Технологические особенности нефтегазовой промышленности

5) Промышленная оценка открытых месторождений нефти и газа.

Промышленная оценка второго месторождения должна производиться как на поисковой стадии, так и в процессе его разведки. Оценка месторождения на поисковой стадии необходима для определения целесообразности его дальнейшей разведки. Критерием для этого служат извлекаемые запасы нефти, продуктивность горизонтов, горно-геологические условия разработки и близость месторождения к промышленным коммуникациям или к нефтяным и газовым трубопроводам. Если оценка этих факторов по предварительным данным поискового бурения показывает экономическую целесообразность ввода месторождения в разработку, то производят его разведку.

Если будет дана отрицательная оценка нового месторождения и будет принято решение о нецелесообразности ввода его в разработку в ближайшие годы, то с целью предупреждения излишних затрат разведка месторождения не производится, а запасы нефти или газа берутся на учет по низким категориям ( С2 и С1).

По завершении разведочных работ также необходимо произнести промышленную оценку месторождения. В результате промышленной оценки месторождения подсчитываются и утверждаются запасы нефти и газа, составляются технологическая схема и проект обустройства его.

Ввод мелких месторождений должен производиться с учетом соответствующих экономических расчетов. Освоение новых, удаленных от коммуникаций районов целесообразно начинать после открытия в них значительных запасов нефти и газа. Это дает возможность более экономично решать все вопросы, связанные со строительством новых промыслов.

Оценка эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ.

Основным показателем эффективности геологоразведочных работ является стоимость их,отнесённая к единице подготовленных запасов соответственно нефти или газа (руб / т нефти и руб / 1000м3 газа ).

Другими показателями эффективности геологоразведочных работ могут быть :

прирост запасов нефти или газа, отнесённый на 1 м всех пробуренных скважин (т/м или м3/м ) ;

прирост запасов нефти или газа, отнесённый на одну законченную строительством разведочную скважину (т/скв. Или м3/скв)

отношение числа продуктивных скважин к общему числу законченным строительством скважин (%).

Стоимость геологоразведочных работ включает затраты на геологоразведочные работы (структурное бурение, геофизические исследования и пр.) ина строительство глубоких поисковых и разведочных скважин. Прирост запасов при расчёте эффективности следует принимать по категории А+ В +С1. Поэтому более объективным остаются показатель эффективности работ,выраженный в подготавливаемых запасах на одну скважину, так как он не зависит от глубинны залегания залежи.

Повышение эффективности геологоразведочных работ может быть достигнуто за счёт :

концентрации геологоразведочных работ по наиболее перспективным направлениям ;

совершенствования методики и комплекса геологоразведочных работ;

совершенствования техники и технологии буровых работ;

улучшения техники и технологии буровых работ.

Улучшения геофизических исследований в скважинах и повышения выноса керна;

Совершенствования техники и технологии испытания скважин в процессе бурения и через эксплуатационную колонну.

17. Методы определения пластовых и забойных давлений. Карты приведённых давлений

Пластовое давление определяет состояние жидкости, а также тот запас естественной энергии, в результате использования которого пластовые жидкости извлекаются на поверхность. Значения его в различных точках одной и той же залежи неодинаковы. Они меняются также во времени и в процессе разработки.

Под пластовым давлением понимается давление в некоторой точке пласта, не подверженной воздействию воронок депрессии соседних скважин. Однако в связи с тем, что непосредственный замер пластового давления возможен лишь с помощью скважин, можно считать, что под пластовым давлением фактически понимается статическое забойное давление, т. е. давление на забое остановленной скважины, начиная с того момента, когда после ее остановки в пласте (в районе расположения этой скважины) установилось относительное статическое равновесие.

За начальное пластовое давление обычно принимается статическое забойное давление первой скважины, вскрывшей пласт, замеренное до нарушения статического равновесия, т. е. до отбора из пласта сколько-нибудь значительного количества пластовой жидкости. Естественно, что этот один или несколько замеров характеризуют начальное пластовое давление лишь в определенных точках пласта и не могут быть приняты для залежи в целом. Для определения среднего начального пластового давления полученные замеры по первой скважине (или по первым скважинам) должны быть пересчитаны на среднюю точку объема залежи, на середину этажа нефтеносности, или приведены к поверхности начального водо-нефтяного контакта.

Для наблюдения за процессом разработки пласта необходимо систематически замерять пластовые давления в эксплуатируемых скважинах. Эти замеры лучше всего производить глубинными манометрами. Существуют глубинные манометры двух типов: 1) максимальные и 2) регистрирующие с непрерывной записью показаний. Измерение пластовых давлений манометром по стволу скважины дает возможность определить истинную плотность жидкости и газа при данных давлении и температуре с учетом наличия растворенного газа в водо-нефтяной, смеси. Это может оказать помощь при построении карт изобар.

В тех случаях, когда при фонтанном или компрессорном способе эксплуатации невозможно применить глубинный манометр, пластовые (забойные) давления определяют расчетным путем по формулам. Эти формулы позволяют получить величины, приближающиеся к действительным пластовым давлениям.

При глубиннонасосной эксплуатации для определения забойных давлений расчетным путем используют данные о статических уровнях в скважинах. Уровни в скважинах (в затрубном пространстве) замеряют либо специальной желонкой, спускаемой при помощи лебедки Яковлева, либо эхолотом. Знания уровней нефти и воды в скважине дают возможность подсчитать забойное давление.

Для наблюдения за поведением пласта в процессе разработки необходимо изучать характер изменения и распределения пластовых давлений. Для этого строят карты изобар, т. е. карты равных пластовых давлений. Данными для этого служат замеры давлений в скважинах после их поочередной остановки при работе всех других скважин.

При замерах давления с целью построения карт изобар в каждой скважине должно быть свое время выдержки на забое глубинного манометра, обусловленное системой взаимодействия пласт -- скважина и физическими свойствами пород и флюидов.

