Технологические особенности нефтегазовой промышленности

Желающим ознакомиться с другими способами рекомендуем обратиться к Уолтерсу.

Набор значений, по которому строится карта в изолиниях, вводится в машину в виде матрицы порядка n x 3, в которой каждая строка содержит три элемента: X, Y - координаты и Z - корректируемая характеристика, заданная как функция на множестве точек значений координат. В ЭВМ вводится только эта матрица в порядке, удобном для следующих построений.

После этого задается прямоугольная сеть точек, по которым будут строиться изолинии. В данном случае расстояние между точками выбирается автоматически и равно расстоянию между строк печатающего устройства ЭВМ -- принтера.

На рисунке показаны точки наблюдений, охарактеризованные значением координат X и Y, а также значением корректируемой переменной Z -- значением высоты над уровнем моря.

Перенумеруем точки, приписав каждой из них номер i. В новых обозначениях точка с номером i имеет координаты Xi и Yi, а также абсолютную отметку Zi. На рисунке приведена правильная регулярная сеть точек, по которой будут строиться изолинии. Каждой из этих точек, можно приписать соответствующий номер k. Таким образом, точка этой сети будет иметь координаты Xk и Yk и вычисленные значения Zk.

Нам нужно вычислить оценку Zk no n ближайшим к ней исходным точкам наблюдений. Поэтому сначала нужно найти эти n ближайших точек и подсчитать соответствующие им расстояния от точки с номером к регулярной сети. После определения n ближайших точек нерегулярной сети к заданной точке k регулярной сети, необходимо определить расстояние от точки с номером i до точки с номером k. Согласно теореме Пифагора, расстояние Dik от точки с номером i до точки с номером k будет равно:

Diк=v(Чk-Чi)2+(?k-?i)2

Процесс этих вычислений покажем на примере данных, приведенный на рисунке. Для этого произвольно выберем четыре ближайшие, точки (т.е. n = 4) и подсчитаем Zk. На рисунке числа 1, 2, 3, 4 являются номерами точек. Тогда:

Dlk = v(2,0 -1,5)2 + (3,0 - 3,6)2 = v0,61= 0,75

Dlk = v(2,0 - 3,0)2 + (3,0 - 3,0)2 = v1,00 = 1,00 Dlk = v(2,0-2,0)2+(3,0-2,4)2 = v0,36= 0,60 Dlk = v(2,0-1,0)2+(3,0-2,9)2 = v1,01= 1,00

Рис. 2

Последовательность вычислений для построения изолиний при нахождении значений в узлах сетки (По Дж. Девису, 1977)

Используя полученные расстояния, можно вычислить Zk. Числитель выражения будет равен:

6,0/0,78+ 6,0/ 1,00 +7,0/ 0,6 +7,0/ 1,00=32,36

Соответственно знаменатель определится как:

6,0/0,78+6,0/1,00+7,0/0,6+7,0/1,00=32,36

Отсюда:

Zk=32,36/4,95=6,54

Точно также можно выполнить эту процедуру и для других точек выбранной регулярной сети.

Вычисление значений для построения карты в изолиниях производится с помощью программы SURFER.

После вычисления значений дальнейшее действие заключается в интерполяции между значениями, соответствующими точкам заданной сети и определении координат линии, проходящей между ними. Это обычно делается с помощью линейной интерполяции.

10. Поисковые гидрогеологические критерии нефтегазоносности

Подземные воды играют важную роль в процессах формирования промышленных залежей нефти и газа. Поэтому знание гидрогеологических закономерностей, безусловно, позволяет более эффективно проводить работы по открытию, разведке и разработке залежей нефти и газа.

Основные цели и задачи гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов могут быть изложены в виде следующих теоретических положений, являющихся основой нефтегазовой гидрогеологии.

Формирование нефтяных и газовых залежей является одним из частных проявлений общего процесса формирования подземных вод в общепланетарном аспекте. Анализ соотношения между всей массой подземных вод и массой нефти и газа не противоречит этому положению. Ничтожное количество углеводородов по сравнению с колоссальным объемом подземных вод пластовых водонапорных систем свидетельствует о том, что в природе сравнительно редко складываются благоприятные условия для реализации имеющихся потенциальных возможностей образования промышленных скоплений углеводородов. При этом многое зависит от геолого-структурных, геохимических, а также литолого-фациальных условий формирования как водо-вмещающих комплексов, так и подземных вод.

Формирование нефтяных и газовых месторождений определяется общими закономерностями формирования подземных вод. Последние являются той обязательной средой, без участия которых в природе не образуется промышленных скоплений углеводородов, выделяющихся при определенных условиях из фоновых подземных вод, заполняющих трещинно-поровое пространство пород. Наличие в природе «сухих» залежей нефти и газа, как будто не связанных с подземными водами, может рассматриваться в качестве одного из возможных этапов их формирования. Предполагается, что в прошлом эти залежи генетически были прямым или косвенным образом связаны с фоновыми подземными водами.

Важнейшие особенности нефтяных и газовых залежей (форма, размеры, положение в пространстве, давление, температура) и изменение их как в геологическом времени, так и в процессе эксплуатации (режим разработки залежей) обусловлены взаимодействием этих залежей с подземными водами продуктивных горизонтов, а также горизонтов, гидравлически связанных с ними. Это следует всегда иметь в виду, пытаясь понять сложнейшую модель природы нефтяных и газовых залежей, их наиболее важные параметры.

Обычно считают, что на форму, размеры и положение в пространстве нефтяных и газовых залежей главное внимание оказывают тектонический и литологический факторы. Однако фоновые подземные воды непосредственно влияют на перераспределение залежей путем миграции нефти и газа, высоту этажа газоносности, величину наклона контактов «вода -- нефть» и «вода -- газ», а также на интенсивность подземного окисления углеводородов.

