когда в интервале глубин всего 100-200м пористость падает на 5 -6% и более. Кроме того, пористость обломочных пород сильно зависит от содержания в них цемента; например, при содержании карбонатного цемента 25 -30% открытая пористость составляет первые проценты даже на самых малых глубинах.

6. Структурно-картированное бурение (цел, задачи, технология)

При широком развитии наносов скважины бурят не только для изучения разреза, но и для составления геологической карты, В этом случае бурение называется картировочным. Скважины картировочного бурения размещают по линиям, проходящим вкрест простирания пород. Расстояния между профилями зависят от сложности геологического строения и колеблются в пределах от 500--600 м до 3--5 км.

При наличии перекрытий в разрезах рядом расположенных скважин можно составить сплошной послойный геологический разрез, что особенно важно в том случае, когда в разрезе имеются газонефтеносные пласты.

Если вскрытые породы не содержат газонефтепроявлений, детальный послойный разрез обычно не снимается. Однако всегда очень важно точно определять мощности отдельных стратиграфических подразделений разреза, без знании которых невозможны.

Рис. 1. Геологический профильный разрез, построенный по данным картировочного бурения. 1 -- скважины картировочного бурения; 2 -- наносы.

Правильное построение профильных разрезов и проектирования разведочных скважин.

Наличие перекрытий в разрезах скважин позволяет не только построить геологическую карту, геологический разрез и геологические профили, но и иметь все необходимые данные для построения структурной карты по какому-либо руководящему пласту разреза.

В этом случае бурение называется структурно-картировочным.

При отсутствии обнажений для определения направления профиля скважин, который обычно проводится перпендикулярно к линии простирания, необходимо бурить специальные скважины для выяснения элементов залегания пород. С этой целью бурят три скважины, располагая их на небольших расстояниях в вершинах углов треугольника. Подобное расположение скважин дает возможность определить элементы залегания пород при условии вскрытия всеми тремя скважинами одного и того же пласта.

Многообразие задач, решаемых бурением, и различие мощностей наносов обусловливают большие колебания в глубинах структур-но-картировочных буровых -- от нескольких до тысячи метров и более.

При глубинах скважин в несколько метров наибольшее распространение имеет ручное бурение посредством так называемого бура Войслова. В комплект бура Войслова входят буровые ложки с концом в виде штопора или лопасти, змеевиковый бур, долота различной формы, буровые штанги, ловильный инструмент, желонки, поворотный ключ, фарштуль для подъема инструмента и вспомогательные инструменты -- клещи, универсальный ключ и т. п.

Ранее буром Войслова бурили скважины глубиной до 50 м. В настоящее время для глубин 10 м и более применяют передвижные механизированные станки различных типов, изготовляемые отечественными заводами.

Глубины скважин, которые бурят с целью изучения геологического строения площадей, покрытых современными отложениями, редко превышают 200--300 м. Однако когда имеется резкое несогласие в условиях залегания коренных пород, может возникнуть необходимость бурения структурных скважин значительной глубины, так как надо иметь структурную карту, составленную по отложениям, залегающим согласно с газонефтеносной свитой. В некоторых районах глубины структурных скважин превышали 1000 м.

Иногда вместо структурной карты целесообразно составить по данным бурения геологическую карту поверхности газонефтеносных отложений, залегающих в условиях резкого углового и стратиграфического несогласия с перекрывающими породами.

В связи с широким внедрением геофизических методов при разведках на нефть бурение глубоких структурных скважин с целью изучения глубинного строения проводится лишь в тех случаях, когда эта задача не может быть решена при помощи геофизических методов разведки.

Конечной целью разведочных работ является изучение выявленных на стадии поисковых работ месторождений или залежей нефти и газа для определения их промышленного значения. Разведка обнаруженных месторождений нефти и газа проводится в том случае, если поисковым бурением доказаны промышленное значение и экономическая целесообразность их разработки.

