Технологические особенности нефтегазовой промышленности

Электромагнитное поле, возбуждаемое в пластах, в общем случае считается переменным. В частном случае при нулевой скорости изменения поля мы имеем дело с зондированием постоянным током. Источник возбуждения может рассматриваться, как электромагнитный диполь. При искусственном источнике возбуждения (генераторе) это будет либо горизонтальный электрический диполь (короткая питающая линия, заземленная двумя электродами), либо вертикальный магнитный диполь (незаземленная горизонтальная рамка). При естественном возбуждении источниками поля являются изменяющиеся во времени токи в ионосфере, которые для небольшого участка земной поверхности можно считать прямолинейными и бесконечно протяженными, т. е. опять-таки представить их в виде совокупности горизонтальных электрических диполей. Закон изменения силы тока во времени берется либо гармоническим, либо в форме прямоугольного импульса, после выключения которого возникает неустановившееся электромагнитное поле, постепенно спадающее до нуля. Во всех перечисленных случаях можно свести рассмотрение задачи к взаимодействию с изучаемой средой гармонического (синусоидального) электромагнитного поля и таким образом иметь дело с квазистационарным электромагнитным полем.

Исследование такой задачи на поверхности однородного полупространства позволяет сделать следующие выводы: 1) при изучении глубин более нескольких десятков метров достаточно ограничиться квазистационарным приближением, причем электромагнитное поле в этом случае зависит только от удельного сопротивления, но не от диэлектрической постоянной среды; 2) при увеличении расстояния от точки наблюдения до источника тока влияние удельного сопротивления нижнего полупространства возрастает и достигает максимума в так называемой волновой зоне, где это расстояние превосходит длину волны; 3) горизонтальные компоненты магнитного поля зависят от электрических свойств нижнего полупространства, значительно слабее, чем вертикальная составляющая его.

Электрическое поле, наблюдаемое на поверхности, приносит тем большую информацию о глубинных параметрах геоэлектрического разреза, чем меньше его затухание на заданной глубине. Следовательно, для проникновения вглубь при электромагнитном зондировании необходимо изменять один из параметров, влияющих на величину затухания электрического поля.

Естественные электрические локальные поля на земной поверхности возникают вблизи контактов разнородных горных пород, рудных залежей, водоносных пластов и т. д. Во многих случаях при контактах пород различного состава, особенно рудных тел, со вмещающими породами возникают процессы окисления и восстановления. Одновременно происходит адсорбция ионов на поверхностях контактов, а также фильтрация подземных под и диффузия растворов разной минерализации, сопровождающиеся возникновением адсорбционно-фильтрационных потенциалов. Таким образом, физическая природа локальных естественных электрических полей на земной поверхности довольно сложна; в результате изменения обстановки разность потенциалов на земной поверхности может медленно, но существенно изменяться.

Особенно интенсивными источниками естественного поля являются рудные тела и толщи горных пород, представленные электронными проводниками.

Основными методами электроразведки являются: метод заряженного тела; метод вызванной поляризации; магнитотеллурический метод; частотное электрическое зондирование; зондирование методом становления электромагнитного поля; низкочастотный индуктивный метод; аэроэлектроразведка; метод индукции; радиоволновой метод электроразведки и другие методы (метод петли, метод эквипотенциальных линий, метод отношения разности потенциалов, метод интенсивности, метод сдвига фаз, метод прямого кабеля, метод изучения токов индуцированных от удалённых гроз, пьезоэлектрический метод).

По кругу решаемых задач методы электроразведки образуют две группы. Методы первой группы, глубинные -- вертикальные электрические зондирования, методы теллурических токов, становления и другие -- позволяют вести исследование верхних слоев земной коры до глубины нескольких километров. Эту группу методов используют в основном для изучения строения бассейнов, сложенных осадочными породами, главным образом при поисках нефти и газа. Опыт полевых исследований свидетельствует, что глубинные методы электроразведки практически дают надежные данные только до глубины 2--3 км. Некоторые полезные качественные данные иногда могут быть получены электрическими методами до глубин 4--5 км, однако в большинстве случаев результаты исследования таких глубин оказываются ненадежными. В то же время необходимо -отметить, возможность применения электромагнитных полей низких частот для изучения очень больших глубин. В настоящее время магнито-теллурические зондирования достаточно успешно используются для сверхглубинных исследований при изучении физического состояния мантии.

Вторая группа методов электроразведки -- индукционные, аэроэлектроразведочные и т. п. -- обладает незначительной глубинностью (обычно десятки метров, в лучшем случае несколько сотен метров). Высокое удельное сопротивление среды является благоприятным условием для выявления в ней проводящих объектов. Область применения методов второй группы резко отличается от области применения первой группы я в основном сводится к изучению рудоконтролирующих структур и поискам рудных тел, характеризующихся повышенной электропроводностью. Электроразведку применяют также при решении гидрогеологических и инженерно-геологических задач. Здесь возможно применение методов обеих групп в зависимости от характера решаемых инженерно-геологических задач.

Региональное изучение бассейнов осадочных пород. При поисках нефти, газа, угля и других полезных ископаемых в районах развития осадочных пород предварительно необходимо получить сведения об общей мощности осадков, т. е. о глубине залегания консолидированного фундамента, о закономерностях размещения литологических фаций осадочных пород и об их тектонике. В решении всех этих вопросов может быть эффективно использована электроразведка.

Поиски структур в осадочной толще. Электроразведка методом профилирования, ВЭЗ и дипольного зондирования неоднократно с успехом применялась для поисков в осадочной толще поднятий, благоприятных для образования нефтяных и газовых залежей. Для поисков структур электроразведочным методом необходимо, чтобы породы были электрически дифференцированы в вертикальном направлении; в горизонтальном направлении электрические свойства пластов должны быть выдержанными, чтобы характер кривых электрического зондирования позволял провести их надежную количественную интерпретацию; опорные электрические горизонты должны находиться на небольшой глубине, желательно до 1--1,5 км. В этих условиях электроразведка в состоянии оказать существенную помощь при поисках структур в осадочной толще, особенно на первых стадиях изучения новых нефтегазоносных областей, когда усиленно изучают верхний структурный этаж осадочного бассейна, доступный для технических возможностей электроразведки.