Залежи углеводородов, возникнув на определенном этапе развития водонапорной системы, в свою очередь оказывают воздействие на контактирующие с ними подземные воды, обогащая их нафтеновыми и другими органическими кислотами, тяжелыми углеводородами, метаном и рядом специфических микрокомпонентов.

Разработка научно обоснованных методов поисков и разведки залежей углеводородов, изучение их важнейших особенностей с целью рациональной эксплуатации, а также установление условий их формирования требуют возможно более полного изучения процессов формирования подземных вод продуктивных горизонтов, а также горизонтов, прямо или косвенно связанных с ними на протяжении длительного геологического времени. Иными словами, необходимо возможно полнее изучать среду, в которой формируются залежи углеводородов и которая предопределяет их основные параметры.

Гидрогеологические закономерности нефтегазоносных районов могут быть наиболее полно установлены при изучении всей водонапорной системы, включающей области питания, стока и разгрузки.

Перечисленные теоретические положения, лежащие в основе методики гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов, предусматривают всестороннее изучение водонапорной системы.

На данном уровне развития наших знаний и техники глубокого бурения на нефть и газ можно считать, что наиболее важными гидрогеологическими параметрами являются: а) напоры подземных вод (закономерность распределения, направление и скорость движения подземных вод); б) гидрохимические показатели (растворенные ионно-солевые комплексы, их взаимосвязь со скоплениями углеводородов, с литолого-фациальными особенностями водовмещающих пород и гидродинамикой); в) газовый состав и газонасыщение подземных вод; г) температурные условия.

Получить достоверные фактические данные по перечисленным параметрам -- первостепенная задача гидрогеологов в области методики изучения нефтегазоносных районов. Не менее важны интерпретация установленных фактов и внедрение результатов исследования в практику работ разведочных организаций для наиболее эффективного их использования.

ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ.

Этот вопрос сравнительно сложен и требует тщательного анализа всего гидрогеологического материала. Однако любому исследователю и производственнику вполне доступны такого рода анализ и интерпретация результатов гидрогеологических исследований. Кратко об истории этого вопроса.

По мере накапливания фактических данных по гидрогеологии нефтегазоносных районов уже давно предпринимались многочисленные попытки использовать эти результаты для оценки перспектив нефтегазоносности. Весьма важная проблема предсказания наличия или отсутствия в недрах залежей углеводородов по особенностям подземных вод временами казалась близкой к разрешению. Однако получение новых фактов непрестанно отодвигало ее однозначное решение.

Детальное изучение водонапорной системы, как было показано выше, позволяет решить множество важных вопросов, представляющих научный и практический интерес. Однако по своей масштабности в первую очередь к ним относится оценка перспектив нефтегазоносности.

В проблеме оценки перспектив нефтегазоносности по гидрогеологическим критериям можно выделить ряд вопросов, соответствующих этапам ее развития в поступательном порядке. Так, на первом этапе оценка перспектив нефтегазоносности проводилась по гидрохимическим критериям. В дальнейшем основную роль стала играть газонасыщенность подземных вод. Наконец, в последние годы наряду с перечисленными факторами установлена необходимость комплексного учета влияния различных параметров водонапорной системы на динамику формирования залежей углеводородов. Кроме того, очень широкое развитие в течение двух последних десятилетий получили также методы оценки перспектив нефтегазоносности по содержанию в подземных водах органического вещества. Одно время казалось, что именно здесь ключ к решению этой важнейшей задачи нефтегазовой гидрогеологии.

Нужно полагать, что в формировании запасов; вод нефтяных месторождений принимают участие воды разнообразного происхождения.

В зависимости от геологического строения месторождения и его геологической истории водные ресурсы его формируются главным образом или за счет погребенных вод седиментации или за счет аккумуляции в нем поверхностных вод.

Известное участие в образовании вод нефтяных месторождений, несомненно, принимает и вода организмов, выделяющаяся при разложении органических остатков. Все эти воды разнообразного происхождения имеют и разнообразный химический состав. Так, состав вод седиментации находится в тесной зависимости от состава вод бассейна седиментации.

Имеющийся материал позволяет дать известную схему процессов, унифицирующих состав вод нефтяных месторождений.

Установление основных типов природных вод как земной поверхности, так и земных недр, и выяснение условий их образования и залегания в недрах позволяют нам подойти к рассмотрению условий образования и классификации вод нефтяных месторождений.

По существу эта задача в общем плане нами уже решена. Необходима только некоторая систематизация и детализация материалов. Воды нефтяных месторождений ассоциированы с нефтью. Место пребывания их в природе определяется местонахождением нефти. Промышленные скопления нефти привязаны к закрытым геологическим структурам, недра которых изолированы от дневной поверхности. Этим определяется природная обстановка нахождения нефти и вод нефтяных месторождений и придает водам нефтяных месторождений их специфический облик.

Чем более раскрыта структура, содержащая нефть, чем сильнее проявляется воздействие земной поверхности на недра нефтяного месторождения, тем беднее месторождение нефтью, тем обычно тяжелее, смолистее становится нефть.

То же происходит и с водами. Чем более изолированы воды от дневной поверхности, тем более приближаются они по составу к предельным типам глубинного концентрирования вод. Чем большую связь имеют воды нефтеносных недр с земной поверхностью, тем дальше идет процесс опреснения вод, тем ближе их состав к составу вод земной поверхности.

Глубинная обстановка хлоркальциевого типа вод, континентальная обстановка гидрокарбонатнонатриевого типа вод -- основные обстановки существования вод нефтяных месторождений.

Морская обстановка хлормагниевого типа и континентальная обстановка сульфатнонатриевого типа -- частные обстановки нахождения вод нефтяных месторождений: верхние участки нефтяного месторождения, в зависимости от степени раскрытости разреза, охватываются континентальной обстановкой сульфатнонатриевого типа и морской -- хлормагниевого типа. Здесь, в зависимости от местных геолого-географических условий, могут быть представлены любые группы вод. В условиях средних широт -- это обычные гидрокарбонатные кальциевые воды сульфатнонатриевого типа.

