Технологические особенности нефтегазовой промышленности

НГБ эпиплатформенных орогенов возникли на месте платформенных областей, превращённых разломными глыбовыми движениями в горные, иногда в высокогорные области. Наиболее крупные области развития эпиплатформенных орогенов известны в Средней и Центральной Азии, на Иранском нагорье и в Скалистых горах США. Бассейны эпиплатформенных орогенов имеют ряд общих геологических признаков, обусловленных условиями их образования: 1) горное глыбовое обрамление; 2) разломное ограничение, иногда надвигово-разломное; 3) двухэтажное строение. При этом нижний этаж - конседиментального образования, унаследован от бывшей ранее платформы, на основе которой возник ороген; верхний этаж - орогенный, сложен преимущественно континентальными отложениями, осложнён структурными формами, унаследованными от нижнего этажа, располагаются в средней части бассейна, постседиментационные по периферии, где они часто группируются в антиклинальные зоны. Бассейны небольшого размера обычно наиболее насыщены новообразованными структурами. Большая мощность отложений верхнего этажа уменьшает степень унаследованности и возможность возрождения структур нижнего этажа в верхнем и соответственно увеличивает роль новообразованных структур в бассейне.

Среди НГБ эпиплатформенных орогенов выделяются:

1) латерально-гетерогенные, приближающиеся к НГБ типа известных во впадинах НГБ срединных массивов. Этот тип наиболее распространён в бассейнах Скалистых гор США, известен а Центральной и Средней Азии;

2) латерально-гетерогенные типа пограничных, известны в Центральной Азии. Типичным является Джунгарский НГБ с резко выраженным складчатым (Предтяньшаньским) и пологим платформенным бортами;

3) гомогенные типа синклинориев. Примером является Афгано-Таджикский НГБ;

4) гомогенные типа синеклиз и плит. К ним относятся Северо-Китайский, Сунляо и Ордос в Центральной Азии.

Бассейны расположенные на стыке складчатых областей и платформ, имеют соответственно складчатый борт с развитыми конинверсионными поднятиями и платформенный склон с ловушками, заключёнными в конседиментационных поднятиях и зонах выклинивания, а также связанными с конседиментационными разрывами. Для бассейнов пограничного типа характерно резко выраженное асимметричное строение. Крутой глубоко погруженный складчатый (инверсионный) борт их имеет относительно небольшую ширину, иногда он почти полностью скрывается под надвигами складчатого горного сооружения. Противоположный платформенный борт пологий, обычно имеет значительно большую ширину, но неглубокое залегание кристаллического фундамента. Для платформенных бортов пограничных бассейнов характерны в общем моноклинальное залегание, сравнительно небольшая мощность отложений, часто значительная нарушенность ступенчато расположенными разрывами. Сочленение бортов происходит через флексуры или надвиги. Платформенный борт пограничного бассейна отличается повышенной газоносностью верхней части разреза. По восстанию борта и с глубиной газ сменяется нефтью, а затем (при наличии достаточной мощности пород) и конденсатно-газовыми скоплениями. Среди бассейнов этого типа различают два вида в зависимости от эпигеосинклинальной или эпиплатформенной тектонической природы складчатого борта. Эпигеосинклинальный складчатый борт сложен мощными геосинклинальными и постгеосинклинальными терригенными формациями, дислоцированными в систему линейных конинверсионных складок, осложнённых пологими надвигами или покровами. Типичные бассейны этого типа - Северо-Предкарпатский, Аквитанский, Предаппалачский и другие. Пограничные бассейны с эпиплатформенным орогенным обрамлением развиты в краевых частях платформ. Они имеют складчатый борт, образованный постседиментационной глыбовой складчатостью, осложняющей первоначальную постседиментационную структуру. К данным бассейнам относятся Денвер и Паудер-Ривер, расположенные на восточной окраине эпиплатформенного орогена Скалистых гор США.

31. Глубина скважины, конструкция скважины. Порядок опробования нефтегазоносных горизонтов

Буровой скважиной называют искусственную цилиндрическую горную выработку в земной коре, имеющую небольшие размеры в поперечном сечении при сравнительно большой протяжённости. Диаметр скважины в зависимости от её назначения может изменяться от десятков миллиметров до 1-2 м и определяется наружным диаметром применяемого породоразрушающего инструмента. Протяжённость скважины может колебаться от нескольких метров до нескольких километров, в зависимости от целевой задачи выполняемой скважиной.

При различных геологических условиях и разной глубине скважин изменяются количество обсадных колонн и диаметры применяемых долот для бурения. Совокупность расположения обсадных колонн, их диаметров, диаметров стволов скважин, глубин бурения для каждого диаметра долота, глубина спуска обсадных колонн, высота подъёма тампонажного раствора и другие данные определяют конструкцию скважины. Выбор конструкции скважины является основной частью технического проекта на бурение. Для обоснованного выбора конструкции служат геологические данные и особенности бурения в данном районе. Основными исходными данными являются: устойчивость стенок скважины; совместимость условий бурения близлежащих пластов, вскрытых необсаженным участком ствола, и эксплуатационные требования по конструкции низа эксплуатационной колонны. От устойчивости пород и совместимости условий зависит количество обсадных колонн, а от условий эксплуатации - конечный их диаметр.