Электроразведка сыграла большую роль в открытии ряда нефтяных месторождений СССР, в том числе в неглубоких отложениях третичных пород Бакинского и Грозненского районов, перми и карбона в Волго-Уральской нефтегазоносной области, мезозоя в Днепровско-Донецкой впадине на Украине и др.

В настоящее время при производстве региональных и поисковых работ на нефть и газ в комплексе с сейсморазведкой успешно применяются методы ВЭЗ, ДЗ, ЗС, магнитотеллурические. Разумное комплексирование электроразведки с сейсморазведкой при поисках структур, благоприятных для скопления нефти и газа, следует считать весьма желательным, так как оно удешевляет и ускоряет поисковые работы. Необходимо отметить, что применение электроразведки для детальных работ возможно только в случаях исключительно благоприятного геоэлектрического разреза, когда его можно считать выдержанным двухслойным или, что гораздо труднее для интерпретации, трехслойным. В большинстве случаев для поисков структур предпочтительно применять магнитотеллурические методы, в будущем также частотные электромагнитные зондирования.

Для детального изучения структур в осадочной толще электроразведку применяют крайне редко, например, для картирования крутых склонов соляных куполов, определения контуров интрузивных штоков, трассирования сбросов и т. п. С этой целью используют те же методы электроразведки, что и при поисковых работах, однако работы ведутся по гораздо более густой сети наблюдений.

40. Обзор ведущих нефтегазоносных бассейнов Европы и зарубежной Азии

Современный структурный план зарубежной Европы, контролирующий размещение НГБ, определяется наличием пяти основных крупных структурных элементов.

Древний Скандинавский щит, большая часть которого образована докембрийскими кристаллическими породами и лишь в краевой северо-западной части -- складчатыми каледонидами.

Древняя Восточно-Европейская платформа, занимающая северо-восточную и юго-восточную окраины зарубежной Европы и распространяющаяся далее в пределы СССР.

Среднеевропейская платформа с фундаментом байкальского возраста, простирающаяся в широтном направлении от Великобритании на западе до границы с Восточно-Европейской платформой на востоке.

4. Западно-Европейская эпигерцинская платформа, протягивающаяся от Пиренейского полуострова в северо-восточном направлении до стыка с горными сооружениями Карпат. Эпигерцинская платформа осложнена рядом крупных выступов фундамента (Чешский, Центральнофранцузский, Армориканский, Среднерейнский), расчленяющих ее на несколько впадин и прогибов, а также рядом грабенов.

5. Альпийская складчатая область, включающая эпигеосинклинальные горные сооружения юга и юго-запада Европы: Балканы, Карпаты, Альпы, Динариды, Пинд, Апеннины, Пиренеи, горы Каталонии, Балеарских островов и Андалузии (Бетские горы). Южно-Европейские горы слагаются из двух дуг -- внешней, состоящей из Балкан, Карпат и Альп, и внутренней, включающей Пинд, Динариды, Апеннины,- разделенных срединными массивами Эгейского моря, Македонии, Паннонии, Трансильвании и Адриатического моря.

Тектоническое районирование и особенности нефтегазоносности позволяют выделить в пределах зарубежной Европы четыре нефтегазо-геологические провинции: 1) Среднеевропейской и Восточно-Европейской древних платформ; 2) Западно-Европейской молодой плиты; 3) предгорных прогибов альпийских горноскладчатых сооружений Южной Европы; 4) межгорных впадин альпийской складчатости Южной Европы и Средиземноморья.

1. Провинция Среднеевропейской и Восточно-Европейской древних плит расположена в пределах Среднеевропейской и части Восточно-Европейской плит. Основная площадь провинции занята крупнейшим в зарубежной Европе Центральноевропейским латерально- и вертикально-гетерогенным НГБ. Известно также несколько НГБ синеклиз -- Восточно-Норвежскоморский, Лофотенский, Западно-Английский и грабенообразной впадины -- Западно-Шетландско-Северо-Минчский, в пределах которых выявлено по нескольку месторождений или получены притоки нефти или газа. 2.Провинция Западно-Европейской молодой плиты находится впределах Западно-Европейской эпигерцинской плиты. НГБ приурочены к синеклизам -- Парижский, Гемпширский, Кельтский, Лионский, Валенсийский и сквозным грабенам -- Рейнский, Тюрингский, Ронский.

В пределах Иберийского полуострова могут быть выделены бассейны, перспективные в нефтегазоносном отношении,- Лузитанский, заключенный в периконтинентальной пассивной окраине, Кастильский - синеклиза, расположенная северо-восточнее Мадрида, и гвадал-квивирская часть Предрифско-Гвадалквивирского НГБ.

3. Провинция предгорных прогибов Южной Европы заключает латерально-гетерогенные (пограничные) бассейны, расположенные на сочленении горных сооружений альпийской складчатости с эпигерцин-ской платформой и небольшим участком докембрийской платформы на юго-востоке. Выделяются НГБ Предкарпатско-Балканский, Северо-Предкарпатский, Предальпийский, Аквитанский, Западно-Черноморский, Арагонский.

4. Провинция межгорных впадин содержит нефтегазоносные бассейны нескольких генетических типов:

1) латерально-гетерогенные, сформировавшиеся на погруженных срединных массивах Альпийской складчатой области (межгорно-складчатые бассейны): НГБ Трансильванский, Паннонский, Адриатический, Эгейский, а также ПНГБ Фракийский;

гомогенные синклинориев: Центральнокарпатский НГБ, расположенный внутри Восточных и Западных Карпат, и ПНГБ Фессалийский, расположенный внутри Динарид;

вертикально-гетерогенный, заключенный в Венском грабене, расположенном на стыке Западных Карпат и Восточных Альп.

Всего в зарубежной Европе известно более 25 нефтегазоносных бассейнов, содержащих свыше 850 нефтяных и 800 газовых месторождений, в том числе более 150 в акваториях.

Обширная территория зарубежной Азии занята в основном горными сооружениями и разделяющими их равнинами и пустынями и опоясана с востока и юго-востока цепью островов молодого образования.