По мере углубления в недра идет преобразование вод от гидрокарбонатной группы через сульфатные и хлоридные. Сульфатнонатриевый тип вод в условиях раскрытости структур сохраняется. Обычно в верхних участках зоны затрудненного водообмена имеет место переход сульфатнонатриевого типа в хлормагниевый тип в условиях резкой засоленности разреза месторождений (например, Бугуруслан). Воды нефтяных месторождений в зоне затрудненного водообмена и даже в нижних участках зоны свободного водообмена испытывают процессы десульфирования. В условиях малой сульфатности разреза сульфатнонатриевый тип вод переходите гидрокарбонатнонатриевый. По мере углубления в недра гидрокарбонатная группа вод сульфатнонатриевого типа преобразуется в хлоридную группу.

На больших глубинах гидрокарбонатнонатриевый тип вод лерестает существовать. Появляется хлормагниевый тип вод, как промежуточная ступень преобразования вод в конечный глубинный хлоркалыщевый тип; или же гидрокарбонатнонатриевый тип непосредственно переходит в тип хлоркальциевый.

Вот основные условия образования вод нефтяных месторождений.

Солевой состав вод, как показатель нефтеносности. Рассмотрение условий образования природных вод и, в частности вод нефтяных месторождений, позволило установить основные генетические типы этих вод.

В частности, нами было показано, что гидрокарбонатнонатриевый и хлоркальциевый типы вод особенно распространены в недрах нефтяных месторождений. Следовательно, наличие в недрах этих типов вод могло бы служить в качестве благоприятного показателя возможной нефтеносности недр.

Высокая минерализация вод, принадлежность их к резко выраженной хлоридной группе, значительное содержание хлоридов щелочных земель, незначительное содержание или полное отсутствие сульфатов в водах, наряду с содержанием в них иода, нафтеновых кислот, брома, бора, делают подобный состав вод благоприятным показателем нефтеносности в случае нахождения его в недрах.

Наличие в недрах хлоркальциевых вод высокой минерализации, но с значительно выраженной сульфатностью и не содержащих иода или нафтеновых кислот, характеризует лишь высокую закрытость недр. Сама по себе закрытость недр является, конечно, необходимым условием формирования нефтяных месторождений. Но наличие в недрах нефти в промышленных количествах должно, кроме того, определяться возможностью нефтеобразования в данных геологических условиях и присутствием в разрезе пород, характеризующихся хорошими коллекторскими свойствами.

Констатация минерачьных источников хлоркальциевого типа должна всегда привлекать к себе внимание геологов-нефтяников. Но само собой разумеется, наличие подобных источников далеко не всегда говорит о безоговорочной промышленной нефтеносности недр. Особенно подозрительны случаи нахождения вод хлоркальциевого типа, но весьма слабой минерализации.ставящей эти воды в один ряд с пресными водами. В большинстве случаев подобный состав вод определяется исключительно погрешностями анализа.

Среди выявленных гидрогеохимических критериев газонефтеносности следует выделить два наиболее общих, представляющих значительный практический интерес. Прежде всего установлено, что состав растворенного газа для нефтегазоносных областей преимущественно углеводородный. Вторым является вывод о том, что для регионов, характеризующихся весьма малыми промышленными запасами или их отсутствием, состав растворенных газов пластовых вод преимущественно азотный или азотно-кислый.

11. Сейсморазведка. Основные методы и их физическая сущность. Способы возбуждения и регистрации упругих колебаний. Возможности применения метода

Сейсмический метод исследований (сейсморазведка) основан на изучении особенностей прохождения искусственно созданных упругих колебаний через толщи горных пород, характеризующихся различной плотностью и различной скоростью распространения сейсмических волн. Метод является в первую очередь количественным, т.е. позволяет определить глубины залегания поверхностей раздела между отличными по своим упругим свойствам горными породами. На основании данных о глубинных залеганиях этих поверхностей могут быть сделаны геологические построения, в том числе и имеющие непосредственное гидрогеологическое или инженерно-геологическое приложение.

В основу сейсморазведки легла теория распространения упругих колебаний в геологической среде, разработанная в сейсмологии. Сейсморазведка - совокупность методов исследования геологического строения земной коры и верхней мантии, основанных на изучении распространения в них упругих волн, вызванных искусственным путём (взрыв, удар). Возбуждение сейсмических волн. Возбуждение волн взрывом заряда в скважине позволяет ослабить вредное влияние поверхностной и звуковой волн и избежать поглощения энергии колебаний в приповерхностных рыхлых породах. Частотный спектр возбуждаемых колебаний зависит от литологического состава и физических свойств окружающих пород. Чем больше скорость распространения сейсмических волн в породах, тем выше частота возбуждаемых колебаний. Наилучшие результаты получаются при взрывах в пластичных породах, например в глинах. Одиночный заряд взрывчатых веще'ств может считаться с достаточной степенью приближения точечным источником колебаний, из которого распространяется сферическая волна. При группировании взрывов, т.е. при расположении в плане нескольких зарядов вдоль профиля или по квадратной, радиальной, многоугольной сети, возникает направленность в распределении энергии взрыва. При больших расстояниях между зарядами в группе, сравнишях с длиной волны, возникающее упругое возмущение имеет достаточно протяжённый плоский фронт, поэтому такой способ наблюдений назван «методом плоского фронта». В сейсморазведке используется свойство упругих волн распространяться во все стороны от источника возбуждения, претерпевать на встретившихся на их пути сейсмических границах преломление и отражение и затем возвращаться (частью своей энергии) к земной поверхности, где создаваемые ими колебания могут быть зарегистрированы специальной аппаратурой -сейсмической станцией (сейсмическая станция, научное учреждение, ведущее регистрацию колебаний земной поверхности, а также их первичную обработку. Разведочные сейсмические станции регистрируют искусственные сейсмические волны с целью изучения геологического строения земной коры и поисков месторождений полезных ископаемых). В комплексе приборов станции могут быть выделены три узла: сейсмоприёмники (сейсмографы), усилители низкой частоты и осциллограф. Последний представляет собой систему смонтированных вместе гальванометров, число которых, так же как и усилителей, соответствует количеству сейсмографов. Параметры зарегистрированных волн позволяют определить глубину залегания сейсмических границ, их морфологию, а также дают возможность судить о геолого-физических параметрах пород, встреченных волнами на их пути. Регистрация сейсмических волн. Приём и запись волн должны осуществляться таким образом, чтобы, пропустив сквозь сейсмический канал и усилив полезные волны, подавить помехи. Для этого прежде всего необходимо воспользоваться средствами частотной селекции, т.е. выбрать оптимальную фильтрацию. Необходимо следить за тем, чтобы сейсмоприёмники были хорошо установлены на профиле. Для этого их размещают в ямках, добиваясь надёжного контакта сейсмоприёмников с почвой. Создание оптимальных услошй регистрации сейсмических волн представляет собой необходимое условие успеха сейсмических работ. Результаты интерпретации сейсмических наблюдений представляют в виде разрезов и структурных карт, которые используют для практических целей, в частности для определения мест заложения глубоких разведочных скважин при поисках нефтяных и газовых месторождений.