При всем многообразии условий работы пласта и скважин практически не представляется возможным найти универсальные зависимости для определения времени выдержки глубинного манометра при замере пластового давления в скважинах. Поэтому можно принять такое время выдержки глубинного манометра для каждой скважины, в течение которого забойное давление в ней восстановится до среднего значения давления в пределах некоторой прилегающей к скважине области, или же определять непосредственно величину этого среднего давления в пределах участка, примыкающего к скважине при работе всех скважин пласта.

При наличии данных о давлениях по скважинам построение карт изобар не вызывает затруднений и методически аналогично построению структурных карт с той лишь разницей, что для них используют не приведенные глубины залегания пласта, а величины статических пластовых давлений по скважинам. При построении карт изобар необходимо учитывать:

наличие, как правило, исходных данных о давлениях на раз личные даты и необходимость приведения их на дату построения карты изобар;

зависимость давлений от глубины залегания пласта (давление связано с углом падения пород) и необходимость приведения их

к избранной условной поверхности; 3) отсутствие в пласте статического равновесия и необходимость применения в связи с этим соответствующих приемов интерполяции и особенно экстраполяции давлений. Рассмотрим особенности построения карт изобар более детально.

Приведение пластовых давлений по скважинам на дату построения карты изобар проще всего осуществлять графическим методом, который обеспечивает достаточную для практических целей точность. Сущность метода заключается в следующем. Все замеры пластовых давлений на различные даты наносят в виде точек на график (рис. 3). По полученным точкам (диаграмме «мушиных» точек) строят среднюю (хронологическую) кривую падения давления. Затем, полагая, что указанный средний темп падения давления характеризует всю залежь, и следуя этому темпу, приближенно определяют давление на искомую дату в любой скважине. Например, требуется определить давления в скв. 1 и 2 на дату составления карты изобар (на январь, соответствующего года). В этом случае, следуя параллельно средней кривой падения давления, находят искомые давления.



Рис. 3. Схема графического приведения давлений на дату составления карты изобар: 1 -- давления по скважинам; 2 -- зредняя (хронологическая) кривая падения давления; 3 -- точки давлений по рачетным скважинам; 4 -- искомые давления

Совершенно очевидно, что предлагаемый метод является приближенным. В связи с этим давления следует приводить к искомой дате лишь по близким скважинам, не используя для расчетов данные скважин, полученные задолго (например, за шесть месяцев) до даты, на которую приводятся давления для построения карты изобар. При неравномерных замерах пластовых давлений по скважинам и сосредоточении фактических данных по отдельным локальным участкам пласта более точные результаты при приведении давлений к одной дате достигаются использованием индивидуальных кривых изменения пластовых давлений по скважинам. Метод приведения давлений на искомую дату по индивидуальным кривым отдельных скважин аналогичен изложенному выше методу. Использование средней кривой падения давлений по пласту для приведения давлений по скважинам на определенную дату в случае неравномерных изменений давлений по отдельным скважинам может привести к неточным результатам, так как неравномерный отбор жидкости из скважин и литоло-го-физические особенности коллектора (особенно его проницаемость) создают различный темп падения давления по отдельным скважинам.

Давления необходимо приводить к уровню моря во всех случаях, когда изменения давлений вследствие падения пород превышают принятую точность (0,5 кПсм2 карты изобар.

Давления, приведенные к уровню моря, в дальнейшем будем называть приведенными изобарами.

18. Битумы и битумоиды. Их состав, генезис и принципиальные различия

Битумы встречаются в природе в виде газообразных, жидких и твердых веществ как в чистом виде, так и в смеси с другими минералами.

В смеси с неорганическим материалом битумы образуют битуминозные породы (битуминозные известняки, битуминозные песчаники и т. д.).

Характерной особенностью твердых и жидких битумов, отличающей их от углей, является их способность растворяться в бензине, скипидаре, бензоле, хлороформе и сероуглероде. Углеводородные вещества, не растворимые в указанных жидкостях и обнаруживающие битуминозность только при сильном прокаливании благодаря выделению при этом летучих битуминозных веществ, называются пиробитумами (например, антраксолиты, шунгиты, альбертиты и т. д.).

Пиробитумы в смеси с минеральными неорганическими веществами образуют пиробитуминозные породы, к которым относятся некоторые битуминозные угли (богхеды), различные горючие сланцы и тому подобные породы.

Наибольшее распространение в нашей стране благодаря трудам И.М. Губкина получила классификация битумов Г. Гефера. В основу этой классификации положены физические свойства битумов. По этой классификации битумы подразделяются следующим образом.

I. Газы: 1) природный, или натуральный; 2) нефтяной, сопровождающий нефть.

II. Жидкие битумы: 1) нефть; 2) горный деготь, смолы, смоличный деготь, или мальта (вязкая жидкость).

III. Твердые битумы: 1) горный воск, или озокерит; 2) горная смола; 3) асфальт.

IV. Смеси битумов с другими веществами.

В природе известна обширная группа минералов, тяготеющих по своим свойствам к битумам. Очень многие из этих минералов не имеют постоянного химического состава, а их физические свойства также варьируют довольно в широких пределах. Поэтому понятие «минерал» может быть распространено на такие вещества в известной мере условно. Генетическая взаимосвязь между минералами битумного ряда твердо не установлена. Было предложено несколько схем классификаций минералов битумного ряда. Наибольшей известностью пользовалась схема, предложенная Н.А. Орловым и В.А. Успенским. К заслугам упомянутых авторов следует отнести также первое систематическое описание минералов этой группы. Все последующие классификации в той или иной степени базируются на классификационной схеме и систематическом описании, предложенном Н. А. Орловым и В.А. Успенским.

Естественным развитием классификации Н.А. Орлова и В.А. Успенского является классификация, предложенная в 1952 г. В.А. Успенским и О.А. Радченко. В 1964 г. В.А. Успенский, О.А. Радченко, Е.А. Глебовский и др. предложили новую схему генетической классификации битумов.