В структуре Азии достаточно четко выделяются три крупных структурных элемента:

эпиплатформенный ороген Центральной и Восточной Азии;

древняя Индостанская платформа с опоясывающими ее на западе, севере и востоке краевыми прогибами;

3) молодая островная система Малайского архипелага, Океании и Восточной Азии.

Все структурные элементы содержат нефтегазоносные бассейны различных генетических типов.

I. Нефтегазоносные бассейны эпиплатформенного орогена Центральной и Восточной Азии расположены преимущественно на территории Китая, в меньшей степени Монголии, и приурочены к межгорным депрессиям с высотой поверхности над уровнем океана до 3100 м при высоте окружающих их хребтов до 6000 м.

Ороген занимает южную краевую часть Центральноазиатского складчатого пояса. На территории орогена находятся бассейны: крупный Джунгарский, небольшие Турфан-ский, Дзунбаинский, Тамцакско-Хайларский (Хинган-Монгольский) и наиболее крупный Сунляо. В Дзунбаинском НГБ выявлены небольшие нефтяные месторождения Дзунбаинское и Цаган-Эльское с залежами нефти в отложениях нижнего мела. В Тамцакско-Хайларском НГБ на территории Китая открыты четыре небольших месторождения нефти с залежами в отложениях верхней юры и нижнего мела. В Турфанском бассейне открыто нефтяное месторождение Шэндинкоу с залежью в средней юре. Помимо перечисленных пяти бассейнов на территории Джунгарско-Гоби-Дунбейского орогена известно пять впадин, представляющих различный интерес для поисков нефти или газа.

Китайский ороген расчленяется на два блока -- орогена: Китайско-Корейский на севере и Южно-Китайский на юге, разделенные широтно вытянутой Циньлинской каледонско-герцинской складчатой системой и расположенным на ее восточном продолжении древним поднятием Дабашань.

В пределах Китайско-Корейского орогена можно выделить целый ряд нефтегазоносных бассейнов.

Широтно вытянутый Таримский бассейн представляет собой срединный массив с фундаментом докембрийского возраста, обрамленный с севера и юга герцинскими горными сооружениями Тяньшаньским и Куньлуньским.

В пределах каледонского высокогорного (6346 м над уровнем моря) сооружения Наньшань (Циляньшань), вытянутого в северо-западном направлении, находятся небольшие бассейны -- нефтегазоносный Минхэ и потенциально нефтегазоносные Кукунорский и Алашаньский. Бассейн Минхэ характеризуется небольшими размерами (площадь около 15 тыс. км2).

Цайдамский бассейн расположен на стыке каледонид Наньшаня и герцинид Куньлуня.

На стыке Алашаньской докембрийской платформы с Наньшаньским горноскладчатым сооружением находятся небольшие бассейны Преднаньшаньский (Хэси, Ганьсуйский) и Чжаошуйский.

Основная продуктивная толща бассейна -- свита Байянхэ. Установлена также нефтегазоносность отложений мелового (свита Хайхайпус), раннепермского и позднекаменноугольного возраста.

На антиклинали Лаоцзюньмяо, расположенной на южном борту бассейна, находится наиболее крупное месторождение нефти бассейна -- Яэрся. Нефтеносны свиты Байянхэ и Хайхайпус на глубине 2300--2700 м.

Чжаошуйский бассейн приурочен к небольшой узкой впадине, сложенной кайнозойскими, меловыми и каменноугольными отложениями мощностью свыше 5 км. В бассейне открыто нефтяное месторождение Цинтузин с залежью в нижнеюрских угленосных отложениях.

Ордосский (Шаньсийский) бассейн с герцинским обрамлением на юге (Циньлин) вытянут в меридиональном направлении.

Крупный по площади и запасам нефти Северо-Китайский бассейн располагается в пределах Северо-Китайской низменности (восточнееи южнее Пекина), а на севере -- в акватории заливов Бохайвань и

Ляодунского.

7.Восточно-Китайский (Желтоморский) нефтегазоносный бассейн расположен юго-восточнее Северо-Китайского и отделен от него Шаньдунским выступом докембрийских пород. На материке находится лишьнезначительная краевая часть бассейна, большая его площадь скрыта под водами Желтого моря.

Небольшой Фусиньский нефтегазоносный бассейн (два небольших нефтяных месторождения) выделяется севернее Северо-Китайского.

Небольшой (площадь 10 тыс. км2) бассейн Сянфань (Суньфын) находится на юге Китайско-Корейского орогена на стыке герцинид Циньлин и древнего глыбового поднятия Дабашань.

Южно-Китайский ороген характеризуется мощным и наиболее полным разрезом палеозойских отложений и значительным проявлением яньшаньского орогенеза. На северо-западе орогена выделяется крупный Сычу-аньский (Красный) бассейн, на юге -- Гуанси-Гуйчжоуский (Юньнань-Гуансийский). Оба бассейна типичны для эпиплатформенных оро-генов. В них сочетаются периферийные антиклинальные зоны нефтега-зонакопления с ареалами зон нефтегазонакопления, свойственными платформам, в средней части. На юго-востоке Тибетско-В ьет н а м с кой складчатой области в пределах Ханойского грабена установлена газоносность неогеновых отложений.

Таким образом, три эпиплатформенных орогена Центральной и Восточной Азии -- Джунгарско-Гоби-Дунбейский, Китайско-Корейский и Южно-Китайский -- являются нефтегазогеологическими провинциями, к потенциально нефтегазоносным относится Тибетско-Вьетнамская провинция.

II. Древняя Индостанская платформа занимает одноименный полуостров и представляет собой обломок Гондванского суперконтинента, причленившийся к массиву Центральной Азии в конце эоцена. На подводную часть субширотно вытянутого Нармадского авлакогена в районе Камбейского залива наложен меридионально ориентированный Камбейский грабен, выходящий на юге на западный шельф (периконтинентальный прогиб) платформы. С Камбейским грабеном связано образование одноименного НГБ.

На периконтинентальных прогибах западной и восточной окраин Индостанской платформы выделяются три бассейна -- Малобарский, Полк-Манарский и Индо-Ланкийский.