Одним из главнейших принципов проведения разведочных работ должно быть обеспечение максимальной их эффективности. В этой связи первейшей задачей при проектировании разведочных работ является определение границ залежей и подсчет их запасов по категориям, минимально необходимым количеством скважин. Поэтому при проектировании и осуществлении разведочных работ на нефть и газ важное значение имеет рациональное размещение разведочных скважин на каждом месторождении с учетом особенностей строения и условий их формирования. Задачи, которые стоят перед разведкой уже открытых нефтяных и газовых месторождений, подразделяются на две категории: разведка отдельных залежей и разведка месторождения в целом с охватом всех нефтеносных и газоносных горизонтов.

7. Компонентный состав свободных и попутных газов

Природные газы, добываемые из чисто газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, по качественному составу близки между собой. Они включают, главным образом, углеводороды метанового ряда (алканы) и примеси неуглеводородных компонентов: азот, углекислый газ, сероводород, инертные газы (гелий, аргон, криптон и др.) Для характеристики газовых смесей -- природных газов -- используют те же показатели, что и для индивидуальных газов: молекулярную массу, плотность, относительную плотность..

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоят почти из одного метана, в них отсутствуют тяжелые фракции, способные перейти в жидкое состояние при нормальных условиях, и поэтому их называют сухими.

Газы из газоконденсатных месторождений содержат и более тяжелые компоненты, которые при нормальном давлении могут представлять собой жидкость, называемую газовым конденсатом.

Газы нефтяных месторождений содержат значительно меньше метана и большую долю пропан-бутановой фракции, которая при нормальной температуре и давлении выше 0,9 МПа находится в жидком состоянии и используется в качестве сжиженного газа.

Жидкий газ при снижении давления испаряется, переходит в газообразное состояние, что делает удобным его транспортирование и использование.

Среди неуглеводородных компонентов природных газов особое место занимает углекислый газ и сероводород, являющиеся высокотоксичными и корродирующими веществами. Содержание их в газе обычно колеблется от долей до нескольких процентов, однако встречаются газы, в которых количество сероводорода и углекислого газа превышает 50%. Добыча и переработка таких газов требуют специальной технологии и коррозионно-стойкого оборудования.

8. Сибирская платформа. Основные черты геологического строения и перспективы нефтегазоносности

СИБИРСКАЯ ПЛАТФОРМА --один из крупных, относительно устойчивых участков континентальной земной коры, относящихся к числу древних (дорифейских) платформ, занимает среднюю часть Северной Азии. Сибирская платформа ограничена зонами глубинных разломов -- краевыми швами, хорошо выраженными гравитационными ступенями, и обладает полигональными очертаниями. Современные границы платформы оформились в мезозое и кайнозое и хорошо выражены в рельефе. Западная граница платформы совпадает с долиной р. Енисей, северная -- с южной окраиной гор Бырранга, восточная -- с низовьями р. Лена (При-верхоянский краевой прогиб), на Юго-Востоке -- с южной оконечностью хрепта Джугджур; на Юге граница проходит вдоль разломов по южной окраине Станового и Яблонового хребтов; затем, огибая с Севера по сложной системе разломов Забайкалье и Прибайкалье, спускается к южной оконечности оз. Байкал; юго-западная граница платформы простирается вдоль Главного Восточно-Саянского разлома.

На платформе выделяется раннедокембрийский, в основном архейский, фундамент и платформенный чехол (рифей-антропоген). Среди основных структурных элементов платформы выделяются: АЛДАНСКИЙ ЩИТ и Лено-Енисейская плита, в пределах которой фундамент обнажается на АНАБАРСКОМ МАССИВЕ, Оленёкском и Шарыжал-гайском поднятиях. Западная часть плиты занимает -Тунгусская, а восточную -- Вилюйская синеклизы. На Юге находится Ангаро-Ленский прогиб, отделённый от Нюйской впадины Пеледуйским поднятием.

Фундамент платформы резко расчленён и сложен сильно метаморфизованными архейскими породами, в западной половине обладающими широтными, а в восточной -- северо- северо-западными простираниями. Слабее метаморфизованные толщи нижнего протерозоя (удоканская серия) сохранились в отдельных впадинах и грабенах, залегают полого и являются образованиями протоплатформенного чехла.