Нафтиды

I генетическая линия -- битумы пластовой залежи -- включает ряд от первичной газоконденсатной системы, через парафинистые нефти, смолистые нефти, асфальты, вплоть до гуминокеритовых продуктов выветривания асфальта в обнаженной залежи.

II генетическая линия -- битумы естественных выходов -- включает ряд от газов, грязевых вулканов и изливающихся по трещинам нефтей до различных кислых продуктов закирования.

генетическая линия -- жильные битумы -- включает в основном ряд от озокеритов и вязких жильных асфальтов до оксикеритов и гуминокеритов, образующихся на выходах обнаженных жил.

генетическая линия -- фильтрованные нефти -- включает ряд различных типов нефтей, совмещающих черты исходного состава и специфику фильтрационных изменений.

V генетическая линия -- метаморфизованные нефти -- включает небольшой ряд сравнительно однотипных нефтей, связанных с породами повышенной катагенной измененности и обладающих определенной совокупностью свойств.

Нафтоиды.

I генетическая линия -- нафтоиды -- ряд недифференцированных, преимущественно высокосмолистых битумов, от газов и нефтеподобных жидкостей до антраксолитов, стоящих на грани свободного углерода.

II генетическая линия -- нафтоиды -- ряд парафиновых минералов и их гипергенных производных, от чистых гатчетитов до элатеритов и альгаритов.

III генетическая линия -- нафтоиды -- ряд высокоциклических продуктов природного пиролиза, образующихся, по-видимому, в основном за счет гумусового материала.

Нафтидо-нафтоиды.

генетическая линия -- природные коксы, образующиеся за счет пиролиза твердых битумов в условиях контактового метаморфизма.

генетическая линия -- контактово-измененные нефти пластовой залежи, подвергшиеся воздействию магматических интрузий.

Предложенная схема вряд ли может быть признана совершенной. Например, в начале классификации подчеркивается не генетический признак, а признак условий залегания (битумы пластовой залежи), в дальнейшем предпочтение отдается условиям преобразования иногда с весьма нечеткими признаками различий (например, V генетическая линия нафтидов и II генетическая линия нафтидо-нафтоидов). Несовершенство своей классификации чувствуют и авторы. Они пишут: «При рассмотрении этих рядов нетрудно видеть многократную повторяемость некоторых классификационных групп, выделяемых в обычных химических классификациях». Объясняют они это несовершенством существующих средств диагностики. Вместе с тем повторяемость классификационных групп в различных рядах лишает возможности практически применять предложенную классификацию.

Весьма близки к минералогической классификации Н.А. Орлова и В.А. Успенского классификации, предложенные в 1954 г. В.Н. Муратовым и в 1955 г. В.А. Клубовым.

Приведенные ниже особенности отдельных минеральных групп битумов (нафтоидов) заимствованы из работы В А. Клубова.

А. Класс нефтяных битумов.

Подкласс I. Продукты изменения нефтей с нафтеновым основанием, (минералы асфальтового ряда).

Группа асфалътов. К этой группе относятся мальты и асфальты. Мальты -- это густые вязкие черные нефти, пахнущие сероводородом, богатые кислородом и серой. Плотность около 1 г/см.3

Характерной особенностью большинства мальт является высокое содержание серы (до 7--9%). Типичный представитель мальт -- тринаскол -- густая вязкая масса, добываемая на Тринидадском месторождении асфальта. Плотность тринаскола 0,96 г/см3, содержание серы 3%. Мальты встречаются совместно с асфальтом и нефтями в условиях поверхностного залегания последних и связаны друг с другом постепенными переходами.

Асфальты -- вязкие, слегка эластичные или твердые аморфные вещества высокого молекулярного веса, буро-черные или черные, с блестящим или матовым раковистым изломом. Плотность 1,07-- 1,09 г/см3. Плавятся при 90--100° С (не выше 100--110° С). Полностью растворяются в бензине и сероуглероде, частично или полностью в петролейном эфире. Асфальты представляют собой смеси из высших полициклических углеводородов и органических соединений, содержащих серу и кислород в различных количествах. Роль парафина во всех асфальтах ничтожна. Высокий молекулярный вес асфальтов и малозаметное различие физических и химических свойств отдельных представителей не позволяют выделить в ряду асфальтов вполне определенные минеральные виды. Представляется возможным различать по элементарному составу лишь две разновидности: бескислородные асфальты и оксиасфальты.

Группа асфальтитов. Асфальтиты -- твердые хрупкие жильные битумы (гильсониты и грагамиты), плавкие (плавятся со вспучиванием и заметным разложением в случае грагамитов), полностью растворимы во многих органических растворителях. С одной стороны, они граничат с мягкими пластичными битумами -- асфаль-тами, отличаясь от них большей твердостью, хрупкостью и большей обогащенностью смолисто-асфальтовыми компонентами, с другой, -- с углеобразными керитами. Помимо плавкости, грагамиты отличаются от гильсонитов элементарным составом (более высоким отношением С/Н), причем содержание углерода и водорода в них несколько меньше, чем в гильсонитах, особенно у невыветрелых разностей.

Группа керитов. Название кериты (бытовые наименования -- жильные угли, нефтяные угли) применяется как собирательное для всех продуктов метаморфизма нефтяных минералов. По внешнему виду и физическим свойствам кериты похожи на каменные угли. От типичных нефтяных битумов они отличаются почти полной нерастворимостью в органических растворителях и неплавкостью. В группе керитов обычно выделяют альбертиты (низкие кериты) и импсониты (высшие кериты), которые по некоторым физическим и химическим свойствам совершенно идентичны, а по другим признакам обнаруживают последовательное нарастание изменений (плотность, выход бензольного кокса и др.) в ряду от самых молодых альбертитов к высшим импсонитам. Поэтому разграничение этих минералов условно. В составе низких керитов присутствуют небольшие количества масел.

