Технологические особенности нефтегазовой промышленности

Различают неупругое и упругое рассеяние нейтронов. В случае неупругого рассеяния при столкновении нейтрона с ядром атома большая часть кинетической энергии расходуется на возбуждение рассеивающего ядра, что сопровождается значительным снижением энергии (скорости движения) нейтронов. Неупругое рассеяние происходит при больших энергиях нейтронов и характерно для быстрых нейтронов.

При энергиях нейтронов от нескольких мегаэлектрон-вольт до 0,1 эВ преобладает упругое рассеяние, играющее основную роль в процессе замедления нейтронов. Упругое рассеяние вызывает перераспределение кинетической энергии между нейтроном и ядром (часть энергии нейтрона передается ядру), отклонение движения нейтрона от первоначального направления и снижение его энергии. Наибольшая потеря энергии происходит при столкновении нейтрона с ядром атома водорода, масса которого почти равна массе нейтрона. Потеря энергии нейтроном в этом случае может быть полной. Средняя потеря энергии составляет половину начальной энергии. В горной породе замедляющая способность нейтронов определяется содержанием водорода в единице ее объема (водоро-досодержанием). Наличие в породе даже малого количества воды или нефти, содержащих много водорода (порядка 10 % по массе), приводит к тому, что замедление нейтронов происходит в основном на ядрах водорода.

Изучение разреза методами НК сводится к облучению горных пород быстрыми нейтронами и к регистрации гамма-излу-чения радиационного захвата нейтронов, плотности тепловых или надтепловых нейтронов. В соответствии с этим различают: нейтронный гамма-каротаж (НГК), нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым (ННКТ) и по надтепловым (ННКН) нейтронам.

В зависимости от применяемых нейтронных источников различают: нейтронный каротаж со стационарным источником нейтронов и импульсный нейтронный каротаж (ИНК) с импульсным нейтронным источником -- генератором нейтронов.

К НК со стационарными источниками нейтронов относятся: НГК, ННКТ, ННКН. Скважинные приборы, которые используются при НК, содержат нейтронный источник и детекторы гамма-излучения при НГК и тепловых нейтронов при ННКТ и ННКН.

НГК основан на измерении характеристик гамма-излучений, возникающих в процессе поглощения нейтронов в горных породах при их облучении внешним источником тока. Общая интенсивность гамма-излучения, регистрируемая при НГК, слагается из трех компонент: 1) интенсивности гамма-излучения, возникающего в результате радиационного захвата нейтронов ядрами породы (радиационное или вторичное гамма-излучение), Iпу 2) гамма-излучения источника нейтронов, которое воздействует на индикатор непосредственно или вследствие облучения стенок скважины гамма-лучами, часть которых рассеивается породой в направлении индикатора Iуу; для ослабления непосредственного гамма-излучения от нейтронного источника между ним и индикатором устанавливается свинцовый экран; 3) естественного гамма-излучения Iг, обусловленного естественной радиоактивностью породы. Влияние естественного гамма-излучения при количественных определениях учитывается по данным ГК. Породы с высоким водородосодержанием на диаграммах НГК отмечаются низкими показаниями. В малопористых породах с низким водородосодержанием плотность нейтронов вблизи детектора увеличивается, что вызывает повышение интенсивности радиационного захвата, а следовательно, показаний НГК.

На результаты НГК значительное влияние оказывают элементы, обладающие аномально высокой способностью захвата нейтронов. К таким элементам относятся хлор, бор, литий, кадмий, кобальт и др

Нейтрон - нейтронный каротаж по тепловым и надтепловым нейтронам.. На диаграммах ННКТ, полученных с помощью длинных зондов (L = 40-50 см), водородсодержащие пласты выделяются так же, как и на кривых НГК, низкими значениями, малопористые пласты -- более высокими значениями. Однако на показания ННКТ значительное влияние оказывают элементы, обладающие большим сечением захвата тепловых нейтронов, поэтому ННКТ весьма чувствителен к содержанию хлора и получаемые результаты сильно зависят от минерализации промывочной жидкости и пластовой воды.