Типичный чехол платформы начинает формироваться с рифейского времени и в его составе выделяются 7 комплексов. Рифейский комплекс представлен карбонатно-терригенными, красно-пестроцветными породами мощностью 4000--5000 м, выполняющими авлакогены и пологие впадины. В ендско-кембрийский комплекс сложен мелководными терригенными и терригенно-карбонатными отложениями, а в Ангаро-Ленском прогибе -- и соленосными (нижний -- срредний кембрий) толщами, 3000 м. Ордовик с к о-силурийский комплекс представлен пестроцветными терригенными породами, а также известняками и доломитами, 1000--1500 м. Девонско-нижнекаменноугольный комплекс распространён ограниченно; на Юге девон представлен континентальными красноцветными толщами с траппами, на Севере -- пестроцветными карбонатно-терригенными отложениями; в Вилюйской синеклизе -- мощной трапповой толщей и соленосными отложениями, 5000--6000 м. Среднекаменноугольный -- среднетриасовый комплекс развит в Тунгусской синеклизе и представлен угленосной толщей среднего карбона -- перми мощностью до 1000 м и триасовой вулканогенной толщей (3000--4000 м), подразделяющейся на нижнюю -- туфовую и верхнюю -- лавовую части (недифференцированные толеитовые базальты); все отложения прорваны дайками, штоками и силлами базальтов; в девоне, триасе и мелу на Северо-Востоке платформы образуются кимберлитовые трубки взрыва. Верхнетриасовый -- меловой комплекс сложен континентальными и реже морскими песчано-глинистыми угленосными отложениями, 4500 м, распространёнными лишь на окраинах платформы. Кайнозойский комплекс развит локально и представлен континентальными отложениями, корами выветривания и ледниковыми образованиями. На Анабарском массиве известна палеогеновая Попигайская астроблема.

Сибирская платформа характеризуется интенсивным магматизмом, проявлявшимся в раннем протерозое, рифее -- раннем кембрии, среднем палеозое, верхнем палеозое -- триасе и в позднем мезозое. Трапповый магматизм абсолютно преобладает по объёму (больше 1 млн. км3).

Эта провинция является важной нефтяной и газовой базой страны. Большинство исследователей рассматривают территорию Западно-Сибирской низменности как единую нефтегазоносную провинцию.

На обширной территории провинции региональное распространение имеют нефтегазоносные комплексы и горизонты мезо-кайнозойского возраста, связанные с отложениями юры и мела. Признаки нефти давно отмечались в триасовых и палеозойских отложениях.

Нефтепроявления широко известны на восточном склоне Урала в отложениях силура и девона. Небольшие притоки нефти из известняков нижнего карбона отмечены в Тургайской впадине к востоку от Южного Урала.

В юго-восточных частях провинции в Томской и Новосибирской областях притоки нефти и газа из палеозоя могут служить доказательством его промышленной нефтегазоносности. В последние годы нефтегазоносность палеозоя установлена и на других площадях.

Палеозойские нефти отличаются от мезозойских более низкой оптической активностью, а также изотопным составом серы и углерода и т. п.

Палеозойские отложения перспективны на нефть и газ в ряде районов рассматриваемой провинции.

Из коры выветривания гранитов и складчатых палеозойских пород во многих местах получены промышленные притоки нефти - до 80 - 100 т/сут и газа - до 100 - 150000 м3/сут. Зона выветривания фундамента достигает по мощности 20 - 50м и рассматривается как своего рода нефтегазоносный горизонт, где нефть находится во вторичном залегании и попутно может быть введена в разработку. Такого же типа нефтегазопроявления из палеозоя отмечаются в Шаимском районе. Палеозойские отложения в последнее время стали рассматривать как самостоятельный нефтегазоносный комплекс.

В настоящее время в разрезе мезозойских отложений выделено большое количество свит, в которых насчитывается до 40 нефтеносных и газоносных горизонтов.

Нефть Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции - это ценное сырьё для химической промышленности. Плотность её колеблется от 0,772 до 0,95 г/см3. Содержание серы низкое - до 1.1%; парафина - менее 0,5%, бензиновых фракций - 40 - 60%. В юрских отложениях нефть более лёгкая, чем в меловых.

Особенности в изменении состава углеводородов Западно-Сибирской провинции следующие. По направлению к окраинам платформы и вверх по стратиграфическому разрезу нефтяные залежи сменяются газоконденсатными и газовыми.