Подкласс II. Минералы, образующиеся в результате гипергенного изменения минералов подкласса I

Группа гуминокеритов (оксикериты и гуминокериты). Для этой группы характерны минералы, испытавшие вторичную гумификацию.

Оксикериты -- продукты окисления нефтей и нефтяных минералов в зоне гипергенеза. Сюда относятся нефтяные минералы, практически потерявшие способность растворяться в органических растворителях, но еще не приобретшие свойства гуминовых кислот растворяться в щелочах. Минералы группы пока не изучены.

Гуминокериты -- продукты глубокого выветривания нефтяных минералов. Изучены они мало, хотя, по-видимому, широко распространены. Впервые описаны Хэкфордом под названием эль-керита. Цвет гуминокеритов бурый, кофейно-бурый, темно-бурый; блеск матовый или отсутствует; излом (в массивных разностях) раковистый. Гуминокериты слегка растворимы в щелочи, они окрашивают ее раствор в кофейно-бурый цвет; по интенсивности окраски раствора можно судить о степени обогащенности гуминообразным веществом.

Подкласс III. Продукты изменения нефтей с парафиновым основанием (минералы парафинового ряда) Н.А. Орлов и В.А. Успенский (1936) объединяют под названием парафинов обширную группу минералов. Для этого подкласса может быть дана лишь самая общая характеристика. Это твердые или полужидкие вещества, сложенные в основной части высшими парафинами с примесью больших или меньших количеств масляных и асфальтовых компонентов, придающих им жидкую консистенцию и темную окраску. Элементарный состав минералов парафинового ряда колеблется в значительных пределах. Для озокеритов он обычно приближается к С -- 85% и Н -- 15%, что отвечает формуле СnН2n+2 (углеводороды от С20 до Сзо). К этому же подклассу относят малоизученные группы хризматита, гатчетита, нэпалита, элатерита и пи-рописсита (Н.А. Орлов и В.А. Успенский, 1936).

Группа озокерита. Озокериты -- воскообразные вещества, консистенция их от мазеобразной до твердой. По виду, запаху и консистенции, особенно после очистки, они напоминают пчелиный воск, поэтому часто называются горным или минеральным воском. Цвет озокеритов меняется от светло-желтого и зеленовато-желтого до недостаточно ясен. По-видимому, основная масса их является продуктом выветривания нефтяных производных, возникающих как побочные образования при гумификации. Во многих местах (Фергана, Минусинская котловина, восточные Карпаты) альгариты отмечены как парагенетический спутник озокерита или близкие к озокериту образования.

Характерные диагностические признаки альгаритов -- их форма (землистые корочки, студенистые желатинообразные массы) и растворимость в воде, которая проявляется в липкости, возникающей при смачивании образца водой, в набухании в виде желатинообразной массы.

Б. Класс антраксолитов

К классу антраксолитов относятся продукты метаморфизма (высшей карбонизации) минералов асфальтового ряда, полностью утратившие в процессе превращения основные свойства нефтяных минералов -- растворимость в органических растворителях, плавкость, люминесцентное свечение. По внешнему виду и свойствам они почти не отличимы от ископаемых углей (тощих антрацитов), но примыкают к нефтяным битумам по генетическим признакам.

Под названием антраксолитов выделяются антрацитоподобные неплавкие и нерастворимые в органических растворителях разности, занимающие крайнее положение в ряду метаморфизма битумов.

Содержание углерода в антраксолитах превышает обычно 90%, а водорода -- менее 5%. При нагревании антраксолиты не образуют жидких продуктов дистилляции.

В свежем состоянии антраксолиты представляют собой твердую однородную массу с блестящим раковистым изломом, не изменяющуюся заметно при нагревании и выгорающую медленно, без пламени. Органические растворители и водные щелочи не окрашиваются при нагревании. Условия нахождения антраксолитов резко отличны от нормальных условий нахождения нефтяных битумов. Районы распространения антраксолитов, как правило, не связаны с нефтеносными территориями и характеризуются проявлениями магматизма, а также нередко высокой метаморфизацией вмещающих пород. Масштабы проявлений антраксолитов обычно очень незначительны и форма включений жильная.

В классе антраксолитов выделяются низшие антраксолиты, антраксолиты средней степени метаморфизма, высшие антраксолиты (шунгиты).

Низшие антраксолиты твердые, черные, с блестящим раковистым изломом. Твердость по Моосу 2--3. Плотность 1,3--1,4 г/см3. Содержание водорода 3--5%, углерода от 88--90 до 92--93%. Встречаются обычно в связи с изверженными породами и минеральными жилами гидротермального генезиса.

Антраксолиты средней степени метаморфизма твердые, черные, с блестящим раковистым изломом. Твердость по Моосу 3--4. Плотность 1,4--1,7 г/см3. Содержание водорода 1--3%, углерода в малосернистых разностях 93--97%. Встречаются в связи с изверженными породами или в гидротермальных жилах совместно с различными жильными минералами (кварцем, кальцитом и др.).

Высшие антраксолиты (шунгиты) твердые, черные, с блестящим раковистым изломом. Твердость по Моосу 3--4. Плотность 1,8-- 2,0 г/см3. Электропроводны. Содержание водорода менее 1%, углерода 96--99%. Встречаются обычно в связи с изверженными породами в древних отложениях, несущих следы высокого метаморфизма (регионального).

19. Элементарный и компонентный состав нефти

Основными элементами, входящими в состав нефти, являются углерод и водород. В большинстве нефтей содержание углерода колеблется от 83 до 87%, количество же водорода редко превышает 12--14%. Содержание этих элементов в нефти необходимо знать как для нефтепереработки, так и при проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов. Значительно меньше в нефти других элементов: серы, кислорода, азота. Их содержание редко превышает 3--4%. Однако компоненты нефти, включающие эти элементы, во многом влияют на ее физико-химические свойства. Так, сернистые соединения нефти (меркаптаны, сульфиды, сероводород и другие) вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти. К кислородсодержащим компонентам нефти относят нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, кетоны и некоторые другие соединения. С наличием в нефти нафтеновых и жирных кислот связано использование щелочей для повышения нефтеотдачи пластов. Взаимодействие щелочей и нефтяных кислот приводит к образованию хорошо растворимых в воде поверхностно-активных веществ, снижающих поверхностное натяжение на границе «нефть -- вода».