Показания ННКН практически не зависят от содержания в окружающей среде элементов с большим сечением захвата тепловых нейтронов, в том числе хлора. Они определяются главным образом замедляющими свойствами среды -- водоро-досодержанием.

Следовательно, показания ННКН более тесно связаны с содержанием водорода в породе, чем показания НГК и ННКТ.

Однако для ННКН характерна малая глубинность исследования, которая изменяется в зависимости от свойств пород и их водородосодержания от 20 до 40 см, уменьшаясь с ростом водородосодержания. Наименьший радиус исследования характерен для ННКН, так как область распространения надтепловых нейтронов меньше, чем тепловых.

Длина зондов при ННКТ и ННКН выбирается равной 0,4--0,5 м.

По данным НК через содержание водорода определяется общая пористость пород. При этом учитывается ряд геологических и технических факторов. За условную единицу измерения при нейтронном каротаже приняты значения /усл.ед.

В приборе многозондового нейтрон-нейтронного каротажа (МННК) измерение нейтронного потока производится с помощью двух или нескольких детекторов тепловых или над-тепловых нейтронов, отнесенных на различное расстояние от источника нейтронов.

В настоящее время применяют МННКТ с детекторами тепловых нейтронов. В двухзондовых установках определяют отношение:

А = Ім/Іб,

где Ім, Іб -- показания, полученные от детекторов соответственно малого и большого зондов. Детекторы удалены от источника на расстояния 30--40 (LM) и 60--70 см (L6). Величина А характеризует скорость спада плотности нейтронов при удалении от источника и монотонно возрастает с увеличением пористости, водородосодержания пород fen. к при неизменных скважинных условиях и литологии.

Ряд факторов, связанных с условиями измерений Ім/Іб, примерно одинаково влияет на показания каждого детектора, что создает благоприятные условия для более точной калибровки приборов МННКТ на скважине и определения А. В этом существенное преимущество МННКТ перед однозондовым ННКТ.

На показаниях МННКТ меньше, чем на показаниях однозондовых методов, сказываются следующие условия измерений: конструктивные особенности аппаратуры, характеристики схем, активности источника, температура на чувствительность детектора, Установлено также, что и другие технические и геологические факторы влияют на показания МННКТ в значительно меньшей мере, чем на показания стандартных зондов с одним детектором. Например, наличие глинистой корки и диаметр скважины оказывают существенное влияние на показание каждого детектора в отдельности. Влияние этих факторов на относительную величину А существенно снижается. Суммарная поправка за влияние минерализации ПЖ и пластовой воды в зоне проникновения из-за выравнивания их минерализации в процессе смешения снижается до 1 %, поэтому в ряде случаев этой поправкой можно пренебречь. Заметно снижается также и влияние на показания А обсадной колонны, что открывает возможность оценки по данным МННК пористости и газонасыщенности пластов, перекрытых колонной.

Литологический фактор оказывает на показания МННКТ большее влияние, чем на показания, получаемые однозондовыми приборами ННКТ. Поэтому знание литологии при оценке кажущейся пористости (объёмного водородосодержания) по данным МННКТ необходимо. НК применяется для решения следующих задач: 1) литологического расчленения разреза; 2) определение водородосодержания (пористости, глинистости и загипсованности) пород в обсаженных и необсаженных скважинах; 3) выделение газонасыщенной части пласта в обсаженных и необсаженных скважинах бурящихся на ПЖ, приготовленной на нефтяной основе; 4) для выделения руд и определения содержания элементов с аномально высокими нейтронно-поглощающими свойствами (бора, марганца, железа и д.р.); 5) интервалов перфорации, где требуется высокая точность определения глубин.