С глубиной количество тяжёлых углеводородов увеличивается. В нижних горизонтах (неоком, юра) нефть с метановым основанием, а в верхних горизонтах (сеноман) - с нафтеновым (Русское, Северо-Комсомольское местоскопления).

В центральных частях Западно-Сибирской провинции открыты преимущественно нефтяные местоскопления, приуроченною, как правило, к сводам. 1. Западно-Сибирская провинция.

Западно-Сибирская - это основная провинция РФ. Крупнейший нефтегазоносный бассейн в мире. Расположен он в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично

Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км2 Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1,1%) и парафина (менее 0,5%), содержание бензиновых фракций высокое (40-60%), повышенное количество летучих веществ.

Сейчас на территории Западной Сибири добывается 70% российской нефти.

Основной ее объем извлекается насосным способом, на долю фонтанной добычи приходится не более 10%. Из этого следует, что основные месторождения находятся на поздней стадии разработки, что заставляет задуматься над важной проблемой топливной промышленности - старением месторождений. Этот вывод подтверждается и данными по стране в целом.

Месторождения нефти и газа Восточной Сибири открыты в пределах Сибирской платформы, которая занимает обширную территорию площадью около ; мил. км2. в междуречье Енисея и Лены. До настоящего времени Сибирская платформа является одной из наименее геологически изученных территорий нашей страны. Сложные географические условия ведения работ, развитие мощной толщи вечной мерзлоты, пластовых и секущих тапповых тел и соленосных толщ в осадочном чехле значительно усложняют ведение геолого-разведочных исследований и правильную интерпретацию полученных материалов. Фундамент Сибирской платформы имеет дорифейский возраст. Слагающие его породы в пределах Анабарской и Алданской антеклиз выходят на поверхность или залегают вблизи неё, но на большей части рассматриваемой территории залегают на значительных глубинах, что предопределяет мощность осадочного чехла, которая в отдельных частях Вилюйской синеклизы достигает 12 км и более. Основные этапы формирования осадочного чехла на настоящей стадии изученности не могут быть в необходимой мере охарактеризованы. Однако имеющиеся материалы позволяют выделить основные нефтегазоносные комплексы в пределах Восточной Сибири. Для большей части платформы главным нефтегазоносным комплексом являются древние вендско- нижнепалеозойские отложения. Нефтяные и газовые залежи в этом комплексе выявлены в южной части Сибирской платформы в терригенных (венд-нижнийкембрий) и карбонатных (нижний-среднийкембрий) отложениях. В восточной (Лено-Вилюйский район) и северной (Енисейско- Анабарский район) частях платформы нефтегазоносные комплексы связаны с относительно молодыми для древней платформы отложениями верхнепалеозойского-мезозойского возраста. Залежи газа, открытые в районе р. Вилюй, приурочены к терригенным коллекторам пермского, триасового и юрского возраста. Всего в Восточной Сибири открыто 19 месторождений. Залежи нефти и газа, имеющие промышленное значение, выявлены пока только в двух газонефтяносных областях - Непско-Ботуобинской и Лено-Вилюйской.

9. Методика построения структурных карт

Знание условий залегания осадочных, изверженных и метаморфических пород в земной коре открывает возможность методически правильно подойти к выявлению и прогнозам размещения заключённых в них полезных ископаемых. В настоящее время хорошо известна приуроченность отдельных видов полезных ископаемых к определённым видам структур. Например, залежи нефти и газа большей частью располагаются в сводах антиклинальных складок, а промышленные запасы подземных вод, наоборот, сосредоточены в центральных частях синклиналей. Учёт зависимости размещения полезных ископаемых от формы залегания, состава и других особенностей строения заключающих их горных пород позволяет обоснованно и с большим эффектом направлять поисковые и разведочные и, что особенно важно, вести поиски месторождений, расположенных на глубине и не обнажающихся на поверхности (слепых).