В очень малых количествах в нефти присутствуют и другие элементы, главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, германий а также фосфор и кремний, некоторые из которых являются ценным сырьем. Изучение содержания в нефти этих микроэлементов дает важную информацию, позволяющую судить о ее генезисе.

Компоненты нефти, представляющие смесь высокомолекулярных соединений, в состав молекул которых входят азот, сера, кислород и металлы, называют асфальтосмолистыми веществами. Их важная особенность -- способность адсорбироваться на поверхности поровых каналов и оказывать сильное влияние на движение жидкостей и газов в пласте. Эффективность методов повышения нефтеотдачи в основном обусловлена содержанием в нефти асфальтосмолистых веществ.

Нефти различных месторождений значительно отличаются друг от друга по фракционному составу. Легкие нефти состоят в основном из бензиновых и керосиновых фракций. В среднем же доля светлых фракций в нефтях России составляет 30-- 50%. Для тяжелых нефтей, характерно малое содержание легких фракций. При температуре до 300 °С из этих нефтей выкипает менее 10--12%.

Даже узкие фракции нефти -- достаточно сложные смеси разнообразных углеводородов. Массовое содержание в них углеводородов различных классов (обычно в процентах) отражает групповой углеводородный состав. Основная часть нефти представлена углеводородами трех классов: алканы (метановые или парафиновые углеводороды), циклоалканы (нафтены), арены (ароматические углеводороды).

В России применяется технологическая классификация, в основу которой положены признаки, определяющие технологию переработки нефти. Главные элементы этой классификации -- классы, типы и виды нефтей.

20. Методы испытания скважин

При бурении и перфорации скважина заполнена буровым раствором. Для вызова притока необходимо выполнить условия pз < pпл, т.е. создание депрессии давления на пласт:

?p = pпл - pз,

где pпл - пластовое давление; pз - забойное давление. Так как забойное давление можно представить как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условие вызова притока можно записать: h*с*g < pпл, где h - высота столба жидкости в скважине; с - плотность жидкости; g - ускорение свободного падения. Следовательно, для удовлетворения этого условия с целью вызова притока необходимо уменьшить либо h, либо с, поскольку пластовое давление остаётся неизменным в процессе освоения данной скважины. Перед освоением скважину оборудуют в соответствии с её назначением, способом эксплуатации и методом вызова притока. Выбор метода вызова притока зависит от назначения скважины, её способа эксплуатации, пластового давления, глубины и расположения скважины на структуре, степени устойчивости коллектора и др. освоение скважин, вскрывающих пласты с высоким давлением, обычно не вызывает затруднений. В данном случае можно создать большую депрессию давления и при этом происходит интенсивная самоочистка забоя и призабойной зоны то грязи за счёт большой скорости движения жидкости и газа. Однако при наличии неустойчивых пластов, газовой шапки (верхнего газа) или подошвенной воды возможны осложнения. Чрезмерные депрессии могут привести к разрушению пласта, цементного кольца и даже нарушению обсадной колоны, образованию конусов верхнего газа и подошвенной воды и прорыву их в скважину, поэтому такие скважины следует пускать в работу плавно с медленным снижением забойного давления на небольшую величину. В промысловой практике нашли применения следующие основные методы вызова притока (пуска в работу): замена жидкости, аэрация, продавка и свабирование.

Последовательная замена жидкости с большей плотностью на жидкость с меньшей плотностью осуществляется промывкой скважины обычно по схеме: буровой раствор с большей плотностью - буровой раствор с меньшей плотностью - вода - нефть - газоконденсат. Для этого в скважину спускают НКТ, обвязывают наземное оборудование и насосный агрегат, опрессовывают нагнетательную линию и закачивают жидкость в НКТ (прямая промывка) или в затрубное пространство (обратная промывка); из скважины жидкость выходит в сборную ёмкость.

Аэрация (аэрирование, газирование) жидкости осуществляется аналогично, но в поток жидкости (воды) постепенно вводя газ, увеличивая его расход и уменьшая расход жидкости. Плотность газожидкостной смеси доводят до 300 - 400 кг/м3. Газ вводят с помощью аэратора или жидкостно-газового эжектора.

Более эффективно применение пенных систем при освоении скважин и других технологических процессах. Пенные системы в отличие от аэрированных жидкостей придают процессу вызова притока плавность и устойчивость. Для получения пенной системы в жидкость, подвергаемую аэрированию, предварительно вводят пенообразующие поверхностно-акривное вещество и стабилизатор из высокомолекулярных соединений.

Продавка (вытеснение) жидкости сжатым газом осуществляется аналогично пуску газлифтных скважин. Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольцевое пространство между подъёмными трубами и обсадной колонной скважины. Этот агент вытесняет жидкость, заполняющую скважину, через подъёмные трубы наружу и, одновременно поступая в них через специальные пусковые клапаны, газирует жидкость и тем самым уменьшает егё плотность. Отличие состоит только в подключении к устью передвижной компрессорной или газификационной установки.

Иногда применяют методы свабирования и тартания. Для этого в скважину на канате от глубинной лебёдки спускают сваб (поршень с клапаном и резиновыми манжетами) в НКТ или желонку (наподобие узкого длинного ведра с клапаном). Газлифтные скважины осваивают обычно методом продавки. Насосные скважины перед освоением промывают водой (или лучше нефтью( и осваивают насосом, используемым при эксплуатации.