Чтобы иметь полное представление о коллекторских свойствах пласта, оценить характер насыщенности и определить ориентировочный дебит, отбирают прямые и косвенные геологические данные, а также исследуют вскрытые продуктивные пласты путем взятия проб флюида и пробных откачек. Прямыми геологическими данными являются отбор керна, шлама и проб со стенок скважины, к косвенным данным относятся каротаж, фотографирование и визуальные наблюдения с помощью телевидения стенок скважины, а также получение отпечатков со стенок скважины.

Испытания пластов на приток производятся как в открытом (необсаженном) стволе скважины при ее бурении, так и в трубах после обсадки, цементирования, перфорации.

Испытания пластов в открытом стволе скважины производят по мере вскрытия пластов. Такие испытания имеют целый ряд преимуществ. Пласты до испытания подвергаются менее продолжительному воздействию бурового раствора и, естественно, бывают менее кольматированы. Если при бурении разведочных скважин они оказываются непродуктивными, нет необходимости их обсадки и цементирования.

Испытания обсаженных скважин, наоборот, производят снизу вверх (вначале испытывают нижний пласт).

Для испытания пластов используют комплект испытательных инструментов КИИ-2, который применяют для скважин, пробуренных долотами диаметром 190--289 мм. С помощью этих испытателей вызывают приток флюида, производят отбор флюида, определяют пластовое давление, продуктивность и среднюю эффективную проницаемость пласта. Кроме этого, используя КИИ-2, можно испытывать герметичность цементных мостов, определять место утечки в обсадных колоннах, осваивать малопродуктивные пласты и решать другие задачи.

32. Геологическое строение и нефтегазоносность Западно-Сибирской НГП. Её роль в нефтегазовом потенциале России

Западно-Сибирская плита обладает двухэтажным строением. Отчётливо выражен нижний этаж - гетерогенный фундамент и верхний платформенный чехол, резко несогласно залегающий на фундаменте. В то же время выявлен своеобразный комплекс отложений, тектоническая позиция которого неопределенна и который относят либо к фундаменту, либо к чехлу или придают ему самостоятельное значение. Фундамент плиты включает в себя разновозрастные элементы. В восточной и, возможно, северной частях равнины он сложен комплексами пород байкальской и архейской складчатости, на которых залегают палеозойские образования в платформенных формациях.

В последнее время слабо метаморфизованные палеозойские осадочные породы обнаружены на юго-востоке Западно-Сибирской провинции и предполагаются в некоторых районах Крайнего Севера. К северу от Казахской каледонской складчатой страны, на значительном протяжении к востоку от Урала и на продолжении Томь-Колыванской складчатой зоны фундамент герцинский.

В строении Западно-Сибирской плиты участвуют три структурных этажа (снизу вверх): 1) докембрийско-палеозойский; 2) рэт-лейасовый; 3) мезо-кайнозойский.

По обрамлению равнины, а также в Вагай-Ишимском районе в первом структурном этаже выделяются ещё подэтажи: байкальский, каледонский, салаирский и герцинский. Здесь рэт-лейасовые отложения (челябинская и туринская "серии) выполняют впадины типа грабенов. Большое число таких впадин известно вдоль восточного склона Урала (Челябинский, Волчанский, Байконурский грабены).

На востоке выделяются палеозойские платформенные отложения на байкальском фундаменте. Они составляют нижнюю часть платформенного чехла, особый структурный этаж между фундаментом и платформенным чехлом, именуемый иногда «промежуточным». Для Западно-Сибирской плиты характерен большой стратиграфический диапазон этого этажа и мощность его иногда достигает 5000м (Надымская впадина).

Наибольшее число неясных вопросов связано с интерпретацией внутреннего строения фундамента, особенно в его центральной и северной частях. Не вызывает сомнения строение фундамента краевых частях плиты. На западе устанавливается широкая (200-300 км) полоса с герци неким возрастом складчатости. В её закрытой части установлены рифейские, ордовикские, силурийские, девонские, каменноугольные и пермские отложения, слагающие крупные антиклинории и синклинории. Большая часть структур ограничивается разломами. Рифейские и нижнепалеозойские отложения, слагающие ядра антиклинориев, представлены гнейсами и разнообразными кристаллическими сланцами. Среднепалеозойские толщи слагаются вулканогенными, вулканогенно-осадочными и осадочными отложениями, испытавшими складчатость в среднем - позднем карбоне.

На юге Западно-Сибирской плиты в строении фундамента принимают участие докембрийские гнейсы и кристаллические сланцы, а нижний палеозой представлен зелёнокаменными вулканогенно-осадочными толщами. Также в этом районе широко развиты девонские и нижнекаменноугольные континентальные и осадочно-вулканогенные, морские, терригенно-карбонатные, красноцветные и угленосные отложения.

На юго-востоке плиты располагаются погруженные складчатые структуры герцинских Томь-Колыванской, Салаирской и Алтайской зон. Основание этой полосы слагается рифейскими отложениями - гранито-гнейсами, гнейсами, кристаллическими сланцами. Палеозойские отложения в западной части полосы представлены вулканогенными, вулканогенно-кремнистыми, кремнистыми и карбонатными породами, а в восточной - песчано-глинистыми.