В пределах мезозойской складчатости п-ва Индокитай выявлены Сиамский и севернее его расположенный Менамский бассейны. Менамский НГБ расположен в нижнем течении р. Менам и сложен палеоцен-миоценовыми терригенными и лагунными породами мощностью до 4 км. Севернее и восточнее этого бассейна в теле срединных массивов (с докембрийским фундаментом) мезозойской складчатости выделяются небольшой (2 тыс км2) бассейн Фанг (Синобирманский срединный массив) и более крупный (свыше 350 км2) Корат-Тонлесапский (Индо-синийский массив). Южнее Корат-Тонлесап-ского находится Меконгский НГБ, большая часть которого находится под водами Южно-Китайского моря. В бассейне открыто нефтяное месторождение Белый тигр с залежью в миоценовых отложениях.

В сложно построенной Иравадийско-Зондской зоне сочленения мезозойской складчатости континента и современного геосинклинального пояса находится группа бассейнов: Иравадийско-Андаманский, Центральносуматринский, Южно-Суматринский, Западно-Яванский, Восточно-Яванский. Юго-западнее о-ва Суматра и южнее островов Ява и Флорес протягивается пояс синклинориев, в которых можно выделить два бассейна -- Ментавайский НГБ и Южно-Яванский ПНГБ. В зоне сочленения позднекайнозойской складчатости островов Калимантан, Палаван и современной геосинклинальной складчатости (Северо-Индон- езииская складчатая система) располагаются НГБ Саравак-Палаванский, Барито, Калимантан-Сулавесский, Себу-Калимантанский (Сандаканский).

В зоне собственно современной складчатости нефтегазоносные бассейны приурочены к синклинориям, расположенным в пределах Филиппинских и Молуккских островов. В пределах первых, на севере о-ва Лусон, находится Кагаянский ПНГБ. Юго-западнее Кагаянского бассейна расположен бассейн Пампанга, в котором открыты два месторождения. На востоке о-ва Минданао может быть выделен потенциально нефтегазоносный бассейн в долине р. Агусан -- от бухты Бутуан до зал. Давао.

Нефтегазопроявления на некоторых островах, окружающих моря Молуккское, Банда, Хальмехера, дают основания для выделения одноименных возможно нефтегазоносных бассейнов.

На западе о-ва Новая Гвинея расположен НГБ Вогелкоп. На севере средней части острова находится Ирианский потенциально нефтегазоносный бассейн. С островными дугами геосинклинального пояса Восточной Азии связано образование Татарско-Япономорского и Тайваньского латерально-гетерогенных (пограничных) НГБ, платформенные борта которых скрыты под водами морей, а обрамление выходит на материк в область мезозойской складчатости или эпиплат-форменного орогена Азиатского материка.

Восточнее Японской складчатой системы (острова Кюсю, Хонсю, Хоккайдо) Нансейский желоб сопровождает с востока Преднансейский ПНГБ, западное обрамление которого образовано антиклинорной зоной Нансей (островов Рюкю, Кюсю и Сикоку). Всего в пределах зарубежной Азии выявлено более 60 нефтегазоносных, потенциально нефтегазоносных и возможно нефтегазоносных бассейнов. В нефтегазоносных бассейнах открыто свыше 650 нефтяных и 225 газовых месторождений.

41. Основные обстановки осадконакопления. Условия накопления и сохранения органического вещества

В зависимости от того, какие породы разрушаются, какому типу литогенеза соответствует, из них формируются осадочные породы: тип пород (обломочные, глинистые, карбонатные, кремнистые, вулканогенно-осадочные, соли, фосфаты, хеллогенные? ( железистые, марганцевые, алюминиевые)). Главная термодинамическая граница - уровень грунтовых вод (при потогинезе и метагенезе). Литогенез - климатические условия в которых происходит формирование горных пород, имеет три стадии: 1) стадиальная (цикл жизни осадочных пород) зарождение, перенос; 2) седементально-генетическая (обстановка накопления, связана с фациальным анализом); 3) историко-геологическая (эволюция, периодичность образования осадочных пород, изменение состава и условий осаждения материала).

Типы литогенеза: а) гумидный (нет осадков железа, марганца, алюминия, тропики, экватор, влажная земля) - осадочный процесс незавершенный; б) нивальный (ледниковый) физическое выветривание (Арктика, Гренландия); в) аридный (засушливый) - физическое выветривание преобладают; г) океанический (три пояса река - море) - осадки терригенового типа с континентов (самостоятельный процесс), желоба осадков, осадки опреснённых морей; д) вулканоосадки - поставка на поверхность ювенильного материала (туфы, лавы). На стадии литогенеза процессы: изменение ранее образующихся пород; образование особых типов пород (продукты пород выветривания; формирование исходного материала и осадков, которые превращаются в горные породы. Диагенез: 1. осадок, 2. порода, 3.метаморфизм (стадийный ) он на 80-90% состоит из воды, богат FeOH и O2, с нагрузкой осадок уплотняется и обезвоживается, происходит диагенетическое образование материала (длится до сотен тысяч лет) достигает физико-химического равновесия и завершается катагинезом. Катагинез - где все процессы неорганические, то есть физико-химические и физико-механические. Основные факторы температура, давление, состав пластовых паровых вод и геологическое время. Возникают процессы, отжатия вод, минеральное образование + перекристаллизация, при мета- и катагинезе с образованием органического вещества образуются каустобилиты (угли). Классификация угленосности катагенеза: начальная стадия протагинеза (температура 60 градусов); средняя стадия мезокатагинез (температура 120 градусов, жирный кокс); поздняя стадия апокатагинеза (350 градусов, полуантрацит). Каустобиолиты - органические горючие камни (угли, торф, сланцы). Классификация - твёрдые каустобилиты угли из водорослей образуются сапропелевые угли, из высших растений - гумусовые угли. Стадии физического накопления больших масс осадков - на месте образуются автохтонные и при переносе ветром и водой аллохтомные отложения углей. Стадия уплотнения перекрытие песчаной кровлей ( бурые угли), при повышении температуры и давления, образуются каменные угли, под мощной кровлей пород химитизация процесса продолжается и образуются более твёрдые угли антрациты. Горючие сланцы - глинистые и мергелистые породы с запахом битума, в осадочных породах и пласты мощностью до нескольких метров простирание на десятки километров. Жидкие Каустобиолиты: нефть и горючий газ - маслянистая жидкость, из нефтематеринских свит, исходный материал - рассеянное органическое вещество растительного и животного происхождения, накапливаемое с осадками в субаквальных условиях и при разложении в условиях без кислорода. При изменении органического вещества образуются газообразные и жидкие УВ, составляющие нефть, они находятся в рассеяном состояние среди глинистых и илистых материнских осадков. По мере образования нефть, благодаря подвижности выжимается из материнских пород и мигрирует в пористые и трещиноватые породы, которые служат её коллекторами, природные резервуары - пластовые, массивные, литогически неправильные, созданы условия относительного равновесия жидкостей и газов, при котором движение вверх прекращается, под действием гравитационных сил происходит отделение нефти от воды и возможно от газа и залежь может быть чисто газовой или нефтяной или газонефтяной (с газовой шапкой) и любыми по возрасту образования. Тип месторождений от структурных особенностей района - в складках - пластовые залежи, пологие породы - массивные залежи. Аморфные каустобилиты - асфальт, озокерит - окисленные нефти, жильные и натечные образования в песках и песчаниках, тёмного цвета (воск), близки к нефти плотность от 0.95 до 1, диэлектрики, нерастворимы в воде, при их обнаружении хороший признак наличия нефти; янтарь - твёрдая смола деревьев палеогена (ель) в прибрежных песчаных осадках, органическое соединение, аморфное, желто-коричневое, плотность 1,1,плавится, горит, электролизуется при трении о сукно.