21. Шкала катагенеза органического вещества осадочных пород

КАТАГЕНЕЗ -- совокупность процессов преобразования осадочных горных пород после их возникновения из осадков в результате диагенеза и до превращения в метаморфические горные породы. В зарубежной литературе вместо катагенеза применяется название «поздняя стадия диагенеза». Знание закономерностей катагенеза имеет большое практическое значение, например, для оценки перспектив нефтеносности осадочных толщ, прогнозирования свойств (марок) углей, нерудных строит, материалов и др.

22. Виды режимов пластов. Условия проявления различных режимов. Особенности режимов газовых пластов

В зависимости от геологического строения месторождения и условий залегания нефти и газа фильтрация их к скважинам происходит под влиянием различных видов пластовой энергии. Это может быть энергия напора подошвенных и краевых вод, энергия сжатых газов газовой шапки, потенциальная энергия сжатых горных пород и пластовых жидкостей. В изолированных от окружающих пластов залежах нефть может притекать к скважинам под влиянием энергии растворённого газа, выделяющегося из нефти при снижении давления в пласте. Он, расширяясь, устремляется в зоны пониженного давления ( т.е. к забоям добывающих скважин), захватывая и вытесняя нефть из пласта. В энергетически истощённых пластах большой толщины нефть в скважины может стекать под воздействием силы тяжести. В газовых залежах основными её источниками являются энергия сжатого газа и энергия напора пластовых вод.

В зависимости от вида энергии, под влиянием которой нефть и газ вытесняются из пласта, различают следующие виды режимов нефтяных пластов: водонапорный и упруговодонапорный; газонапорный, растворённого газа и гравитационный. При проявлении нескольких видов пластовой энергии режим становится смешанным.

В случае газовых месторождений обычно наблюдаются режимы расширяющегося газа или смешанные - газовые режимы совместно с водонапорным, если окружающая залежь пластовые воды активно продвигаются в пласт по мере снижения давления. Наиболее эффективны в условиях нефтяных месторождений водонапорные режимы разработки. В чистом виде водонапорный режим возникает при непрерывном питании пласта поверхностными ( дождевыми) или нагнетаемыми в пласт водами. Упруговодонапорная его разновидность связана с пластами, имеющими вокруг залежи обширные водоносные области с большим запасом упругоёмкости пластовой системы. При этом нефть вытесняется водой, обладающей по сравнению с газом повышенной вязкостью и моющими свойствами.

23. Гравиразведка. Методика исследований при поисках нефти и газа

Гравиметрический метод разведки основан на изучении поля силы тяжести на земной поверхности. Измерения элементов этого поля позволяют судить о распределении в земной коре масс различной плотности и, следовательно, о глубинном строении изучаемых площадей.

Обширный опыт применения гравиметрического метода для поисков и разведки полезных ископаемых в СССР и других странах указывает на целесообразность применения гравиметрии для решения широкого круга геологических задач.

Первая задача заключается в использовании гравиметрической съемки для изучения регионального глубинного строена я земной коры. Аномалии силы тяжести представляют собой результат суммарного влияния различных масс, находящихся на разных глубинах -- от нескольких десятков километров до первых сотен метров.

В свете этого положения приобретает большое значение закономерность, многократно подтвержденная наблюдениями: гравитационное поле имеет свой особый характер для каждого геотектонического региона. Эта закономерность означает, что структура земной коры имеет в отдельных геотектонических областях характерные черты, которым подчинено строение как глубоких, так и более поверхностных слоев. На карте гравитационных аномалий эти черты всегда выделяются весьма отчетливо, на что обратил внимание А.Д. Архангельский еще в 1923 г. при изучении района Курской магнитной аномалии. На первый взгляд такие черты нередко противоречат имеющимся геологическим представлениям, основанным на изучении поверхностных слоев методами полевой геологии. Но по мере накопления фактов, устанавливаемых полевыми геологическими наблюдениями, бурением глубоких скважин и геофизическими исследованиями, такие противоречия исчезают и обычно выясняется картина соответствия глубинного геологического строения земной коры и характера гравиметрических карт.

При изучении гравитационных аномалий в региональном масштабе прежде всего выделяются современные геосинклинали и платформы.

Поиски нефтегазоносных структур, особенно на большой глубине при несогласном строении различных этажей осадочной толщи, осуществляются геофизическими методами. Нередко при решении этой задачи используют преимущественно сейсморазведку. Между тем сейсморазведка необходима для более детального изучения структур в осадочной толще с целью их подготовки к глубокому разведочному бурению, а также для решения задач глубинного геологического строения в составе общего комплекса геофизических методов. Поэтому для поисков нефтегазоносных структур необходимо как можно шире использовать также другие геофизические методы и в первую очередь гравиразведку. Для этого имеются необходимые предпосылки. Некоторые структуры сравнительно легко обнаруживаются при гравиметрической съемке, другие требуют более сложной интерпретации полученных наблюдений.

Соляные купола. Классический пример гравитационного минимума над крупным соляным куполом в Прикаспийской впадине. Однако возможны случаи максимума над мощной покрышкой соляного купола, образованной тяжелыми гипсоангидритовыми породами. Иногда такой максимум окаймлен кольцевой зоной пониженных аномалий силы тяжести. В некоторых случаях соляной купол обнаруживается по зоне присводовой брекчии, которая дает резко выраженный замкнутый контур повышенных горизонтальных градиентов силы тяжести. При более детальном изучении соляных куполов большое значение определение формы сечения соляного штока, имеющего вид гриба. Верхняя поверхность соляного гриба определяется сейсморазведкой по методу отраженных волн, а общая мощность соли и, следовательно, внутренняя поверхность штока--с помощью гравиразведки.

Антиклинали. В геосинклинальных областях и краевых прогибах платформы, где встречаются крупные антиклинальные структуры, иногда имеются благоприятные условия (значительная разность плотностей) для обнаружения нефтегазоносных структур по аномалиям силы тяжести. Антиклиналь четко обрисована вытянутым максимумом. Такие большие, хорошо вырисовывающиеся аномалии встречаются сравнительно, редко. Но и слабые аномалии над антиклинальными структурами могут быть практически обнаружены современными точными гравиметрами.