Восточную часть фундамента плиты образует Приенисейская зона байкалид, протягивающаяся вдоль западной окраины Восточно-Сибирской платформы. На основании немногочисленных скважин и геофизических данных в этой зоне предполагается присутствие отложений архея, протерозоя и рифея, причём последние характеризуются отсутствием вулканических пород, что сближает их с разрезами Енисейского кряжа. На байкалидах несогласно и спокойно залегают отложения кембрия, ордовика, силура и девона, представленные карбонатными и терригенными породами без вулканогенного материала. Их общая мощность может достигать 4-6 км.

Области в центре и на севере плиты меньше изучены. Достаточно сказать, только 15 скважин на севере вскрыли допалеозойские отложения.

К концу палеозоя вся территория Западно-Сибирской плиты оказалась консолидированной с вполне сформировавшейся континентальной корой.

Начиная со среднего триаса Западно-Сибирская плита вступает в новый этап развития. продолжающийся до раннего лейаса включительно.

Отложения платформенного чехла на Западно-Сибирской плите начинаются в целом с юры. однако в разных районах нижняя граница чехла несколько скользит по. разрезу, начиная с лейаса на севере и до верхней юры на юге. В основании чехла располагается фациально-изменчивая толща юры (лейа_е_- низы верхней юры), представленная в краевых участках песчано-глинистыми-, часто угленосными отложениями, сменяющимися в северном направлении морскими полимиктовыми песками и песчаниками. Мощность этой толщи достигает 1,0 - 1,5км. Отложения средней юры - нижнего мела (байос - баррем) в северных районах представлены морскими, преимущественно песчаниками, часто глаунитовыми толщами мощностью около 1 км.

Отложения палеогена, вплоть до среднего олигоцена, изучены в естественных обнажениях, так и вскрыты многими скважинами.

Начиная со среднего олигоцена на территории плиты устанавливается континентальный режим, и она превращается в озерно-аллювиальную равнину. В среднем и позднем олигоцене накапливались песчано-глинистые континентальные осадки, с прослоями лигнитов мощностью около 0.2км. Такой же характер осадконакопления был в миоцене и раннем плиоцене. Мощность их сильно колеблется, от первых десятков метров до 0,5 км.

Отложения верхов плиоцена - антропогена образуют горизонтальный обширный покров, залегающий с размывом на палеогеновых и даже меловых породах. Этот покров занимает почти всю поверхность плиты, имеет максимальную мощность до 0,2 км и представлен различными генетическими типами осадков: ледниковыми, водно-ледниковыми, озёрными, озёрно-болотными аллювиальными, морскими и ледниково-морскими. Оледенения не проникали далеко на юг и во внеледниковой зоне Западной Сибири формировались другие типы четвертичных отложений - озёрные, болотные и аллювиальные. Последние представлены галечниками, пиками, глинами и слагают комплекс разновозрастных террас в долинах крупных рек.

Геотектоническое строени

Наибольший интерес в нефтегазоносном отношении представляет мезо-кайнозойский платформенный структурный этаж. Юрские и меловые отложения образуют большое количество региональных и локальных структур: своды, впадины, различные валы, разнообразные локальные структуры.

По мезозойским отложениям Западно-Сибирская плита разделяется на три крупных неоднородных региональных тектонических элемента: внешний пояс, центральная и северная тектонические области.

Для внешнего тектонического пояса характерны крупные протяжённые мезо-кайнозойские моноклинали. Среди локальных структур преобладают незамкнутые и полузамкнутые структуры типа структурных носов, занимающие не менее 30% от 1,5 млн. км, приходящихся на внешний пояс. В отличие от многих молодых платформ для этой территории Западно-Сибирской провинции характерно отсутствие крупных прогибов (за исключением Сосьвинского). Площадь центральной тектонической области около 1 млн. км. В её пределах преобладают замкнутые структуры (своды, валы, впадины и прогибы). Крупные отрицательные структуры типа синклиз развиты на периферии внешнего пояса - Усть-Енисейская, Надым-Тазовская на севере, Чулымо-Енисейская на юго-востоке, Средне - иртышская на юге.

Амплитуды по поверхности фундамента сводов и мегавалов в центральной тектонической области 400-600м, при этом вверх псьразрезу они значительно уменьшаются. Общая мощность осадочных мезо-кайнозойских отложений на сводах не превышает 2500 - 3000 м, а во впадинах 4000 - 7000 м.

Площадь северной тектонической области несколько менее 1 млн. км2. Переход от центральной тектонической области осуществляется постепенно. В этой области широко развиты крупные замкнутые структуры типа мегавалов, валов и соответствующих отрицательных структур. Для области характерны большие перепады глубин залегания фундамента, амплитуда по поверхности фундамента для крупных структур 1000 - 1500м.

Для платформенного чехла центральной и северной частей Западно-Сибирской плиты характерны крупные впадины. В южной части они не глубокие. Кулундинская и Тургайская впадины имеют глубины до 1000 м и заполнены верхнемеловыми, палеоген-неогеновыми и четвертичными отложениями. На севере впадины очень глубокие. Глубина до фундамента Усть-Енисейской впадины 9-10 км, Пурского меридионального мегапрогиба (желоба, оконтуренного разломами) - до 11 км.

Нефтегазоносность.