42. Типы НГБ, особенности их строения и характеристика условий генерации нефти и газа, аккумуляция и сохранность залежей

И.О. Брод использовал понятие: НГБ - это области крупного и длительного погружения в современной структуре земной коры, с которыми связаны многочисленные зоны нефтегазонакопления и питающие их нефтесборные площади. Три типа бассейнов: равнинные - нефтегазоносные бассейны платформенных впадин; предгорные - границы, склоны поднятий и линейно-вытянутые валы, разделяющие бассейны; межгорные - широко распространены в орогенических и геосинклинальных областях. Предгорные бассейны с одной стороны ограничиваются горными сооружениями, а с другой склоном платформы. И далее под НГБ стали понимать - участок осадочной оболочки земной коры в пределах впадин, различающихся по тектонической природе и размерам, выполненных отложениями мощности, состав и строение которых обеспечивают возможность образования УВ, формирование и сохранность скопления. НГБ - смежные нефтегазоносные области, сходные по геологическому строению, по региональным условиям осадконакопления в отдельные геологические периоды и эры. При выделении зон и областей нефтегазоносности учитывается специфические черты геологического строения: тектонические, литологические, стратиграфические. Зоны объединяют в районы нефтегазовые. Классификация НГБ: внутриплатформенные бассейны; бассейны эпиплатформенных орогенов; бассейны на стыке складчатых областей и платформ.

Согласно наиболее распространенному в настоящее время представлению об образовании нефтяных месторождений нефть первоначально возникла в особых материнских породах, откуда в дальнейшем мигрировала в пористые пласты-коллекторы и образовала залежи, явившиеся объектом промышленной разработки.

Этот процесс по И.М. Губкину происходил еще до возникновения антиклинальных складок. Образование последних привело к созданию нефтяных залежей, причем нефтесборной площадью были не только участки, расположенные в границах вновь возникших антиклиналей, но и соседние синклинальные зоны, зоны депрессий, откуда нефть и газы, находившиеся подводой, устремлялись к наивысшим точкам поднятая.

Дальнейшие тектонические движения могли вызвать изменение форм возникших антиклиналей, и даже образование новых складок, что неизбежно должно было привести к перераспределению уже образовавшиеся внутри структуры нефтяных залежей, так как последние все время приспособляются к новым структурным условиям.

Как видно из изложенного, процесс миграции определяется физико-химическим состоянием мигрирующих веществ, силами, вызывающими их перемещение, и наличием путей миграции. Если физическое состояние мигрирующего вещества допускает его перемещение под действием любого из перечисленных выше факторов и при этом существуют необходимые пути миграции, то последняя будет происходить на любые расстояния в пределах действия сил миграции. Таким образом, вопрос о дальности миграции следует рассматривать, прежде всего, исходя из конкретной геологической обстановки, обеспечивающей действие необходимых сил и наличие

путей для перемещения. Судя по крупным нефтяным и газовым месторождениям, протягивающимся иногда на многие десятки и даже первые сотни километров, необходимо допустить миграцию по пластам (внутри резервуарную) на многие километры.

В слабодислоцированных складчатых районах и на платформах, где не наблюдается подобных интенсивных проявлений нефти и газа, подвижные вещества в недрах все же перемещаются то с большей, то с меньшей силой.

Миграция является одной из форм движения в общем процессе нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре.

Известны многочисленные попытки создать классификацию миграционных процессов по их характеру и направлению. В.А. Соколов (1965) считает, что в предложенных классификациях не учитывается рассеяние газа и нефти, а поэтому среди миграционных процессов предлагает выделять фильтрацию, всплывание, диффузию, отжатие из уплотняющихся глинистых пород, перенос газа и нефти вместе с водой (в растворенном и в свободном виде), растворение и перенос нефти сжатыми газами.

При этом он отмечает, что всякий процесс миграции на более или менее значительное расстояние сопровождается процессом разделения мигрирующей газовой и газонефтяной смеси. Следует, однако, отметить, что в природе обычно одновременно проявляются противоположные тенденции. Мы также неоднократно подчеркивали возможность дифференциации веществ в процессах их миграции. Но при этом не следует забывать, что во многих случаях именно процессы миграции приводят к смешению ранее разделившихся веществ. В литературе по геологии нефти существует большое количество терминов, связанных с процессами миграции. Наиболее часто употребляются такие термины, как первичная и вторичная миграция, вертикальная и боковая (латеральная), урмиграция (первичная) и эмиграция (вторичная) и т. д.