44. Вертикальная зональность нефтегазообразования

В толщах карбонатных пород формируются массивные залежи, а в терригенных - слоистые многозалежные месторождения. Характер распределения песчаных и глинистых пластов в нефтегазово содержащей толщи определяет условия формирования залежей. В массивных толщах песчаников скопления крупных запасов УВ возможно в зонах развития прерывистых песчаных пластов чередующихся прослоями алевролитов и глин. В изолированных коллекторах сохраняются на месте, если нефтематеринские формации содержат линзы, или несвязанные прослои, окружённые непроницаемыми пластами. Размещение залежей УВ зависит от наличия нефтегазогенерирующих толщ, региональных газоупоров. В разрезе нефтегазонсных областей выделяются зональные нефтегазоносные комплексы - ассоциация природных резервуаров и региональной экранирующей толщи, выдержанной в пределах зоны нефтигазонакоплентя нефтигазовых залежей. Зональный нефтегазовый комплекс состоит из двух частей: нижняя часть нефтегазового комплекса песчано-глинистая или карбонатных отложений - нефтегазосодержащая, верхняя часть комплекса регионально выдержанистыми глинистыми или соляно-ангидритовыми толщами нефтегазоупорная, зональный нефтегазовый комплекс проводится по подошве (низу) и по кровле (верху) нефтегазосодержащих толщ. Региональная покрышка в пределах одной зоны нефтегазонакопления включается в состав комплекса. Возможны прорывы нефти и газа через региональные покрышки (зоны разлома, песчаные участки, в малой мощности) и комплексы сообщаются определённое геологическое время и это определяет условия формирования залежей в обоих комплексах. Бывают покрышки непроницаемые для нефти, пропускают газ, не являются газоупорными. Зонально нефтегазоносные комплексы характеризуются различным химическим составом пластовых вод, т.к. региональные покрышки (нефтегазоупоры) являются и водоупорами и они разобщают горизонты с различными пластовыми водами.

45. Принцип районирования и выделения нефтегазоносных территорий

Задачей районирования являются разделение и классификация нефтегазоносных земель на основе изучения закономерностей условий нефтегазонакопления с целью выделения перспективных на нефть и газ территорий, установления границ их распространения и выбора первоочередных направлений поисково-разведочных работ.

В настоящее время среди ученых нет единого мнения о принципах нефтегеологического районирования. Большинство исследователей считают основным при районировании тектонический фактор. Он, безусловно, является главным, определяющим условия нефтегазонакопления. Однако правы те ученые, которые, признавая важность тектонического фактора, рекомендуют учитывать наряду с ним литологический, гидрогеологический, геохимический и другие критерии, определяющие в комплексе условия генерации, аккумуляции и консервации углеводородов в недрах земной коры.

В практике поисково-разведочных работ на нефть и газ в Советском Союзе наиболее широко применяются следующие элементы районирования газонефтеносных территорий: нефтегазоносный бассейн, нефтегазоносная провинция и область, зона нефтегазонакопления, нефтегазоносный район.

При районировании крупных территорий используются понятия «нефтегазоносный бассейн» и «нефтегазоносная провинция».

При выделении нефтегазоносных бассейнов используется генетический признак, основанный на общности источников питания углеводородами, условий их генерации, миграции, аккумуляции и консервации. Обрамлением нефтегазоносных бассейнов являются участки земной коры, на которых не происходит нефтегазонакопления, горные сооружения, выходы на поверхность кристаллических или метаморфических пород, зоны развития маломощных осадочных толщ или другие участки, по геологическим условиям не способные быть нефтегазоносными. Выделяются три главные группы бассейнов, свойственных: а) платформенным областям, б) складчатым областям и в) в одних частях платформенным, в других -- складчатым областям.