Другие структурные формы. Известны случаи прослеживания сбросов в верхних горизонтах осадочной толщи, например большого сброса в Прикуринской низменности при помощи гравитационного вариометра, погребенных выступов кристаллического фундамента (США), изучения погребенных рифов гравиметрическим методом в комплексе с электроразведкой и др. На первый взгляд во многих случаях гравиметрический метод не дает прямых указаний на существование структур в осадочной толще, однако при повышении точности гравиметрической съемки я применении более совершенных методов интерпретации можно выявить слабые аномалии, связанные со структурами.

Трудности применения гравиметрического метода для поисков структур в осадочной толще определяются несколькими факторами. Аномалии силы тяжести, вызванные структурами, даже при благоприятном соотношении плотностей и хорошо выраженных структурных формах всегда незначительны по сравнению с региональным фоном. Глинистые породы в своде структуры менее плотны, чем породы того же стратиграфического горизонта на ее крыльях. Подмечено, что складчатость приурочена к зонам региональных минимумов, вызванных глубинным строением земной коры. Дислокация пологих структур в зонах больших градиентов аномалий силы тяжести, отмеченная выше, также мешает выявлению локальных аномалий, связанных с платформенными структурами. Пологие платформенные структуры очень трудно различимы для гравиметрического, метода ввиду незначительности создаваемых аномалий притяжения. Необходимо добавить, что наибольшая разность плотностей относится к погребенным эрозионным поверхностям, так как физические свойства пород особенно резко изменяются при перерыве осадконакопления вследствие резкого изменения физико-географической обстановки. Все эти трудности следует иметь в виду при постановке поисковых гравиметрических работ. При известных условиях (очень пологие структуры, резкое несогласие поверхности размыва и структурных форм и т. п.) прямое решение задачи невозможно, и тогда полезно попытаться найти косвенные пути, например использовать зональность распределения плотности пород в горизонтальном направлении или приуроченность платформенных структур к швам фундамента.

Преодоление трудностей сводится в основном к выполнению прецизионных наблюдений рения силы тяжести с точностью ±0,1 мгл и точнее по рациональной сетке, положение точек которой устанавливается в ходе гравиметрических работ, и к выделению локальных аномалий силы тяжести путем трансформации гравитационных полей Прецизионная съемка и аналитическая обработка ее результатов с учетом методики, дают возможность отчетливо выделить аномалии, связанные с локальными структурами. Перспективным кажется предложение А. Г. Тархова (1960 г.) о применении статистических методов выделения слабого сигнала (аномалии) на фоне шумов (помех от регионального поля и ошибок наблюдения). Таким образом, можно считать, что в большинстве случаев с помощью тщательно проведенной гравиметрической разведки можно решать задачу поисков структур, перспективных на нефть и газ.

24. Углеводородный состав нефти

Нефть представляет собой смесь углеводородов, содержащую кислородные сернистые и азотистые соединения. Если в нефти преобладают углеводороды метанового ряда (CnH2n+2), она называется метановой, нафтенового ряда (CnH2n) - нафтеновой, ароматического ряда (CnH2n-6) - ароматической.

Фракционный состав нефти устанавливается путем разгонки и отбора фракций, выкипающих в определенных температурных пределах: до 100 градусов - бензин 1 сорта, до 110 градусов бензин специальный, до 130 градусов- бензин 2 сорта, до 265 градусов- керосин(«метеор»), до 270 градусов - керосин обыкновенный, примерно до 300 градусов - производится отбор масляных фракций. Остаток считается мазутом. В зависимости от фракционного состава различают легкие нефти, или бензиновые, и тяжелые, или топливные. Если в нефтях содержится более 20 % масел, они называются масляными.

Товарные качества нефти зависят от содержания парафина. Чем больше в ней парафина, тем выше температура ее застывания. По содержанию парафина нефти делятся на беспарафинистые- с содержанием парафина не более 1%, слабопарафинистые- от 1% до 2% и парафинистые - свыше 2%. Выпадение парафина из нефти в процессе добычи и перекачки в значительной степени осложняют и удорожает эти процессы.

Нефти с содержанием серы до 0,5 % относят к малосернистым, с большим ее содержанием- к сернистым. По содержанию смол различают нефти малосернистые (до 8%), смолистые (8-28%) и сильносмолистые (выше 28%).

Основными элементами, входящими в состав нефти, являются углерод и водород. В большинстве нефтей содержание углерода колеблется от 83 до 87%, количество же водорода редко превышает 12--14%. Содержание этих элементов в нефти необходимо знать как для нефтепереработки, так и при проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов. Значительно меньше в нефти других элементов: серы, кислорода, азота. Их содержание редко превышает 3--4%. Однако компоненты нефти, включающие эти элементы, во многом влияют на ее физико-химические свойства. Так, сернистые соединения нефти (меркаптаны, сульфиды, сероводород и другие) вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти. К кислородсодержащим компонентам нефти относят нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, кетоны и некоторые другие соединения. С наличием в нефти нафтеновых и жирных кислот связано использование щелочей для повышения нефтеотдачи пластов. Взаимодействие щелочей и нефтяных кислот приводит к образованию хорошо растворимых в воде поверхностно-активных веществ, снижающих поверхностное натяжение на границе «нефть -- вода».

В очень малых количествах в нефти присутствуют и другие элементы, главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, германий а также фосфор и кремний, некоторые из которых являются ценным сырьем. Изучение содержания в нефти этих микроэлементов дает важную информацию, позволяющую судить о ее генезисе.

Компоненты нефти, представляющие смесь высокомолекулярных соединений, в состав молекул которых входят азот, сера, кислород и металлы, называют асфальтосмолистыми веществами. Их важная особенность -- способность адсорбироваться на поверхности поровых каналов и оказывать сильное влияние на движение жидкостей и газов в пласте. Эффективность методов повышения нефтеотдачи в основном обусловлена содержанием в нефти асфальтосмолистых веществ.