И.М. Губкин писал: «Закон передвижения нефти в сущности чрезвычайно прост: нефть выбирает линии наименьшего сопротивления и пробирается в каждом отдельном случае в том направлении, в каком ей это легче сделать». С этой точки зрения следует выделять лишь основные типы миграционных процессов, постоянно имея в виду возможность сосуществования различных видов миграции и их взаимный переход друг к другу.

Исходя из упоминавшихся выше критериев, И. О. Брод совместно с автором в 1945 г. разработал классификацию миграционных процессов, которая и приводится ниже в несколько переработанном и расширенном виде. Все миграционные процессы рассматриваются по трем категориям: 1) по форме (характеру) движения нефти и газа; 2) по масштабу движения; 3) по путям движения. Факторы, обусловливающие процессы миграции, были рассмотрены ранее.

Передвижение углеводородов сопровождается дальнейшими химическими и физическими преобразованиями, в результате которых и возникают разнообразные углеводородные соединения.

Стадия накопления осадка в морских бассейнах нередко сменяется эпохой мощных тектонических и горообразующих процессов или колебательных движений сравнительно малого масштаба. Толща пород, заключающая нефтематеринские слои, под действием тектонических сил сминается в складки. Антиклинальные складки, выведенные на поверхность, подвергаются интенсивному разрушению поверхностными агентами и разбиваются многочисленными разрывами. Динамическое давление распределяется по площади неравномерно. При орогенических процессах перемещение подвижных веществ совершается не только под влиянием геостатического, но и динамического давления.

Подвижные вещества могут перемещаться по порам, трещинам и разломам. При передвижении подвижных веществ по трещинам существенную роль приобретает гидравлический фактор. Поток воды, устремляющийся в область наименьшего давления, увлекает за собой различные углеводородные соединения, перенося их на значительные расстояния. При движении этого смешанного потока проявляется новый фактор -- гравитационный. Под влиянием разности в плотностях различных веществ, входящих в состав потока, который передвигается по трещинам, они стремятся разделиться -- дифференцироваться. Газ, находящийся в свободном (нерастворенном) состоянии, в своем движении обгоняет нефть и воду. Жидкие углеводороды, всплывая над водой, стремятся обогнать ее. Замыкание трещин, переходящих неоднократно вновь в зияющие, сопровождается резкими перепадами давления и усложнением процесса миграции за счет энергии расширяющегося газа.

В случае сообщения крупной трещины или разлома, по которому происходит подобное движение подвижных веществ, с поверхностью создается наибольший перепад давления; при этом описанный выше процесс протекает наиболее бурно, и на поверхности наблюдаются газовые выбросы, достигающие иногда весьма значительных размеров. Так как при своем движении поток захватывает, растирает и перемешивает породы, то и они вместе с ним в виде грязи извергаются на поверхность. Конусообразные скопления грязи на поверхности образуют сальзы и грифоны, а иногда огромные грязевые вулканы. Особенно резко такие процессы выражены в геосинклинальных областях.

Внерезервуарная миграция, носящая по своему масштабу региональный характер, является естественным следствием динамического и геостатического давлений на горные породы, содержащие углеводородные соединения. Внерезервуарная миграция -- передвижение подвижных веществ по тонкопористым породам -- не только ведет к перемещению нефти и газа в природные резервуары, но и может вызвать полное уничтожение залежей.

Слабее выражается внерезервуарная миграция в платформенных областях. Вместо мощных толщ терригенных отложений геосинклинальных областей здесь отлагаются осадки меньшей мощности с преобладанием карбонатов. Результатом проявления тектонических сил являются пологие изгибы осадочных толщ. Образующиеся складки более пологи, углы падения на их крыльях измеряются иногда долями градуса (превышение всего несколько метров на 1 км). Динамический фактор меньше влияет на процесс выжимания подвижных веществ, чем в геосинклинальной области. Внерезервуарная миграция затруднена не только из-за ослабления сил, вызывающих ее, но и из-за характера пород, слагающих разрез. Поэтому она протекает спокойнее и медленнее, чем в геосинклинальных областях, и проявляется в значительно меньшем диапазоне разреза.

В истории земли эпохи энергичного движения ее коры, эпохи складкообразования сменяются периодами относительного затишья в проявлении тектонических сил. Периоды относительного покоя отражаются и на процессе формирования залежей нефти и газа. Условия, вызывающие внерезервуарную миграцию, не исчезают полностью, уменьшается лишь их значение; внерезервуарная миграция не исчезает полностью, а лишь сокращается. Основное значение начинает приобретать внутрирезервуарная миграция, которая в периоды относительного покоя имеет основное значение в формировании залежей, хотя она существует и в периоды складкообразования.

Итак, в результате вне резервуарной миграции подвижные вещества могут попасть в природные резервуары. Здесь они продолжают перемещаться, т. е. происходит внутри резервуарная миграция. При внутри резервуарной миграции роль различных факторов, определяющих образование скоплений нефти и газа, зависит в основном от проницаемости коллектора, его насыщенности водой и от движения воды. Для хорошо проницаемых коллекторов, насыщенных водой, которая находится в покое, формирование залежей обусловливается гравитационным фактором. При наличии хотя бы небольшого уклона углеводородные соединения двигаются под кровлей вверх по ее уклону до встречи с ловушкой.

При наличии в резервуаре ловушки на пути движения флюидов может образоваться залежь нефти и газа. Если при отсутствии движения воды любая слабо выраженная ловушка может служить местом формирования залежи, то при циркуляции воды условия скопления иные.

Здесь также обнаруживается разница в условиях формирования залежей в платформенных и геосинклинальных областях. В платформенных областях ловушками могут служить слабовыпуклые структурные изгибы, а роль экрана могут играть даже незначительные ухудшения проницаемости пород.

В геосинклинальных областях при хороню проницаемом коллекторе и большом градиенте давлений нефть и газ могут образовать скопления далеко не в каждом выпуклом брахиантиклинальном изгибе или экранированной моноклинали. Вследствие этого в пределах крупных антиклинальных зон с одним и тем же природным резервуаром в одних поднятиях образуются нефтяные залежи, в других -- нефтяные залежи с газовыми шапками или чисто газовые залежи, а в некоторых поднятиях залежи отсутствуют совсем. Различным напором и неравномерной по интенсивности циркуляцией воды объясняется перемежаемость нефтеносных и водоносных песчаников в мощных песчано-глинистых толщах.