Более мелкими подразделениями нефтегеологического районирования являются области, зоны нефтегазонакопления и районы. Рассмотрим сущность этих понятий. Термин нефтегазоносная область широко используется в геологической литературе. Наиболее широкое распространение получило представление о соответствии нефтегазоносных областей определенным крупным структурным элементам, особенности строения и развития которых влияют на распределение скоплений нефти и газа. Границы между нефтегазоносными областями обычно проводятся исходя из очертаний соответствующих тектонических элементов. Выделяются области сводов, внутриплатформенных и межгорных впадин, линейно вытянутых складчатых сооружений и других структурных элементов.

В пределах нефтегазоносных областей обособляются зоны нефтегазонакопления. Этот элемент районирования выделяется на основе изучения условий формирования месторождений нефти и газа. Зона нефтегазонакопления -- это нефтегазоносная территория, объединяющая нефтяные и газовые месторождения по условиям формирования залежей, характеру и стратиграфическому диапазону нефтегазоносности.

При выделении зон регионального нефтегазонакопления определяются специфические черты геологического строения, контролирующие условия нефтегазонакопления на данной территории. В одном случае это мощные соленосные толщи, которые препятствуют вертикальной миграции и обусловливают нефтегазонакопление в данном районе, в другом -- региональные нарушения, с которыми генетически связаны локальные ловушки, концентрирующие скопления нефти и газа. Нередко нефтегазонакопление связано с изменением литологического состава пород, наличием зон выклинивания вверх по восстанию пластов. В этом случае литологический фактор контролирует нефтегазонакопление. Природа в своей лаборатории создает самые различные обстановки нефтегазонакопления. Иногда несколько факторов -- и тектонический, и литологический, и стратиграфический -- в равной степени могут контролировать на данной территории характер нефтегазонакопления. Районирование нефтегазоносных территорий по генетическому принципу на основе изучения закономерностей формирования нефтяных и газовых месторождений позволяет выделять зоны нефтегазонакопления с одинаковым характером нефтегазоносности и, следовательно, правильно определять задачи поисковых работ.

В пределах зон нефтегазонакопления или нефтегазоносных областей выделяются нефтегазоносные районы -- группа нефтяных и газовых месторождений, объединенных по геологическому или территориальному признаку. Общей классификации нефтегазоносных районов нет.

46. Определение удельного электрического сопротивления пластов по диаграммам индукционного каротажа

Индукционный каротаж (ИК) является разновидностью электромагнитного каротажа (ЭМК). Он основан на измерении в скважине напряжённости переменного магнитного поля вихревых токов, возбуждённых в породах генераторами катушек зондами ИК. Метод предназначен для определения электрической проводимости (удельной проводимости) горных пород в скважинах, заполненных обычной промывочной жидкостью (проводящей ток), а также в скважинах с не проводящей электрический ток ПЖ (приготовленной на нефтяной основе), или воздухом, газом. Сигнал, измеряемый при индукционном каротаже (кажущаяся электрическая проводимость ук), зависит от электропроводности пород, промывочной жидкости и зоны проникновения, мощности пластов, диаметров скважины и зоны проникновения, типа и размера зонда, тока питания и частоты поля. Согласно приближённой теории индукционного каротажа, измеряемое напряжение (сигнал) представляет собой сумму ЭДС, наводимых в измерительной катушке вихревыми токами, протекающими в элементарных кольцах, на которые разбивается пространство системой коаксиальных цилиндров и плоскостей, перпендикулярных к оси скважины. Электродвижущая сила каждого элементарного кольца равна произведению его удельной электрической проводимости уп на геометрический фактор g. В скважинах, заполненных ПЖ, проводящей электрический ток (кажущаяся проводимость ук), в измерительных катушках возбуждается ЭДС, определяемая суммой ЭДС, возникающих в отдельных составных частях изучаемой среды: в стволе скважины (ус), зоне проникновения (узп), неизменной части пласта (уп) и вмещающей породе (увм).