В конце 1932 г. И.М. Губкин выдвинул и обосновал идею разведки на нефть восточнее

Урала. Прогноз И.М. Губкина сыграл для открытия Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции решающую роль. Эта провинция является важной нефтяной и газовой базой страны. Большинство исследователей рассматривают территорию Западно-Сибирской низменности как единую нефтегазоносную провинцию.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Западно-Сибирская - это основная провинция РФ. Крупнейший нефтегазоносный бассейн в мире. Расположен он в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км2 Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1,1%) и парафина (менее 0,5%), содержание бензиновых фракций высокое (40-60%), повышенное количество летучих веществ.

Сейчас на территории Западной Сибири добывается 70% российской нефти.

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

В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторождений.

Среди них такие известные, как Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Усть-Балыкское, Убинское, Толумское, Муравленковское, Суторминское, Холмогорское, Талинское, Мортымья-Тетеревское и другие. Большая часть из них расположена в Тюменской области -своеобразном ядре района. В республиканском разделении труда она выделяется как главная база России по снабжению ее народнохозяйственного комплекса нефтью и природным газом. В Тюменской области добывается более 220 млн. тонн нефти, что составляет более 90% всей добычи Западной Сибири и более 55% от всего объема добычи по России: Анализируя данную информацию, нельзя не сделать следующий вывод: нефтедобывающей промышленности Российской Федерации свойственна чрезвычайно высокая концентрация в ведущем районе.

Для нефтяной промышленности Тюменской области характерно снижение объемов добычи. Достигнув максимума в 1988 году 415,1 млн. т, к 1990 году нефтедобыча снизилась до 358,4 млн. т, то есть на 13.7%, причем тенденция падения добычи сохраняется и сейчас.

Основные нефтяные компании работающие на территории Западной Сибири, это ЛУКОЙЛ, ЮКОС, Сургутнефтегаз, Сибнефть, СИДАНКО, ТНК.

катагенез полидисперсный пьезопроводность нефтегазоносный

33. Теоретическое обоснование геохимических методов поисков нефти и газ

Несмотря на то, что залежи нефти и газа располагаются гораздо глубже, чем рудные тела, геохимические методы поисков нефти и газа основаны также на изучении ореолов рассеяния. Эти ореолы являются газовыми. Методы их исследования относятся к атмогеохимическим. В образовании этих ореолов принимают участие легкие и подвижные углеводородные соединения.

Легкие компоненты нефтяных углеводородов непрерывно, хотя и очень медленно, мигрируют из залежей нефти и газа через вышележащие слои в атмосферу. Механизм миграции углеводородов изучен еще недостаточно, но, очевидно, основную роль в миграции играет диффузия. Экспериментальные данные показывают, что диффузия газов происходит сквозь среды, которые в обычных условиях считаются для этих газов надежной преградой. Например, в лабораторных условиях была доказана возможность диффузии гелия сквозь стекло, водорода сквозь пластину и никель. Таким образом, существует вполне реальная возможность медленного проникновения углеводородов даже сквозь так называемые непроницаемые покрышки -- слои глины, каменной соли и др. Кроме диффузии углеводородов сквозь ненарушенные пачки осадочных пород, утечка газа возможна сквозь тектонически ослабленные зоны -- сбросы, зоны трещиноватости и т.д. Влияние тектонических дислокаций на направление потоков рассеяния углеводородов сильно осложняет картину образования их ореолов рассеяния.

Наличие ореола рассеяния прежде всего проявляется в появлении повышенного содержания углеводородов в почвенном воздухе. Микроанализ содержания углеводородов в почвенном воздухе и составляет сущность метода газовой съемки, предложенного в 1932 г. и в дальнейшем разработанного В.А. Соколовым и его сотрудниками.

Газовая съемка. Основана на явлении рассеяния газообразных углеводородов из залежи нефти или газа в покрывающую ее толщу осадочных пород вплоть до дневной поверхности.

Газобиохимическая съемка. Проводится по водным источникам и неглубоким скважинам путем изучения солевого, газового и бактериального состава подземных вод верхних водоносных комплексов.

Битумо-люминесцентная съемка. Этот вид съемки применяется для выявления и изучения того же возможного ореола рассеяния углеводородов (в данном случае битумов или легких жидких углеводородов) из залежи в приповерхностные породы.

Газовый каротаж. Наибольшее применение находит газовый каротаж по глинистому раствору, который заключается в непрерывном или периодическом измерении содержания углеводородных газов в исходящем из скважины глинистом растворе.

Газогидрохимические исследования. Газовые и нефтяные залежи активно взаимодействуют с окружающими их пластовыми водами. Это установлено на основании многочисленных данных анализов пластовых вод и растворенных в них газов и различных органических соединений -- нафтеновых кислот, тяжелых углеводородов. Взаимодействие залежи с подземными водами приводит к обогащению вод углеводородными газами и к обеднению сульфатами, по мере приближения к залежи по сравнению с фоновыми значениями для данного пласта или свиты. В условиях застойного режима пластовых бессульфатных вод газовая залежь создает широкий ореол рассеяния метана в пластовых водах.

34. Характеристика зон ВНК, ГВК, ГНК. Методы нахождения поверхностей ВНК, ГВК, ГНК

ВНК (водонефтяной контакт) является границей, разделяющей в пласте нефть и воду, и представляет собой зону той или иной мощности, в которой содержатся нефть и свободная (не только связанная) вода. По мере приближения к зеркалу чистой воды содержание нефти уменьшается, а содержание воды в пласте увеличивается. Часть коллектора, в пределах которой наблюдается переход от чистой нефти к чистой воде, называется переходной зоной.