При региональном подъеме пласта, вдоль которого расположены структуры одна выше другой, но со значительным прогибом между ними, будут наблюдаться следующие соотношения. В первой, более глубоко погруженной антиклинальной складке или куполе скапливается газ, так как ловушки, полностью заполненные газом, улавливать нефть не могут. Если свободный газ весь будет израсходован на заполнение первых двух снизу ловушек, то в следующей (третьей), более высоко залегающей, скопится нефть или нефть с остатками свободного газа в виде газовой шапки. В следующей ловушке вверх по восстанию пластов скопится нефть только с растворенным газом или нефть с водой. Если вся нефть будет израсходована на заполнение предыдущих снизу ловушек, то последующие ловушки по пути движения газа и нефти будут заполнены только водой. Эта закономерность отмечается в тех стратиграфических комплексах и районах, где пластовые давления в залежах нефти ниже давления насыщения газа.

Если в нефтегазовых залежах давление насыщения газа будет меньше пластового давления, то разделения нефти и газа в ловушках не произойдет. В этом случае самые погруженные ловушки будут заполнены нефтью с растворенным в ней газом. При дальнейшей миграции но цепочке постепенно повышающихся ловушек нефть может попасть в область, где пластовое давление меньше давления насыщения, тогда газ начнет выделяться из раствора и образовывать либо газовые шапки, либо чисто газовые залежи, оттесняя нефть в расположенные выше ловушки. В этом случае будет следующее распределение нефтяных и газовых залежей: самые погруженные ловушки заполнены нефтью, средние -- газом или нефтью с газовыми шапками, выше по региональному подъему пласта ловушки снова заполнены нефтью с относительно повышенной плотностью, а самые верхние ловушки заполнены водой.

Распределение нефти и газа в последовательной цепи ловушек подчинено единой закономерности дифференциального улавливания; вариант, является частным случаем общей закономерности.

Описанное явление, конечно, представляет собой лишь самую общую схему. В действительности процесс протекает в более сложных условиях, зависящих прежде всего от конкретной геологической обстановки и ее изменений во времени. Существенные изменения могут вноситься разновременностью образования ловушек, изменением направления регионального наклона пластов, глубин залегания и в связи с этим давлений и температур в залежах, выводом пластов на поверхность и т. д.

На первом этапе формирования залежей наиболее заполненными должны оказаться наиболее погруженные ловушки, стоящие на пути миграции углеводородов; расположенные выше ловушки будут заполнены водой. В дальнейшем при изменении структурного плана, наоборот, наиболее приподнятые ловушки могут оказаться местом, где будут концентрироваться углеводороды, поступающие за счет разрушения погруженных залежей. Размер и сохранение залежей в погруженных зонах будут определяться в этом случае размером и сохранением соответствующих ловушек. Таким образом, палеотектонический анализ является одним из наиболее важных моментов, позволяющих установить закономерности распределения залежей нефти и газа в той или иной области. А знание таких закономерностей -- это наиболее короткий и верный путь к открытию новых крупных залежей нефти и газа.

43. Радиометрия. Сущность метода и основные модификации. Принцип устройства аппаратуры и круг решаемых задач

Геофизические методы исследования скважин, основанные на использовании радиоактивных процессов (естественных и искусственно вызванных), происходящих в ядрах атомов элементов, называют радиоактивным каротажем (РК). При изучении скважин, бурящихся на нефть и газ, широкое распространение получили следующие виды радиоактивного каротажа: гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж и нейтронный каротаж. РК может проводиться как в открытом стволе скважины, так и в скважине, обсаженной колонной.

Гамма-каротаж (ГК) основан на измерении естественной гамма-активности горных пород. Самопроизвольный распад атомных ядер в естественных условиях (проявление радиоактивности) сопровождается альфа-, бета- и гамма-излучением. Все виды этих излучений, попадая в материальную среду, в той или иной мере испытывают поглощение. Наибольшему ослаблению подвержены б-лучи, обладающие большой ионизирующей способностью. Поток б-лучей почти полностью поглощается даже листом бумаги и слоем пород толщиной в несколько микрометров. Гамма-излучение представляет собой высокочастотное коротковолновое электромагнитное излучение, граничащее с жестким рентгеновским излучением с энергией, измеряемой в мегаэлектронвольтах (МэВ). (В системе СИ энергия измеряется в джоулях. 1 МэВ = = 1,6021 * 10-13 Дж.) Оно возникает в результате ядерных процессов и рассматривается как поток дискретных частиц г-квантов. Благодаря своей высокой проникающей способности гамма-излучение имеет практическое значение при исследовании разрезов скважин (г-лучи полностью поглощаются лишь слоем пород толщиной около 1 м); наличие обсадной колонны не является препятствием для проведения измерений.

Интенсивность радиоактивного излучения пород в скважине измеряют с помощью индикатора гамма-излучения, расположенного в глубинном приборе. В качестве индикатора используют счетчики Гейгера -- Мюллера или более эффективные, лучше расчленяющие разрез сцинтилляционные счетчики. Полученная в результате замера кривая, характеризующая интенсивность гамма-излучения пластов вдоль ствола скважины, называется гамма-каротажной кривой. Интенсивность радиоактивного излучения определяется как систематическая закономерность, обусловленная наличием многочисленных однородных явлений, претерпевающих непрерывное изменение при неизменных условиях, колеблясь около некоторой средней величины.

Основным измеряемым параметром при ГК является мощность экспозиционной дозы гамма-излучения, создаваемая в единицу времени. Мощность дозы в СИ измеряется в амперах на килограмм (А/кг). В общем случае интенсивность гамма-излучения приблизительно пропорциональна гамма-активности пород. Однако при одинаковой гамма-активности породы с большей плотностью отмечаются меньшими показаниями ГК из-за более интенсивного поглощения ими г-лучей. Общая концентрация различных радиоактивных элементов в горных породах (абсолютная радиоактивность) измеряется числом распадов в 1 с. За единицу радиоактивности, называемую беккере-лем (Бк), принимается активность вещества, в котором происходит 1 расп./с.