В сейсморазведке различают два основных метода: метод отражённых волн (MOB) и метод преломлённых волн (МПВ).

Существует также большое число модификаций этих методов, которые можно подразделить: по условиям проведения наблюдений (наземная, морская); по способу наблюдений (на профиле, в точке); по типу используемых вЮлн (методы продольных, проходящих, поперечных волн); по частотному диапазону регистрируемых колебаний (сейсморазведка низкочастотная - 25 - 30Гц, среднечастотная - 30 - 80, высокочастотная -более 80); по способам регистрации (аналоговая, цифровая); по способу преобразования и заполнения сейсмической информации (сейсмоголография идр.).

Наиболее важное значение сейсмический метод имеет для поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений. Предварительные сейсморазведочные работы дают возможность найти благоприятную для накопления нефти и газа структуру (ловушку) на большой глубине, определить её основные геометрические элементы и с очень большой достоверностью правильно ориентировать расположение глубоких разведочных скважин. Несмотря на высокую абсолютную стоимость сейсморазведочных, работ, они во много раз дешевле глубокого разведочного бурения.

Быстрое развитие сейсмического метода разведки в значительной мере объясняется требованиями, которые предъявляются к нему нефтяной промышленностью и которые этот метод успешно удовлетворяет.

Использование сейсмического метода для поисков и разведки нефти и газа чрезвычайно возросло, т.к. мировая добыча этих видов топлива резко увеличилась и понадобилось значительно увеличить их разведанные запасы.

12. Построение профильных геологических разрезов глубокозалегающих пластов по скважинам

В силу различных природных и технических причин скважины в процессе бурения отклоняются от заданных направлений. Различают азимутальное искривление (отклонение от заданного азимута) и зенитное искривление. Измерение зенитных углов скважины И и азимутов её направления б позволяет определить пространственное положение скважины, что необходимо при построении разрезов. При незначительных (до100) азимутальных отклонениях от заданного направления ошибки в пространственной ориентировки не превышают ошибок построения и могут не учитывается. В случае более значительных отклонениях и при любых зенитных искривлениях оси скважины определяются с помощью расчётов и графических построений.

Чтобы изобразить в разрезе искривлённую буровую скважину, делают построение в двух или трёх плоскостях : в горизонтальной и вертикальной или в горизонтальной и двух вертикальных. Если скважина задаётся вертикальной, то одна из вертикальных плоскостей ориентируется в крест простирания исследуемой структуры, а другая - по простиранию. При наклонной скважине одна из вертикальных плоскостей должна совпадать с плоскостью, в которой была задана наклонная скважина.

В скважинах залегания различных элементов мы определяем по стволу скважины, но так как идеально вертикальных скважин в бурения не бывает, то данная глубина не является истинной и абсолютной.

Замер истинной глубины проводятся следующим образом.

Определяем вертикальную проекцию между двумя замерами интервала и суммируем их.

Для получения абсолютной отметки пласта необходимо, от вертикальной проекции, искривлённой скважины, вычисть разницу истиной отметки устья от абсолютной.

Корреляция ( сопоставление ) разрезов скважин является одним из наиболее важных и ответственных этапов в проведении геологических исследований по материалам бурения. Сопоставление разрезов только по керновым данным трудно из-за ограниченного отбора керна, трудоёмкости его обработки и недостаточной представительности. Поэтому исключительной ценностью при корреляционных построениях разрезов скважин обладают каротажные диаграммы. Наиболее достоверное сопоставления разрезов скважин возможно при комплексном использовании каротажных и керновых данных.

При корреляции разрезов уточняются литолого-стратиграфические колонки скважин, выделяются опорные пласты (горизонты) и определяются глубины их залегания в различных скважинах. Таким образом, получают исходные данные для составления типовых геолого-геофизических разрезов, геологических карт, профильных разрезов и других геологических материалов, необходимых для изучения геологического строения и нефтегазоносности месторождений и областей.

Следующим этапом является корреляция отдельных частных разрезов между собой и установление возрастных соотношений пород этих разрезов без непосредственного непрерывного прослеживания отдельных слоёв или горизонтов. Различают местную и общую корреляцию. Местная корреляция сравнение разрезов одного района. Общая корреляция определение одновозрастных отложений, развитых в удалённых районах и континентах. При этом следует учитывать, что одновозрастные породы разных континентов содержат различные комплексы фауны.