ГВК (газо-водяной контакт).

ГНК (газо-нефтяной контакт)-определяется как граница 100%-ного содержания свободного газа и 100%-ного растворения газа в нефти. В этом случае также наблюдается переходная зона от нефти к газу. Контакт нефть-газ представляет собой границу смеси углеводородов, сходных по физическим свойствам, поэтому разделение их более затруднено, чем определение контакта нефть-вода. Особенно трудно установить контакт газ-нефть при наличии большой газовой шапки и небольшой ширине нефтяной оторочки.

Точное определение контактов требуется особенно для построения карт изопахит эффективной нефтенасыщенной мощности при подсчете запасов нефти.

Для точного определения ВНК необходимо проводить следующий комплекс исследований:

промысловые испытания скважин ; при этом нужно иметь в виду, что ВНК должен находится в интервале между низшим положением интервала прострела дыр в скважине, давшим при испытании 100% нефти, и высшим интервалом прострела дыр, давшим 100% воды; быстрое увеличение количества воды в скважине после вступления ее в эксплуатацию может указывать на то, что скважина находится в пределах водонефтяной зоны (если нет данных о влиянии других факторов, в частности о появлении конуса воды),

изучение кернов; в них должно быть определено наличие нефти и воды и их взаимное положение,

электрический и радиоактивный каротаж; данные этих исследований оказывают огромную помощь в определении положения контактов нефть-вода газ-нефть.

Для определения ГНК строят также карты изолиний газового фактора по скважинам ;путем интерполяции и экстраполяции находят изолинию, соответствующую 100%-ной добыче газа, принимают ее за контур газоносности и, исходя из этого, определяют контакт газ-нефть.

35. Основные нефтегазоносные комплексы и горизонты Восточной Сибири

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

Нефтегазоносные области Иркутского амфитеатра -2 месторождения: Марковское, Криволужское и площади Биркинская, Атовская, Бильчирская, Христофоровская. Отложения архея и протерозоя -платформа, нижнепалеозойские (кембрий и селур) отложения осадочного чехла, основные тектонические элементы - присоянская синклиза и прибайкальская структурная ступень, к которым с юго-востока примыкает система впадин иркутско-канского прогиба.

Нефтегазоносность связана с отложениями нижнего кембрия, терригенные колектора, слабосцементированные песчаники. Основные продуктивные горизонты: Парфёновский и Марковский, осинский горизонт усольской свиты. Марковское газонефтяное месторождение, 2700 - 3000м скважины, встречаются мощные пласты каменной соли (усольская свита). В Матской свите газовой а в усольской свите нефтяной залежи. Структуры сложнопостроенные, в надсолевых отложениях нижнего кембрия антиклинальные складки, в подсолнвых - залежи нефти и газа связаны со структурами соляной тектоники. В терригенных коллекторах мотской свиты развиты литологические залежи (маркова), в трещиноватых карбонатных отложениях усольской, бельской и ангарской свит устанавливаются залежи массивного типа (Маркова, Бильчирская).

Лено-Вилюйская нефтегазоносная область - 6 месторождений: Усть-Вилюйское, Сабо-Хаинское, Бадаранское, Неджелинское, Мастахское. Основные тектонические элементы - часть докембрийской платформы Восточной Сибири в пределах сочлинения Вилюйской синклизы и предверхоянского предгорного прогиба, отложения от архей-протерозойских до современных, террегенные породы (песчаники, алевриты, аргилиты) широкое развитие пластов углей в отложениях верхний юры и нижнего мела. Нефтегазоносность связана с нижней юрой и нижнитриассовскими отложениями. Газ в монолеской и устькельтерской свитах, газа до 5 мил.м3/сут, притоки нефти в некоторых скважинах. Неджелинского и Средне Велюйского месторождения пологие брахинантиклинальные складки. Залежи пластово-сводные, иногда с литологическим ограничением.

36. Обзор основных нефтегазоносных бассейнов Северной Америки

Самым крупным структурным элементом Северной Америки является древняя Северо-Американская платформа. В ее составе выделяется обширный Канадско-Гренландский щит. На отдельных довольно значительных площадях присутствует палеозойский осадочный чехол мощностью до 2--3 км. Осадочный чехол более молодого возраста и значительной мощности находится под водами моря Баффина.

Южная и юго-западная части Северо-Американской платформы образуют ее плиту. Часть платформы, расположенная южнее Канад-ско-Гренландского щита, выделяется под названием плиты Мидконтинента или Мидленда. Почти на всей ее площади осадочный чехол слагается породами палеозоя. Западная окраина Северо-Американской платформы представляет плиту Великих Равнин. В этой значительно погруженной части платформы осадочный чехол характеризуется очень широким возрастным диапазоном (от кембрия до кайнозоя включительно).

Рассмотренная схема современного структурного плана США и Канады позволяет выделить в их пределах ряд нефтегазогеологических провинций.

1. Провинция плиты Мидленда и Великих Равнин, включающая НГБ синеклиз: элементарные Мичиганский, Иллинойский, Уиллистонский, сложный Пермский и внутриплатформенный латерально-гетерогенный Западный Внутренний.