Гамма-каротаж повсеместно входит в обязательный комплекс ГИС. Он находит широкое применение для литологического расчленения разреза, оценки глинистости терригенных и карбонатных пород, выявления в разрезе радиоактивных урановых и ториевых руд. Ряд полезных ископаемых имеет также более высокую радиоактивность, чем вмещающая среда, и четко выделяется на кривой ГК.

Гамма-гамма-каротаж (ГГК) основан на измерении характеристик рассеянного гамма-излучения, возникающего при облучении горных пород внешним источником гамма-излучения. Главными во взаимодействии гамма-излучения с веществом являются образования электрон-позитронных пар, фотоэффект и комптон-эффект.

Электрон-позитронные пары образуются при взаимодействии г-квантов очень высокой энергии (более 5--10 МэВ) с ядром атома. При этом у-квант исчезает, и в электрическом поле ядер образуются пары электрон-позитрон.

При фотоэффекте происходит поглощение г-кванта одним из электронов атома, причем энергия г-кванта преобразуется в кинетическую энергию электрона, вылетающего за пределы атома (гамма-квант передает всю свою энергию одному из электронов внутренней оболочки). Вероятность фотоэффекта резко увеличивается с увеличением Z и уменьшением энергии излучения. В веществах, содержащих элементы с Z<20, для гамма-излучения с Е>200 кэВ влияние фотоэффекта мало. В соответствии величина гамма-излучения определяется в основном электронной (кажущейся) плотностью среды, окружающей прибор, пропорциональной объемной плотности, и не зависит от изменений ее вещественного состава.

В методе ГТК различают две основные модификации: плотностной гамма-гамма-каротаж (ГГКП) и селективный гамма-гамма-каротаж (ГГКС).

ГГКП - основан на измерении жесткой составляющей рассеянного гамма-излучения, применяется для измерения плотности горных пород в разрезах скважин.

В качестве источника гамма-излучения при ГГКП используют изотоп цезия (137Cs) с периодом полураспада 26 лет и энергией г-квантов 0,662 МэВ. Для регистрации излучения применяются в основном сцинтилляционные детекторы. Источник и индикатор расположены на одной стороне исследуемого объекта. Индикатор заключен в стальную гильзу, поглощающую мягкую компоненту (до 200 кэВ) гамма-излучения, которая не достигает индикатора. В этом случае регистрируется жесткая компонента рассеянного гамма-излучения. Расстояние между серединой источника и серединой индикатора называют длиной зонда. Оптимальная длина зонда 30--50 см. Для снижения влияния скважины на показания ГГКП источник и индикатор прижимаются к стенке скважины и экранируются от нее свинцом. Однако наличие между прибором и стенкой скважины промежуточного слоя (ПЖ, воздуха, глинистой корки, железной колонны) приводит к изменению средней плотности исследуемой среды. Глинистая корка и неровности стенки скважины вызывают увеличение показаний ГГКП. Для более надежной оценки плотности пород методом ГГКП применяется двухзондовая установка. При этом измерение интенсивности гамма-излучения производится двумя зондами различной длины и одновременно записывается кавернограмма. Метод ГГКП находит широкое применение при расчленении разрезов скважин, уточнении литологии, выделении коллекторов, оценки их пористости, выявлении газоносных пластов (в комплексе с другими методами РК, АК и др.),для изучения и контроля технического состояния скважин, оценки качества там-понажных работ, выявления интервалов притока в скважину флюидов различной плотности и др.

ГГКС - основан на измерении мягкой составляющей рассеянного гамма-излучения. При применении его используются источники, излучающие г-кванты малой энергии (менее 200 кэВ), и индикатор, помещенный в алюминиевую или плексигласовую гильзу, рассчитанные на регистрацию мягкой компоненты. Величина вторичного гамма-излучения мягкой компоненты зависит не только от плотности окружающей среды (от рассеяния г-кван-тов, излучаемых источником), но и от изменения вещественного состава и способности окружающей среды поглощать г-кванты (фотоэлектрический эффект).

Показания ГГКС определяются в основном значением эффективного атомного номера. Поглощающие свойства окружающей среды (фотоэлектрический эффект) способствуют выявлению тяжелых элементов (веществ с большим атомным номером -- вольфрама, свинца, ртути и др.).

Селективный гамма-гамма-каротаж применяют для выявления в разрезе угольных и рудных пластов, определения их мощности, строения и содержания полезного ископаемого.

При интерпретации данных плотностного и селективного гамма-гамма-каротажа следует учитывать, что на показания ГГКП в некоторой мере влияет содержание в породе тяжелых элементов, а на показания ГГКС -- плотность породы. В связи с этим наиболее надежная интерпретация возможна при совместном использовании кривых ГГКП и ГГКС.

Нейтронный каротаж - сущность нейтронного каротажа (НК) сводится к облучению горных пород быстрыми нейтронами и регистрации гамма-излучения радиационного захвата нейтронов, а также характеристик надтепловых или тепловых нейтронов.

При НК исследования ведутся с помощью скважинного прибора, содержащего источник нейтронов и детектор нейтронов или гамма-излучений. Нейтроны не имеют электрического заряда, не ионизируют среду и, следовательно, не теряют энергии при взаимодействии с электрическими зарядами электронов и ядер. Этим объясняется их высокая проникающая способность. Масса нейтрона близка к массе протона (1,66- 10~24 г). Нейтрон -- частица с массовым числом, равным единице, и с зарядом, равным нулю (о1n).

Энергия нейтрона Е так же, как и гамма-излучение, измеряется в МэВ или в эВ, характеризуется скоростью его движения v и пропорциональна v2. Различают быстрые нейтроны с энергией 1--15 МэВ, промежуточные--1 МэВ--10 эВ, медленные или надтепловые-- 10--0,1 эВ и тепловые нейтроны со средней скоростью 0,025 эВ.

Единственный фактор, влияющий на движение нейтронов,-- их столкновение с ядрами атомов, которое проявляется в виде рассеяния нейтронов и захвата их ядрами атомов. В результате рассеяния происходят уменьшение энергии нейтронов и изменение направления его движения.