ук =1/ск = Gc*ус+Gзп*узп+Gп*уп+Gвм*увм

Влияние скважины на показания индукционного каротажа определяется диаметром скважины (её геометрическим фактором Gc) и удельной проводимостью ПЖ ус. С увеличением dс и ус влияние скважины возрастает. Влияние вмещающих пород в индукционном каротаже существенно меньше. В пластах конечной мощности (менее 3 - 4 м) существенные значения ук необходимо приводить к показаниям против пластов неограниченной мощности. Поправочный коэффициент за мощность определяют с помощью палеток. С помощью таких палеток определяют кажущиеся сопротивления, приведённое к условиям неограниченной мощности пласта ск?. В пластах без проникновения фильтрата ПЖ ск? = сп. Влияние зоны проникновения на результаты ИК фиксирующими зондами невелико при повышающим проникновении. Понижающие проникновение оказывает значительное влияние, начиная уже с проникновения ПЖ на глубину, превышающую три диаметра скважины.

Основной задачей интерпретации кривой ИК является определение удельного сопротивления пластов. При отсутствии проникновения фильтрата ПЖ в пласт определение сп по данным одной кривой ИК сводится к учёту влияния скважины, скин-эффекта и ограниченной мощности пласта, что легко осуществляется с помощью специальных палеток. Определение сп с помощью этих палеток ведётся по следующей схеме: 1) определяются h, ук и увм против исследуемого пласта (увм равно среднеарифметическому из отсчётов против покрывающих и подстилающих пластов); 2) вводят поправку на влияние скважины ?ус = ус*Gc, где ус - электропроводность ПЖ с мСм/м, Gc определяют по палетке для известных dc и е, исправленное значение ук1 = ук - ?ус; 3)зная ук1 переходят к ск, при этом учитывают и скин-эффект; 4) выбирают палетки с наиболее близким шифром свм и по данным ск и h находят ск?; 5) если измеренное значение свм* более чем на 20% отличается от свм шифра палеток, измеренное значение ск приводят к палеточным условиям.

При наличии зоны проникновения, когда сзп отличается от сп неизменной части пласта, показания ИК интерпретируются с помощью трехслойных однозондовых или комплексных палеток. Однозондовые палетки рассчитаны для пластов неограниченной мощности и представляют собой графики зависимости ск/сс от сп/сс для известных значений dc и сзп/сс. Палетка снабжена кривыми для фиксированных значений D/dc и сс. Для выбора нужной палетки и определения параметров D/dc и сзп/сс. Это достигается проведением измерений ИК в комплексе с другими электрическими методами сопротивлений (боковой каротаж БК, боковой каротаж малым зондом БКм, боковой каротаж большим зондом БКб, потенциал зонды и градиент зонды). При повышающем проникновении комплекс зондов (боковой каротаж малым зондом БКм, потенциал зонды, градиент зонды, ПС, индукционный каротаж большим зондом ИКб и индукционный каротаж средним зондом ИКс ) дает возможность с достаточной надёжностью выделить пласты-коллектора и определять параметры D, сзп и сп. При понижающем проникновении определение D, сзп и сп затрудняется. Это вызвано уменьшением глубинности исследования зондов ИК и увеличением глубинности зонда БК при сзп < сп. В результате расхождения в значениях показаний большого ИКб и малого БКм зондов становятся значительно меньше, чем в случае повышающего проникновения. В условиях понижающего проникновения более надёжные результаты определения параметров D, сзп и сп возможны при использовании в комплексе зондов вместо малого зонда БКм зондов БКЗ и БК.

47. Природные горючие газы. Формы их нахождения (свободные, попутные, водорастворённые, рассеяные, газогидраты) и разнообразие их состава

Природный горючий газ связанный с нефтяной залежью, спутник нефти - такой газ попутный, т.к. его добывают попутно с нефтью. Этот газ смесь предельных УВ состава СnH2n+2, в котором содержится метан, этан, пропан, бутан. Преобладает обычно метан до 98%, редко в газе присутствуют тяжёлые УВ пентана, гексана, гептана, могут содержатся углекислый газ, азот, сероводород и т.д.