2. Цент ральноканадско-Гренландская провинция, включающая четыре синеклизы -- Волластон, Фокс, заливов Гудзонова и Унгава -- с мощностью отложений до 3 км, являющиеся возможно нефтегазо носными, и две крупные синеклизы -- моря Баффина и акватории, расположенной между полуостровом Лабрадор и Гренландией, подстилающиеся рифтами и образованные фанерозойскими отложениями мощностьюсвыше 9 км.

В Прилабрадорском НГБ мощности мезозойских и кайнозойских отложений бассейна смещены к западу, где прослеживаются три узкие впадины (с севера на юг); Саглек, Хоупдейл и Лейф. Рядом поперечных разломов мелового возраста бассейн расчленен на несколько блоков. Нефтегазоносность его установлена с открытием в 1973 г. крупного газового месторождения Бьярни (200 млрд. м3). В настоящее время на западном крыле впадины Хоупдейл открыто шесть конден-сатногазовых месторождений -- Карлсефти, Снорри, Хоупдейл, Бьярни, Гудрид, Робервел,-- образующих единую зону газонакопления. На северо-западном крыле впадины Саглек открыто месторождение Хекья (песчаники палеогена на глубине 3269 м). Продуктивны песчаники палеоцена (Снорри) и раннего мела (Бьярни), доломиты нижнего карбона (Гудрид) и ордовика (Хоупдейл). Глубины залежей 2000--2800 м.

3. Аппалачская провинция, в которую входят НГБ пограничный Предаппалачский, Восточно-Канадский (зал. Св. Лаврентия или Меритаймз) и долины р. Св. Лаврентия. В двух последних НГБ выявлено по одному месторождению.

4. Провинция западных краевых (Предкордильерских) прогибов (пограничных), в которой находятся крупный НГБ Западно-Канадский и менее значительные НГБ Крейзи-Булл-Маунтинс, Паудер-Ривер, Денвер, Ратон. Последние четыре бассейна располагаются перед фронтом эпиплатформенного орогена Скалистых гор США.

5. Провинция эпиплатформенного орогена Скалистых гор США, включающая девять сравнительно небольших НГБ: Бигхорн,Уинд-Ривер, Грин-Ривер, Ханна-Ларами, Уинта-Пайсенс, Норт-Мидл-Парк, Сан-Хуан, Парадокс, Блэк-Меса-Кейпаровиц. Последние два бассейна расположены в пределах плато срединного массива Колорадо, которое не испытало в ларамийское время значительных поднятий.

В НГБ Блэк-Меса-Кейпаровиц открыто только два нефтяных и два газовых месторождения с залежами в пермских отложениях; в небольшом НГБ Норт-Мидл-Парк известно восемь месторождений, в то время как в остальных НГБ количество месторождений нефти и газа исчисляется десятками (в НГБ Грин-Ривер свыше 150). Помимо перечисленных НГБ в провинции известно не менее семи ПНГБ -- Саут-Парк, Сан-Луи, Рио-Гранде и др.

6. Провинция северного эпиплатформенного орогена Канады, или Маккензи-Франклинская. Ороген расположен на месте одноименных гор и образует выступ в их цепи, обращенный в сторону Большого Медвежьего озера. Внутри орогена между горными хребтами Франклин и Маккензи находится межгорная впадина -- НГБ Маккензи. Бассейн сложен пологозалегающей 5-километровой толщей кембрийско-девонского и мелового возраста. В бассейне выявлено нефтяное место рождение Норман-Уэллс с залежью, приуроченной к среднедевонскому рифу.

7. Внутрикордильерская провинция, заключающая НГБ синклинориев и вертикально-гетерогенных грабенов, расположенные в средней части горноскладчатого сооружения мезозойского (ларамийского и невадийского) возраста -- от Аляски до мексиканской части Кордильер. Из известных здесь свыше 12 бассейнов только три нефтегазоносные: Юта-Невадийский, Фрейзер, Игл-Плейн. В этих бассейнах открыто по одному месторождению. В бассейне известно небольшое газонефтяное месторождение Чейнз с залежью в песчаниках пенсильванского возраста.

8. Юконская провинция, расположенная в центральной части Аляски, приуроченная к одноименному срединному массиву и окаймляющим его впадинам. На севере провинция ограничена эпиплатформенным орогеном хр. Брукса, на востоке -- орогеном хр. Ричардсона, на юге -- разломом Тинтина на контакте с антиклинорием Танана. На западе она открывается в Берингово море. В пределах провинции выделяется несколько ПНГБ типа синеклиз: Юкон-Плейн на востоке, Нортон, Лонг, Бетел на западе (погружаются в море). Первый из них представляет собой синеклизу, наложенную на срединный массив, а последние три -- синеклизы, вероятно, подстилающиеся грабенами.

9. Краевая Притихоокеанская провинция, протягивающаяся вдоль западного края Северо-Американского континента. В провинции известно девять НГБ, из которых семь находятся в Калифорнии - Грейт-Валли, Лос-Анджелес, Санта-Мария, Вентура-Санта-Барбара и др., два - Кук-Инлет, Сент-Элиас - на юге Аляски. Помимо нефтегазоносных в провинции известно не менее 10 ПНГБ, в том числе два на юге Аляски -- Коппер-Ривер, Бристольский. За исключением вертикально-гетерогенного НГБ зал. Кука, представляющего собой грабен внутрискладчатой области, все остальные НГБ и ПНГБ занимают синклинории, часть из которых продолжаются в акватории.