Нефти различных месторождений значительно отличаются друг от друга по фракционному составу. Легкие нефти состоят в основном из бензиновых и керосиновых фракций. В среднем же доля светлых фракций в нефтях России составляет 30-- 50%. Для тяжелых нефтей, характерно малое содержание легких фракций. При температуре до 300 °С из этих нефтей выкипает менее 10--12%.

Даже узкие фракции нефти -- достаточно сложные смеси разнообразных углеводородов. Массовое содержание в них углеводородов различных классов (обычно в процентах) отражает групповой углеводородный состав. Основная часть нефти представлена углеводородами трех классов: алканы (метановые или парафиновые углеводороды), циклоалканы (нафтены), арены (ароматические углеводороды).

В России применяется технологическая классификация, в основу которой положены признаки, определяющие технологию переработки нефти. Главные элементы этой классификации -- классы, типы и виды нефтей.

25. Структурно-тектонические месторождения платформ. Принципы систематики. Характерные типы залежи

Месторождения, сформированные в платформенных областях разделяются на четыре группы: В - месторождения, связанные с куполовидными и брахиантиклинальными поднятиями; Г - месторождения эрозионных и рифовых массивов; Д - месторождения гомоклинали; Е - месторождения синклинальных прогибов. В основу выделения групп месторождений положен также тектонический фактор, приводящий либо к образованию сходных структурных форм, либо обусловливающий появление зон стратиграфических несогласий или выклиниваний (как частных случаев стратиграфических несогласий). Каждая выделенная группа месторождений включает в себя набор типов месторождений. Типы месторождений выделяются по геологической характеристике локальных участков земной коры, содержащих в себе залежи нефти и газа.

В. Месторождения, связанные с платформенными, куполовидными и брахиантиклинальными поднятиями

Наиболее распространенной структурной формой, с которой связаны многочисленные месторождения нефти и газа в платформенных условиях, является антиклинальная. Правда, это уже не те антиклинальные складки, которые рассматривались в предыдущих параграфах. Платформенные антиклинальные поднятия по условиям их образования и по их формам значительно отличаются от антиклинальных складок, возникающих в геосинклинальных областях. Их объединяет только наличие положительного изгиба слоев. В платформенных условиях не встречаются веерообразные, изоклинальные или резко выраженные сундучные складки. Антиклинальные поднятия центральных частей платформенных территорий слабовыпуклы, строение их обычно не нарушено сложными изгибами шарнира складок. В краевых частях платформ часто распространены

купола и брахиантиклинали, связанные с ростом соляных поднятий, им присущи многочисленные разрывы. Все платформенные структурные формы сильно отличаются от складок геосинклинальных областей не только по форме, но и по своему генезису, что определяет и отличие в формировании связанных с ними месторождений. Среди платформенных антиклинальных поднятий можно выделить три основных типа, отличие которых друг от друга вызывает и различия в условиях формирования приуроченных к ним месторождений нефти и газа.

1. Месторождения, связанные с возрожденными и погребенными платформенными поднятиями. И. М. Губкин в «Учении о нефти» выделяет особый тип структурных поднятий, отражающих тектоническое строение фундамента. Он указывает: «Роль погребенных гранитных массивов состояла в том, что они служили опорными пунктами, над которыми возникли складки сначала в породах палеозойского возраста, а позднее над этими складками возникли купола, террасы и т. п.».

Н.Ю. Успенская, детально изучившая условия образования таких поднятий, установила, что их формирование обусловлено неравномерными колебательными движениями фундамента платформы, расчлененного на ряд более или менее подвижных глыб и блоков. Особенностью упомянутых колебательных движений является их повторяемость в процессе геологической жизни данного участка земной коры. Шов, возникший при консолидации пород, слагающих фундамент, продолжает существовать в течение последующих геологических эпох. Структурная форма, образовавшаяся в осадочном комплексе пород, не прекращает своего существования после погружения, а неоднократно возрождается и усиливается с течением времени. Сформировавшиеся таким образом поднятия были названы Н. Ю. Успенской возрожденными.

Углы падения на крыльях самых верхних комплексов возрожденных поднятий часто ничтожны, измеряются долями градуса, погружение слоев иногда не превышает 1--2 ж на 1 км. В более глубоко залегающих комплексах возрожденных поднятий наклон слоев больше и достигает иногда 10--20 м на 1 км. Углы падения на флексурообразных изгибах, ограничивающих поднятия, доходят до 10° и иногда достигают 70--80°. Стратоизогипсы, построенные по какому-либо пласту, слагающему поднятие, обычно имеют прихотливые очертания, не столь резко подчиняясь господствующему направлению структур, как это наблюдается в складках геосинклинальных областей.

Иные соотношения между верхними и более глубоко залегающими комплексами отложений наблюдаются в погребенных поднятиях. В этих поднятиях под сравнительно интенсивно изогнутыми слоями верхнего комплекса нередко залегают весьма полого наклоненные более древние слои, либо, наоборот, под горизонтально залегающей

толщей погребен довольно выпуклый изгиб слоев. Таким образом, для структур этого типа характерно несовпадение структурных планов по отложениям различного возраста.

Обычно возрожденные и погребенные поднятия отличаются от брахиантиклинальных складок геосинклинальных областей не только присущей им слабой выпуклостью, но и большими размерами.

Несмотря на иногда очень малую амплитуду поднятия и очень малый наклон крыльев, возрожденные и погребенные поднятия весьма благоприятны для формирования месторождений нефти и газа.

На Русской и Северо-Американской платформах большинство известных месторождений связано с возрожденными и погребенными поднятиями.

Группы залежей, характерных для рассматриваемой подгруппы месторождений, приведены в табл. 2.

Табл. 2. Месторождения платформенных областей, связанные с куполовидными и брахиантиклинальными поднятиями, и присущие им залежи нефти и газа

...