При корреляции находят опорные или маркирующие горизонты, это такие горизонты которые сохраняют свои физико-литологические характеристики по всему месторождению. Они могут быть нефтяными или глинистыми, если они хорошо обиваются по каротажу или сохраняют свою мощность и литологический состав на всех участках месторождения.

Собрав разрезы скважин, и отметив маркирующие горизонты, делают сопоставление профиля. Отслеживая изменение опорных горизонтов на продолжении всего месторождения, и выясняют причины. При этом необходимо отследить нефтяные горизонты, так как на основе этих данных в дальнейшем проектируется их разработка.

После корреляции составляется единый типовой разрез. Типовой разрез обязателен для каждого месторождения.

Для составления типового разреза необходимо:

- детально изучить разрезы всех скважин, пробуренных на месторождении;

- выбрать масштаб;

- разрезы скважин вычертить в виде грунтовых колонок или каротажных диаграмм, отметить опорные горизонты, установить последовательность залегания свит и горизонтов;

- сопоставить разрезы скважин и привести к одному стратиграфическому уровню;

- по мощности выделенных свит и пластов определить их среднюю мощность.

Далее по этим данным вычерчивают разрез месторождения в определённом масштабе в виде колонки.

В результате сложности построения профиля по ломаной линии, искажения углов падения и мощности пластов, также значительное удлинения профиля. А построение профиля по прямой не даёт возможность использования максимального количества данных, то используют метод проекции близлежащих скважин на профиль. При данном проектировании необходимо: увязывать проектируемые скважины так чтобы её данные соответствовали данным пласта в том месте, куда скважина проектирована. То есть, если на данном мести пробурить скважину её разрез соответствовал бы, спроектированному разрезу.

13. Зоны нефтегазонакопления и нефтегазообразования. Критерии их выделения. Примеры таких зон

Когда на путях миграции углеводородов встречаются ловушки, способные накапливать и сохранять в себе значительные количества нефти и газа, начинается процесс образования залежи. Нефть и газ, заполнив одну ловушку, мигрируют вверх по восстанию пластов в следующую. Механизм формирования скоплений углеводородов, их типы и масштабы зависят от ряда тектонических, литологических, геохимических, гидрогеологических и других факторов. Практически для отдельных геологических районов условия образования залежей нефти и газа существенно различаются. Однако для всех районов существуют определенные общие черты процесса формирования нефтяных газовых скоплений. Одной из первых попыток стройного объяснения механизма образования залежей нефти и газа, общего для всего многообразия геологических условий, явилась антиклинальная теория. Согласно ей, формирование скоплений этих полезных ископаемых происходит главным образом в антиклинальных поднятиях и обусловливается ощутимой разницей удельных плотностей этих флюидов и воды. Антиклинальная теория позволила объяснить образование единичных скоплений нефти и газа.

Принцип дифференциального улавливания и формирования залежей нефти и газа в процессе миграции углеводородов приводится применительно к валу, вдоль которого структуры располагаются одна выше другой. Принцип дифференциального улавливания применим только при условии, что объем ловушки значительно меньше объема мигрирующих углеводородов. Этот принцип не является универсальным, объясняющим все многообразные условия формирования залежей. В более поздних работах было показано, что в отдельных геологических районах в силу специфических особенностей их строения процесс формирования залежей нефти и газа может происходить по схеме, отличной от предлагаемой теорией дифференциального улавливания. Как правило, основные положения этой теории соблюдаются в случае, когда группа ловушек, расположенных гипсометрически одна выше другой, образовалась примерно в одно и то же время. Если же они разновозрастны, то механизм формирования залежей различного флюидального состава оказывается более сложным и определяется не только дифференциацией удельных плотностей нефти, газа и воды, но и другими причинами.

Исследования последних лет показали, что на процесс формирования залежей углеводородов различного флюидального состава существенно влияют термодинамическая обстановка в недрах, типы исходного органического вещества, рассеянного в нефтематеринских породах, степень преобразованности этого вещества и пр.

Анализ закономерностей распространения выявленных ресурсов нефти и газа по различным нефтегазоносным областям свидетельствует о том, что в отдельных регионах в определенных интервалах разреза, несмотря на наличие там коллекторов, отсутствуют промышленные скопления углеводородов, тогда как в других зонах они имеются. Изучение условий формирования залежей показывает, что их размещение во многом зависит от наличия и размеров нефте-газогенерирующих толщ, мощности региональных нефтегазоупоров и пр.

Характер распределения залежей в пределах мощных литологических толщ во многом определяется положением в разрезе нефтегазогенерирующих толщ и наличием непроницаемых покрышек, их мощностями, выдержанностью по площади, экранирующей способностью, положением в разрезе, соотношением с пластами-коллекторами, а также развитием различных типов ловушек, гидрогеологической обстановкой и др. В толщах, представленных карбонатными породами, обычно формируются массивные залежи, а в терригенных коллекторах распространены многозалежные месторождения.

Во многом определяет условия формирования залежей также характер распределения песчаных и глинистых пластов в нефтегазосодержащей толще. Отношение суммарной мощности глинистых пластов к общей мощности нефтегазосодержащей толщи характеризует условия вертикальной и латеральной миграции внутри этой толщи. Если глинистые пласты и пропластки маломощны и не выдержаны по площади, то залежи нефти и особенно газа обычно концентрируются в верхней части толщи пород под региональной покрышкой. В случае равномерного чередования глинистых покрышек с пластами-коллекторами при наличии благоприятных условий для вертикальной миграции залежи формируются по всему разрезу. Если в нижней части разреза над нефтегазогенерирующей толщей выделяется достаточно мощная нефтегазоупорная покрышка, то в этой части разреза залежи бывают сконцентрированы, как правило, только в низах комплекса. За пределами развития нефтегазоупорной толщи залежи располагаются по всему разрезу.