10. Арктическая провинция, охватывающая бассейны, расположенные на северном Арктическом склоне Северо-Американского континента-и Гренландии, где докембрийский Канадско-Гренландский щит наращивается раннегерцинской (домиссисипской), или иннуитской, складчатостью. Провинция включает разнотипные бассейны: пограничный НГБ Се-веро-Аляскинский, НГБ Маккензи-Бофорта, расположенный внутри синеклизы, сложный латерально- и вертикально-гетерогенный НГБ Свердруп и ПНГБ Пири-Элсмир, заключенный в узком протяженном синклинории иннуитской складчатости, на востоке ее развития, где она заходит на север Гренландии.

11.Приатлантическая провинция, расположенная на месте юго-восточного и южного континентального склонов Северо-Американской платформы и протягивающаяся от о-ва Ньюфаундленд до кольцевого шельфа Мексиканского залива включительно. Естественной внешней границей провинции является континентальное подножие.

С северо-востока на юго-запад в провинции выделяются НГБ Новошотландский, Балтимор-Блейк и за п-овом Флорида крупный сложного строения (латерально- и вертикально-гетерогенный) НГБ Мексиканского залива.

12. Антильско-Карибская провинция, занимающая обширную молодую геосинклинальную область, в центре которой находятся глубоководные геосинклинальные котловины (с востока на запад): Гренадская, Венесуэльская, Колумбийская и Юкатанская, разделенные поднятиями, выраженными островами, банками, погребенными хребтами (Авес, Беата, Розалинд-Ямайка, Мистерьоса-Кайман). В Антильско-Карибской геосинклинальной области может быть выделено несколько нефтегазоносных, потенциально и возможно нефтегазоносных бассейнов.

Вдоль южного склона Кубинского антиклинория простираются два бассейна: Пинар-Пиносский ПНГБ (или Батабаньо) на западе и Южно-Кубинский НГБ на востоке. Южно-Кубинский НГБ занимает южную часть о-ва Куба, прилегающую субаквальную часть заливов Ана-Мария и Гуаканаябо и представляет собой поперечный грабен в антиклинории. На юго-западе он погружается в Юкатанскую впадину. Восточнее Южно-Кубинского может быть выделен Гаити-Пуэрториканский ПНГБ, протягивающийся от юго-восточной окраины о-ва Гаити, где он находится между Северной и Южной Кордильерами острова, на южную окраину о-ва Пуэрто-Рико. Восточнее Наветренных островов (антиклинория Малых Антильских островов) находится НГБ Барбадос-Тобаго, протягивающийся от прол. Анегдаа на севере до субширотного разлома, отсекающего Северный хребет Тринидада и восточную часть Карибских Анд.

На юге восточной части провинции в морских впадинах Бонайре и Карьяко выделяется НГБ Бонайре-Карьяко. В нем открыто шесть небольших нефтяных и газовых месторождений, расположенных по пе риферии: на западе -- Миранга, Кумаребо, юго-западе -- Абудансия, Эль-Мене-Акоста и на востоке - месторождения без названий.

37. Гидрогеологический цикл и его этапы. Роль этапов в формировании залежей нефти и газа

1 цикл: 2 этапа - элизионный; инфельтрационный. 3 этап - магматогенный. Элизионный этап накопления осадков в пласты и он заканчивается, когда начинаются трещины, затем вода просачивается и получается инфильтрационная. Периоды выделяют на основании сводного геологического разреза. Инфильтрационные воды - фильтрация с поверхности, метеоусловия, болота, роса. Элизионные воды - (седиментогенная) отжатая при давлении и температуре в смежных прослоях с изменением состава воды в пласте, тёплая, минерализованная вода. Магматогенная - подземная вода из паров магмы, при разгрузки мантии. В формировании нефти газа роль: вода в порах, растворённая в нефти по инфильтрационной гипотезе (просачивание из атмосферы) вода набирает минерализацию из пород с глубиной, меняется химический состав. По гипотезе органического происхождения нефти и вод нефтяного месторождения - вода нефтяных месторождений считается основным сопутствующим признаком процесса нефтеобразования. Вода, эта богата организмами, то есть в планктоне 99% воды (от его состава) планктон в процессе превращения в органические вещества и далее в нефть, заключённую в нём воду, которая является составляющей вод нефтеместорождений ( то есть планктон «отжимается») в этих водах много K, J, Br. В илах и песке остаётся морская вода и с накоплением осадков, часть воды отжимается ^ а часть с илом и песком перемещается в пласты. Погребённая вода часто перемешивается меняется минерализация и далее новые этапы миграции вод - в складках и в сторону меньшего давления, влияет и температура. Минерализация вод нефтяных месторождений выше минерализации морской воды и возможно, что воды нефтегазовых месторождений могут быть ювенильными. Типы вод нефтегазовых месторождений: хлоркальциевые или щелочные, они не содержатся в морской воде, но это сближает воды с магматогенными по химическому характеру. Учёный Милс предполагает, что концентрирование подземных вод нефтяных месторождений происходит не только в процессе эксплуатации, но и длительное геологическое время под действием расширяющегося и перемещающегося по месторождению газа. Роль могли играть древние эрозионные поверхности, благоприятные для миграции газа нижезалегающих горизонтов в период эрозии - в эрозиях концентрировалась вода некоторых горизонтов нефтяных месторождений. В гидродинамических системах существует 2 потока воды - инфильтраций (с поверхности) и элизионный (от глубинных слоёв вверх). Эти воды (их потоки) направлены противоположно. Седиментационные (элизион) воды с Р горн. выдавливаемые из глин, в которых действует Р гидростатическое = Р горному. Все залежи нефти и газа образуются в зоне встречи подземных вод. Все углеводороды приблизительно на глубине 1,5 км (но не всегда), вот по палеокартам давлений найти зоны встречи вод и там должны быть углеводороды.