Формы нахождения: газы в горных породах - свободные (поры, трещины, в скоплениях), растворённые (в растворах, нефтях), сорбированные (в минералах). Химический состав газов зависит от условий образования и нахождения в осадочной толще. Бывают газы атмосферные, земной поверхности, осадочной толщи, изверженных пород. В атмосферном газе наличие свободного кислорода, а главные компоненты N - 78%, О - 21%, Az - 0,93%, СО2 - 0,03% и другие. Болотный газ заболоченных и илистых площадей на земной поверхности содержит - метан, углекислый газ, сероводород. Газы образуются из разложения органических осадков при доступе кислорода. Газы осадочной толщи образуют промышленные скопления. Это сухие, попутные нефтяные, газы конденсатных месторождений, газы каменноугольные. Сухие газы это метан 98%, а также тяжёлые УВ ( этан, пропан, бутан). В газоконденсатных месторождениях большое количество тяжёлых УВ (10%), это отличительная особенность газов нефтяных и газоконденсатных месторождений. Каменноугольные газы содержат много метана, обогащены углекислым газом и азотом, тяжёлых УВ нет. Природные газы находятся либо самостоятельными залежами в угольных, нефтяных и газовых месторождениях, либо образуют газовые шапки над нефтяной залежью, либо растворены в нефти. При постоянной температуре количество растворенного газа пропорционально давлению. По соотношению гелия в газах устанавливается относительный возраст газа. Доля биогенного азота в составе смеси природных газов устанавливается по соотношению аргона - азота. Химические свойства УВ газов от метана до паров гептана близки. УВ придельного ряда инертны к химическим реакциям, не поглощаются щелочами и слабо кислотами, хорошо растворяются в нефтяных и водных растворах электролитов, растворимость в жидкостях газов зависит от химического состава газа и жидкой фазы а также температуры и давления. Сорбируется меньше N, больше всех углекислый газ. Фильтрация газов определяется фильтрацией горных пород, плотностью и вязкостью газов, направлением в сторону меньшего сопротивления. Во всех процессах температура и давление играют важную роль в составе газов и состоянии газовой смеси на поверхности и в глубинах недр (tє и Р >, растёт растворимость газов). В процессе миграции при снижении давления и температуры происходит дифференциация (разделение) состава нефтей и газа.

48. Схема дифференциального улавливания УВ при латеральной миграции

Различные виды перемещения и передвижения нефти и газа в толще горных пород называются миграцией.

Возможность миграции нефти и газа признается в настоящее время всеми исследователями. Никто не сомневается в том, что поступление нефти и газа в эксплуатационную скважину и добыча этих флюидов осуществляются благодаря их способности к миграции. Другим непосредственным доказательством миграции нефти и газа является распространение в определенных зонах земной поверхности их выходов.

Знание условий миграции углеводородов имеет важное теоретическое и практическое значение, так как оно позволяет прогнозировать зоны концентрации значительных скоплений нефти и газа, объяснить, какими путями эти флюиды заполняют ловушки, почему одни ловушки содержат нефть, другие -- газ, а третьи пустые.

Исследователи выделяют первичную миграцию из нефте-материнских (нефтегазопроводящих) толщ в различные пористые и проницаемые породы-коллекторы и вторичную миграцию -- передвижение нефти и газа в пределах пласта-коллектора (латеральная, пластовая, миграция) и из одного пласта в другой через толщу пород (вертикальная, межпластовая, миграция).

Нефтегазовую геологию в большей степени интересует вторичная миграция, потому что она обусловливает накопление нефти и газа в ловушках и образование залежи.

Миграция флюидов в природном резервуаре в значительных масштабах становится возможной при наличии наклонов и соответственно перепадов давлений. Перемещение нефти и газа происходит в пределах локальных ловушек из одних структур в другие, а также на значительные расстояния из зон нефтегазообразования в зоны нефтегазонакопления. Последний вид миграции называется дальней.