Ловушка -- часть природного резервуара, в которой благодаря структурному порогу, стратиграфическому экранированию, литологическому ограничению или другим барьерам возможно образование скоплений нефти и газа. Любая ловушка представляет собой трехмерную объемную форму, в которой в силу емкостных, фильтрационных и экранирующих свойств накапливаются и сохраняются углеводороды.

Наиболее простым и распространенным случаем образования ловушки является смятие пластового или массивного природного резервуара под воздействием складкообразовательных тектонических движений в антиклинальную структуру. Если в изогнутый в виде свода проницаемый пласт, перекрытый непроницаемыми породами, попадут нефть, газ и вода, то, распределяясь согласно плотностям, нефть и газ займут верхнюю часть сводового изгиба и будут изолированы сверху непроницаемыми породами, а снизу водой. Образование ловушки возможно и тогда, когда проницаемый пласт вверх по восстанию полностью выклинивается в непроницаемых породах или когда создаются другие литологические барьеры на путях миграции (литологические ловушки). В природе нередки случаи, когда ловушки образуются в результате стратиграфически несогласного перекрытия пластов-коллекторов непроницаемыми породами (стратиграфические ловушки).

Все наиболее распространенные в природе ловушки нефти и газа можно разделить на три типа: 1) связанные со структурными дислокациями, 2) литологически ограниченные, 3) стратиграфически экранированные. В практике разведочных работ на нефть и газ ловушки двух последних типов относят к категории неантиклинальных, а первый тип называют антиклинальными ловушками.

Каустобиолиты - органические горючие камни (угли, торф, сланцы). Классификация - твёрдые каустобилиты угли из водорослей образуются сапропелевые угли, из высших растений - гумусовые угли. Стадии физического накопления больших масс осадков - на месте образуются автохтонные и при переносе ветром и водой аллохтомные отложения углей. Стадия уплотнения перекрытие песчаной кровлей (бурые угли), при повышении температуры и давления, образуются каменные угли, под мощной кровлей пород химитизация процесса продолжается и образуются более твёрдые угли антрациты. Горючие сланцы - глинистые и мергелистые породы с запахом битума, в осадочных породах и пласты мощностью до нескольких метров простирание на десятки километров. Жидкие Каустобиолиты: нефть и горючий газ - маслянистая жидкость, из нефтематеринских свит, исходный материал - рассеянное органическое вещество растительного и животного происхождения, накапливаемое с осадками в субаквальных условиях и при разложении в условиях без кислорода. При изменении органического вещества образуются газообразные и жидкие УВ, составляющие нефть, они находятся в рассеянном состояние среди глинистых и илистых материнских осадков. По мере образования нефть, благодаря подвижности выжимается из материнских пород и мигрирует в пористые и трещиноватые породы, которые служат её коллекторами, природные резервуары - пластовые, массивные, литогически неправильные, созданы условия относительного равновесия жидкостей и газов, при котором движение вверх прекращается, под действием гравитационных сил происходит отделение нефти от воды и возможно от газа и залежь может быть чисто газовой или нефтяной или газонефтяной (с газовой шапкой) и любыми по возрасту образования.

Зонами нефтегазонакопления называется ассоциация (совокупность) смежных и сходных по своему геологическому строению место скоплений нефти и газа, приуроченных к определённой и в целом единой группе связанных между собой локальных ловушек.

В основу классификации положен принцип выделения генетически различных их типов с учётом особенностей геологических факторов, которым принадлежит главная роль в формировании каждого из выделяемых классов и групп.

Месторождения, составляющие зону нефтегазонакопления, сходят между собой главными особенностями строения и условиями образования залежей, т.е. типовым составом ловушек нефти и газа.

По составу определяющих геологических факторов выделяют четыре класса или группы барьеров - носителей реальных и потенциальных зон нефтегазонакопления.

1) Структурные барьеры. На платформах к ним относятся: вершины сводов, линейные дислокации склонов, микрорифтовые структуры. Преобладают ловушки сводового типа и тектонического экранирования.

2) Структурно-формационные барьеры. Тектонические структуры этих барьеров (разломы, уступы, валы, своды) сопровождаются существенно важными изменениями состава и распространения резервируемых толщ (например, барьерные рифы), что обеспечивает широкое распространение ловушек экранирования.

3) Формационные барьеры. Не обнаруживают видимой генетической связи с тектоническими структурами. Их появление обязано главным образом палеогеоморфологии (прибрежные, русловые и дельтовые песчаные образования, эндотические выступы древнего рельефа.

4) Гидродинамические барьеры. Возникают главным вблизи бортовых уступов или в бортовых зонах глубоких впадин при взаимодействии иллюзионного и инфильтрационного гидродинамических режимов водонапорных систем природных резервуаров.

Каждому типу тектонической структуры нефтяного или газового месторождения свойственна характерная для него ассоциация или совокупность ловушек. Тектоническая, седиментогенная или геоморфологическая структура месторождения нефти и газа -- важнейший признак, которым прежде всего руководствуются при прогнозировании нефтяных и газовых месторождений и при проведении поисковых геолого-геофизических работ. Установив в процессе этих работ тип структуры, определяют состав вероятных типов ловушек, на которые ориентируются при постановке поискового и разведочного бурения. Таким образом, важнейшими признаками месторождений нефти и газа, которые должны учитываться при их поисках и классификации, являются структура месторождения и типы залежей. Но характер структур, контролирующих месторождения нефти и газа, предопределяется, в свою очередь, принадлежностью этой структуры к тем или иным геоструктурным элементам земной коры и особенностями развития этих элементов.

14. Наиболее распространённые осадочные породы, их происхождение, ёмкостно-филътрационные свойства

Все горные породы делятся на три категории: магматические, осадочные и метаморфические. На долю осадочных пород приходится около 5% массы земной коры, но именно к ним приурочены почти все месторождения нефти и газа. Механические свойства этих пород существенно зависят от строения, минералогического состава, степени их неоднородности.