38. Подготовка скважин к опробованию и его производство

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.

Чтобы иметь полное представление о коллекторских свойствах пласта, оценить характер насыщенности и определить ориентировочный дебит, отбирают прямые и косвенные геологические данные, а также исследуют вскрытые продуктивные пласты путем взятия проб флюида и пробных откачек. Прямыми геологическими данными являются отбор керна, шлама и проб со стенок скважины, к косвенным данным относятся каротаж, фотографирование и визуальные наблюдения с помощью телевидения стенок скважины, а также получение отпечатков со стенок скважины.

Испытания пластов на приток производятся как в открытом (необсаженном) стволе скважины при ее бурении, так и в трубах после обсадки, цементирования, перфорации.

Испытания пластов в открытом стволе скважины производят по мере вскрытия пластов. Такие испытания имеют целый ряд преимуществ. Пласты до испытания подвергаются менее продолжительному воздействию бурового раствора и, естественно, бывают менее кольматированы. Если при бурении разведочных скважин они оказываются непродуктивными, нет необходимости их обсадки и цементирования.

Испытания обсаженных скважин, наоборот, производят снизу вверх (вначале испытывают нижний пласт).

Для испытания пластов используют комплект испытательных инструментов, который применяют для скважин. С помощью этих испытателей вызывают приток флюида, производят отбор флюида, определяют пластовое давление, продуктивность и среднюю эффективную проницаемость пласта. Кроме этого можно испытывать герметичность цементных мостов, определять место утечки в обсадных колоннах, осваивать малопродуктивные пласты и решать другие задачи.

39. Электроразведка. Физическая сущность и основные методы. Возможности применения метода

Электрический метод разведки основан на изучении естественных и искусственных электромагнитных полей, возникающих в земной коре под воздействием источников постоянного и переменного тока.

Результаты такого изучения позволяют судить о распределении в земной коре пород с различной электропроводностью. Способность минералов и горных пород проводить электричество является наиболее сильно изменяющимся их физическим свойством, предельные значения которого могут отличаться в 1020 раз для кристаллов и руд и в 1010 раз для горных пород. Это создает благоприятные предпосылки применения электрического метода разведки. Поле источников постоянного тока является более простым. Исследование его, как правило, ограничивается изучением только электрических величин. В поле переменного тока изучают как электрическую, так и магнитную составляющие. Поэтому методы переменного тока называются также электромагнитными.

В связи с возможностью использования широкого диапазона частот, а также различных источников тока -- естественных и искусственных -- в электроразведке имеется большое число методов и их модификаций. Некоторые модификации электроразведки достаточно сходны между собой. В частности, модификации электромагнитных методов, основанные на применении очень низких частот, практически мало отличаются от соответствующих модификаций электроразведки постоянным током.

Ни в одном из методов геофизической разведки нет такого большого числа модификаций, как в электроразведке.

Основным признаком, по которому могут быть классифицированы эти модификации, является зависимость изучаемого электромагнитного поля от времени (табл. 5).

Табл. 5

Естественные электрические поля Земли используют методы естественного поля, теллурических токов и магнитотеллурический. В остальных методах применяют искусственные поля, возбуждаемые при помощи гальванических батарей, аккумуляторов и генераторов электрического тока.

Напряженность электрического поля также быстро убывает с расстоянием.

Затухание электромагнитного поля в однородной среде тем больше, чем выше частота поля.

Степень затухания определяется величиной проводимости среды. Таким образом, электромагнитное поле не затухает в непроводящей среде. Чем меньше удельное электрическое сопротивление среды, тем больше коэффициент затухания. Из приведенных выше рассуждений следует, что при исследовании больших глубин необходимо применять методы низкочастотные и постоянного тока. Высокочастотные методы при наблюдениях на поверхности земли можно использовать лишь для изучения небольших глубин, но при их применении может быть достигнута в некоторых случаях значительно большая детальность исследования. Глубинность высокочастотных модификаций будет наибольшей при изучении кристаллических и метаморфических пород, высокого удельного сопротивления. Осадочные породы, имеющие низкое удельное сопротивление, выгодно изучать при помощи методов, использующих постоянное и переменное низкочастотные поля. Среди них важное место занимает группа методов, которые носят обобщенное название электромагнитных зондирований.Задача электромагнитных зондирований состоит в определении электрических характеристик и мощностей слоев в среде, состоящей из некоторого числа горизонтально залегающих пластов, ограниченных снизу основанием (пластом неограниченной мощности). Каждый пласт характеризуется следующими параметрами: мощностью, продольным и поперечным электрическим сопротивлением, диэлектрической постоянной. Продольное и поперечное сопротивления различаются вследствие микроструктуры слоистой среды, которая является анизотропной по отношению к электрическому току.