Определяя главное условие передвижения углеводородов в недрах. 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». Это довольно четкое определение достаточно просто объясняет пути миграции, обусловленные закономерностями геологического строения недр. При изучении процессов миграции и условий формирования скоплений нефти и газа важное значение имеет знание формы движения и физико-химического состояния углеводородов. В. А. Соколов выделяет следующие основные виды миграции нефти и газа:

1) фильтрации газа и нефти по порам и трещинам горных пород; 2) прорывы газа и нефти через пласты пород и через воду; 3) перемещение газа и нефти в растворенном и в свободном виде вместе с водой; 4) перемещение воды с содержащимися в ней газом и нефтью при уплотнении отложений; 5) всплывание газа и нефти в воде, заключенной в пористых породах; 6) диффузия газов и нефти.

Наиболее распространенными видами миграции являются перенос нефти и газа пластовыми водами в растворенном или дисперсионном состоянии (пассивная миграция) и передвижение нефти и газа сквозь водонасыщенные породы в свободной фазе (активная миграция).

Возможность пассивной миграции обеспечивается рядом факторов, характеризующих физико-химическое состояние углеводородов в различных термобарических условиях. Главный из них -- хорошая растворимость газообразных углеводородов в подземных водах, которая значительно увеличивается с повышением давления и температуры. При нормальных условиях в 1 м3 воды растворяется около 30 л метана.

Нефть в обычных условиях практически не растворяется в воде. По данным советских и зарубежных исследователей, при больших давлениях и температурах в присутствии определенных веществ в подземных водах растворимость нефти в воде становится значительной, что способствует ее переносу пластовыми водами. Однако трудно представить, что вода перемещает нефть или газ на большие расстояния и выделяет избыточное количество этих флюидов непосредственно в ловушки. Видимо, в процессе движения воды нефть и газ начинают выделяться и образовывать самостоятельные фазы уже на значительном расстоянии от ловушек.

Дальнейшее перемещение выделившихся нефти и газа происходит, по мнению В.П. Савченко, посредством струйной миграции, характер которой определяется рельефом структурной поверхности пород, по которым перемещаются углеводороды. В зависимости от особенностей этого рельефа первоначальная масса выделившихся из раствора нефти и газа будет разделяться на ручейки, перемещающиеся в направлении приподнятых зон пород-коллекторов. В ходе дальнейшей миграции ручейки будут сливаться и заполнять встретившиеся на их пути локальные структуры. Скорость струйной миграции газа и нефти будет зависеть главным образом от фазовой проницаемости для этих флюидов, пористости пород-коллекторов, а также от вязкости нефти и газа, угла наклона пласта и разности плотности воды, нефти и газа в пластовых условиях. По данным В. П. Савченко, за тысячу лет при определенных геологических условиях газ проходит около 50 км. Как показали расчеты, поперечное сечение струи при этом весьма невелико. Однако в масштабах геологического времени струйная миграция газа может обеспечить перенос огромного количества углеводородов на большие расстояния. В. П. Савченко в 1957 г. была предложена теория вертикальной струйной миграции не только в пределах отдельных пластов-коллекторов, но и сквозь мощные толщи глинисто-алевритовых пород. Он считает подобную миграцию вполне реальной в условиях наличия на границе пласта-коллектора и глинисто-алевролитового пласта значительного избыточного давления, названного им «давлением прорыва» для данной литологической разности. Впоследствии экспериментальные и расчетные работы ряда других исследователей подтвердили возможность вертикальной миграции газа и нефти в природе не только по разломам и трещинам, но и сквозь глинисто-алевролитовые покрышки. Когда на путях миграции углеводородов встречаются ловушки, способные накапливать и сохранять в себе значительные количества нефти и газа, начинается процесс образования залежи. Нефть и газ, заполнив одну ловушку, мигрируют вверх по восстанию пластов в следующую. Механизм формирования скоплений углеводородов, их типы и масштабы зависят от ряда тектонических, литологических, геохимических, гидрогеологических и других факторов. Практически для отдельных геологических районов условия образования залежей нефти и газа существенно различаются. Однако для всех районов существуют определенные общие черты процесса формирования нефтяных газовых скоплений.. Одной из первых попыток стройного объяснения механизма образования залежей нефти и газа, общего для всего многообразия геологических условий, явилась антиклинальная теория. Согласно ей, формирование скоплений этих полезных ископаемых происходит главным образом в антиклинальных поднятиях и обусловливается ощутимой разницей удельных плотностей этих флюидов и воды. Антиклинальная теория позволила объяснить образование единичных скоплений нефти и газа. Геологическую науку интересовали условия формирования залежей нефти и газа не только на отдельных антиклинальных структурах, но и в пределах крупных зон нефтегазонакопления. Изучение дифференциации нефти и газа в отдельных нефтегазоносных районах и знание способности газа вытеснять нефть из ранее сформировавшихся нефтяных залежей явились основой теории дифференциального улавливания углеводородов, созданной С. П. Максимовым, В. П. Савченко и канадским геологом В. Гассоу.