Строение породы принято характеризовать прежде всего её структурой и текстурой. Пол структурой породы понимают те особенности строения, которые обусловлены формой, размерами, характером поверхности образующих её минералов, а также характером связи между последними.

По своей структуре все осадочные породы подразделяются на кристаллические и обломочные. К кристаллическим относятся органогенные и хемогенные породы. Наиболее распространены породы: карбонатные (известняки, доломиты, мергели), сульфатные (гипсы, ангидриты), галогенные (каменная соль) и кремнистые (диатомиты, опоки, кремни).

Группу обломочных пород можно разделить на четыре подгруппы: грубообломочные с размерами обломков более 2мм (гравий, галечники, брекчии); песчаные с размерами обломков от 0,1 до 2мм; мелкоземы с размерами от 0,01 до 0,1мм и глинистые с размерами частиц менее 0,01мм. Глинистые составляют около 55% массы осадочных пород. К песчаным породам относятся пески (несцементированная порода) и песчаники; к мелкоземам - алевролиты, супеси, суглинки, лёсс; к глинистым породам - глины, аргиллиты и глинистые сланцы.

В кристаллических породах кристаллиты связаны друг с другом силами молекулярного взаимодействия в местах взаимного контакта. В обломочных же породах связь между обломками осуществляется при помощи посторонних цементирующих веществ. Широко распространены кремнистый, карбонатный, железистый, а также глинистые цементы.

15. Природоохранные мероприятия при геолого-разведочных работах на нефть и газ

Задача охраны недр состоит в осуществлении системы мероприятий по предотвращению потерь нефти, газа и конденсата вследствие низкого качества проводки скважин, неправильной разработки нефтяных и газовых залежей и эксплуатации скважин, что приводит к преждевременному обводнению или дегазации пластов, перетокам жидкости между продуктивными и непродуктивными горизонтами, нарушению прочности колонны и цемента за ней. разрушению нефтегазосодержащих коллекторов, и иным явлениям, ухудшающим состояние недр.

Контроль по охране недр при разработке месторождений ведут руководители, геологи и инженеры нефтедобывающих предприятий.

В период эксплутационного разбуривания месторождения необходимо принять меры для предотвращения открытого фонтанирования, обвалов ствола скважины; изолировать друг от друга нефтяные, газовые и водоносные пласты в скважинах; обеспечить герметичность колонн и высокое качество их цементирования; до начала бурения необходимо составить и утвердить геолого-технический наряд для каждой скважины.

При разработке нефтяных месторождений можно выделить следующие основные заданы охраны недр:

предотвращение межпластовых перетоков нефти и воды по заколонному пространству;

предотвращение грифонообразований по заколонному пространству эксплуатационных скважин;

предотвращение потерь запасов нефти в залежах.

Для выполнения вышеуказанных условий при разработке месторождения предусматривается:

применение многоколонных конструкций при бурении эксплуатационных скважин с цементажом заколонного пространства согласно требований пунктов 2.7.8 и 2.7.9 "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", 1993 г;

использование при цементировании обсадных колонн цементных- растворов, определяемых проектами на строительство скважин и требованиями ГОСТов на тампонажные материалы;

выполнение в процессе бурения эксплуатационных скважин обязательного комплекса геофизических исследований;

осуществление мероприятий по предупреждению открытых выбросов и фонтанов; осуществление процесса разработки месторождения в соответствии с утвержденным проектным документом;

проведение обязательного комплекса исследований по контролю разработки;

эксплуатация добывающих скважин в соответствии с технологическим режимом, утвержденным в установленном порядке;

недопущение эксплуатации дефектных добывающих скважин (с нарушенной герметичностью эксплуатационных колонн, отсутствием цементного камня за колонной, пропусками фланцевых соединений и т.п.), в виде исключения эксплуатация таких скважин может быть разрешена по согласованию с органами Госгортехнадзора;

проведение исследовательских и ремонтно-изоляционных работ в случаях появлении признаков подземных утечек или межпластовых перетоков нефти и воды;

проведение геофизических и гидрогеологических исследований с целью определения места притока воды, ее источника в обводняющихся скважинах.

16. Стадии поисково-разведочного процесса. Их характеристика

Геологоразведочные работы в новом перспективном регионе проводятся в определенной последовательности -- по этапам и стадиям. Все этапы и стадии различаются по масштабу и характеру объекта изучения, по задачам, видам работ и ожидаемым результатам. Таким образом, работы в регионах проводятся в три этапа -- региональный, поисковый и разведочный.

Суть стадийности -- соблюдение в каждом случае последовательной зависимости начала одной стадии от результатов предшествующей. Нарушения этой зависимости могут происходить из-за недооценки роли региональных исследований, в результате которой они проводятся с опозданием или в меньших объемах. Но чаще всего нарушения нормальной стадийности поиска возникают в результате снижения эффективности работ по выявлению и подготовке структур к глубокому бурению. Как правило, это происходит при изменении поисковых задач в районе, например при переключении поисков с верхнего структурного этажа или структурных ловушек, исчерпанных разведкой, на нижний этаж или ловушки иного типа.

Виды исследований при поисково-разведочных работах на нефть и газ различаются в зависимости от размеров объекта и степени детальности исследования этого объекта и разделяются на региональные и детальные.

В качестве региональных видов исследования применяют мелкомасштабное геологическое и структурно-геологическое картирование, магниторазведку, гравиразведку, электроразведку, различные методы сейсморазведки, гидрогеологические и геохимические исследования, бурение структурных, параметрических и опорных скважин и, наконец, широкие научные обобщения и экстраполяции.

Детальные исследования осуществляют применением крупномасштабного структурно-геологического картирования, структурного бурения, различных модификаций сейсморазведки отраженных волн, некоторых видов геохимических и гидрогеологических исследований и, наконец, бурения поисковых и разведочных скважин. Детальное изучение разреза продуктивных толщ осуществляют при бурении разведочных скважин. В практике работ результаты детальных исследований на различных площадях используют для широких региональных построений и обобщений.