Структурное картирование позволяет решать и другие практические вопросы в области региональной геологии, геотектоники, гидрогеологии, инженерной геологии, геоморфологии и освещает ряд общих проблем геологических наук. Структурные карты служат средством изображения формы и размеров залежей отдельных видов минерального сырья. Методика их составления опирается на теоретические обобщения геологических наук и представляет собой итог огромного практического опыта геологических исследований. Существуют методы построения структурных карт : а) составление структурных карт по абсолютным отметкам маркирующей поверхности; б) составление структурных карт по абсолютным отметкам маркирующей поверхности методом схождения; в) составление структурных карт по абсолютным отметкам маркирующей поверхности по профильным разрезам;

а) Составление структурных карт по абсолютным отметкам маркирующей поверхности.

Маркирующими поверхностями называются поверхности (слои) горных пород, обладающие относительно широким распространением, выдержанной мощностью и признаками, позволяющими легко выделить их среди окружающих пород. Величина мощности при этом существенного значения не имеет. Важное значение при выделении маркирующих горизонтов имеет характерная окраска, присутствие какого-либо одного или нескольких видов окаменелостей, конкреций, различного рода включений, характерная текстура. Частота выделяемых маркирующих горизонтов должна быть такой, чтобы они достаточно чётко отражали структуру, но и перегружать карту.

Структурные карты, это карты на которых с помощью линий одинаковых высот (изогипс) изображается положение опорных поверхностей. Наиболее широко распространены карты, составлены по опорным стратиграфическим горизонтам или горизонтам, включающим полезные ископаемые.

Вычисление абсолютных отметок опорного горизонта производится следующим образом. Берём высоту расположения опорной точки от которой находили глубину залегания опорного горизонта и глубину залегания опорного горизонта. Из первого вычитаем второе, полученная величина является абсолютной отметкой маркирующей поверхности. По полученным данным производят построение структурных карт.

б) Составление структурных карт по абсолютным отметкам маркирующей поверхности методом схождения.

Структурной картой схождения называется карта, на которой изолиниями отображены изменения мощности каратируемого тела. Обычно она показывает изменение вертикальной мощности слоя или другого тела, тем самым отображается расхождения и схождения кровли и подошвы или выклинивание тела.

Построение производится следующим образом. Сначала вычисляют абсолютные отметки во всех точках, нанесённых на основу, или отметки относительно какой-то условной опорной поверхности. Затем приступают к построению карты в изогипсах. Для нанесения изогипс все имеющиеся на карте точки с высотными отметками соединяют прямыми неперекрещивающимися линиями, из которых образуется сеть треугольников. Плоскость каждого треугольника должна примерно совпадать положением картируемой поверхности. При соединении точек с высотными отметками необходимо отметить на карте линии главных прогибов и поднятий и общее простирание структур.

Стороны треугольников между высотными отметками, например, 10м, 75м, 40м, необходимо затем разделить на равные части, соответствующие количеству изогипс. Изогипсы проводят плавными изгибающимися линиями, соединяющими точки одинаковых высот на сторонах треугольника. Далее для составления структурной карты подошвы слоя, если известна что его мощность не меняется на всей площади, потребуется по структурной карте кровли определить высотные отметки подошвы слоя. Это производится путём вычитания из отметки кровли вертикальной мощности слоя. Далее построение карты подошвы по высотным отметкам делается, как описано выше.

в) Составление структурных карт по абсолютным отметкам маркирующей поверхности по профильным разрезам.

Точки необходимые для составления структурной карты, можно также получить путём построения ряда разрезов с изображением опорного горизонта. Таких разрезов должно быть достаточное количество, с тем чтобы они освещали положение опорного горизонта на всей площади карты. Высотные отметки для каждой из точек вычисляются по разрезам и затем наносятся по линиям разреза на карту. Точность построенной таким образом структурной карты зависит от обоснованности разрезов. Вычисление абсолютных высотных отметок производится тем же способом, что и для метода схождения.

г) Построение структурных карт в изолиниях на ЭВМ (по Дж. Девису).

Главными причинами развития машинных методов построения геологических карт в изолиниях является экономическая и точностная.

Построение карт по произвольно расположенным на плоскости точкам наблюдений; начинается с получения регулярной сети точек.

Это достигается использованием, различных способов, которые характеризуются различной точностью, своими преимуществами и недостатками. В данном случае рассмотрим способ, характеризующийся упрощенной процедурой построения карты.

...