Весь процесс геологоразведочных работ на нефть и газ состоит из двух этапов : поискового и разведочного. Поисковый этап включает комплекс исследований нефтегазоносной территории, предшествующих выявлению нефтяных и газовых месторождений, и завершается их открытием. На разведочном этапе оконтуриваются выявленные залежи нефти и газа и выполняются исследования, направленные на подготовку месторождения к промышленной разработке.

Поисковый этап подразделяется на три стадии: региональные геолого-геофизические работы, подготовку площадей геолого-геофизическими методами к поисковому бурению и поисковое бурение.

Региональные работы.

На первой стадии поискового этапа производятся региональные исследования новых, еще слабо изученных территорий, считающихся по общим геологическим данным перспективными на нефть и газ.

В процессе региональных исследований должны быть решены следующие основные задачи:

А) установлены литология и возраст осадочной толщи, ее мощность, фациальная изменчивость, основные структурные этажи;

Б) выявлены и изучены возможно нефтегазоносные комплексы, породы-коллекторы, покрышки, возможны нефтематеринские толщи;

В) выяснено региональное тектоническое строение фундамента и осадочной толщи, установлены взаимоотношения структурных этажей, зоны стратиграфических несогласий и выклинивания пластов и толщ, типы возможных ловушек для скопления нефти и газа;

Г) изучены поверхностные выходы и проявления в опорных и параметрических скважинах нефти, газа, битумов и воды;

Д) выделены возможные зоны нефтегазонакопления;

Е) дана прогнозная оценка нефти и газа;

Ж) определены первоочередные объекты для дальнейших поисков;

З) установлены наиболее рациональный комплекс геологических, геофизических, геохимических и буровых работ и методика их проведения на второй стадии поискового этапа.

Завершающим этапом региональных работ и научного их обобщения является оценка перспектив нефтегазоносности недр. Она производится по отдельным тектоническим зонам и стратиграфическим комплексам. В результате региональных работ должны быть определены первоочередные направления поисков нефти и газа, поставлены конкретные задачи поисковых работ и даны рекомендации по методики их проведения.

2) Поисковое бурение.

Основными задачами поискового бурения являются изучение геологического строения площади, выявления перспективных на нефть и газ горизонтов и их предварительная геолого-экономическая оценка. В результате поискового бурения на вновь открытых месторождениях и залежах должны быть оценены запасы нефти и газа по категориям С1иС2.

Поисковые скважины закладываются на структурах, подготовленных к глубокому бурению, по взаимно пересекающимся профилям для определения приближенных размеров и форм структур и положений нефтегазоносных пластов в разрезе.

В процессе бурения скважин все пласты, перспективные на нефть и газ, должны быть опробованы пластоиспытателями и в колонне.

При получении промышленного притока нефти и газа скважину исследуют. В ней определяют на различных режимах работы дебит, пластовое и забойное давления, газовый фактор, содержание воды и нефти, количество конденсата в газе и т.д. Если из скважины получен небольшой приток нефти, следует принять меры по его интенсификации. При карбонатных коллекторах рекомендуется проводить солянокислотные обработки, в песчаных пластах-гидропескоструйную перфорацию. Для коллекторов любого типа может возникнуть необходимость в гидроразрывах пластов.

3) Разведочное бурение на месторождениях нефти.

Основная цель разведочного этапа поисково-разведочных работ-подготовка месторождений к разработке, Для достижения этой цели должны быть решены следующие задачи:

А) изучены тектонические особенности месторождения;

Б) установлены литологический состав продуктивных пластов, их общая и эффективная мощность, коллекторские свойства, нефтегазонасыщенность и характер изменения этих параметров по площади и разрезу;

В) определены положения водонефтяного, газонефтяного или газонефтяного контактов;

Г) установлено промышленное значение нефтяной оторочки;

Д) определены дебиты нефти, газа, конденсата, воды, а также пластовое давление, давление насыщения и другие параметры залежи;

Е) исследованы физико-химические свойства нефти, газа, конденсата и пластовой воды;

Ж) подсчитаны запасы нефти и газа по категориям В и С1.

Разведка пластовых сводовых залежей производится по профилям. На складках брахиантиклинального типа профили закладываются по длинной оси и перпендикулярно к ней. При разведке складок антиклинального типа закладывают три профиля и более вкрест простирания структуры. Скважины на профилях располагаются с таким расчетам, чтобы вскрыть залежь на разных гипсометрических уровнях.

Разведка пластовых сводовых залежей, нарушенных разрывами, усложняется, так как необходимо определить положение этих разрывов и положение водо- и газонефтяных контактов для каждого блока.

Разведка пластовых тектонически экранированных залежей -такие залежи встречаются на моноклинальных склонах или в пределах локальных структур. Первая задача при разведке литологически экранированных залежей на моноклиналях сводится к определению положения линии выклинивания возможно продуктивных горизонтов. Поиски и разведка таких залежей обычно совмещаются.

4) Доразведка нефтяных и газовых скважин.

На многозалежных месторождениях в первую очередь разведуются и вводятся в разработку основных по запасам и продуктивности залежей. В процессе разработке этих залежей проводится доразведка залежей, залегающих выше.

Все работы, связанные с поисками и разведкой новых залежей, расположенных глубже разрабатываемых объектов, не следует относить к доразведке месторождения. В задачу доразведки входят уточнение представлений о строении геологического разреза месторождения и открытых ранее залежей; получение дополнительных данных о коллекторских свойствах продуктивных пластов и флюидов, насыщающих их; уточнение контуров нефтегазоносности и других параметров, недостаточно изученных в процессе разведки и необходимых для уточнения промышленной ценности залежей нефти и газа, подлежащих вводу в разработку во вторую очередь.

...