Принцип дифференциального улавливания и формирования залежей нефти и газа в процессе миграции углеводородов приводится применительно к валу, вдоль которого структуры располагаются одна выше другой. Возможны различные случаи перемещения углеводородов по валу. Рассмотрим вариант, когда происходит движение нефти с растворенным в ней газом. На больших глубинах, где давление насыщения нефти газом ниже пластового, газ полностью растворен в нефти и ловушки заполнены ею. После заполнения ловушек нефть будет мигрировать дальше вверх по восстанию пласта. На участке, где пластовое давление окажется ниже давления насыщения (условно можно принять участок между ловушками А к В), газ будет выделяться в свободную фазу и поступать вместе с нефтью в ловушку В. При этих условиях в данной ловушке может образоваться нефтяная залежь с газовой шапкой или (если газа будет достаточно, чтобы полностью заполнить ловушку В до замка) нефть может быть отдавлена вниз, в следующую ловушку, а газ заполнит структуру В до замка. Выше по валу будут расположены газонефтяные или нефтяные залежи. Если нефти или газа не хватит для заполнения всех ловушек вала, то наиболее высоко расположенные структуры будут заполнены только водой.

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

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

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

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

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

49. Подсчёт прогнозных ресурсов нефти и газа

Подсчет подземных запасов нефти и газа кладется в основу проектирования разработки месторождения. Он необходим для правильного определения объема и направления капитального строительства на каждом нефтяном промысле и в нефтедобывающей промышленности в целом.

Для подсчета подземных запасов нефти и газа применяют следующие методы:

объемный метод.

методы, основанные на использовании данных о пластовом

давлении и газовом факторе (метод материального баланса);

метод кривых.

Запасы нефти и газа по степени разведанности и подготовленности к разработке подразделяются на пять категорий:

I -- подготовленные (А1);

II -- разведанные (А2).

-- видимые (В);

- предполагаемые (С1);

V - перспективные (С2).

К подготовленным запасам (А1) относят запасы, которые можно добыть из скважин, находящихся в эксплуатации.

Разведанными запасами (А2) называют то количество нефти й газа, которое можно добыть из площади, оконтуренной скважинами, давшими промышленную нефть.

Подготовленные и разведанные запасы являются основой для планирования добычи из старых и новых скважин, для определения объема эксплуатационного бурения и строительства промысловых и промышленных сооружений.

Видимыми запасами (В) называют запасы на площади, на которой получена промышленная нефть из одной-двух скважин,.но нефтеносная площадь еще не оконтурена бурением.

Видимые запасы кладутся в основу планирования объема окон-туривающего бурения и объема капитальных затрат.

К предполагаемым запасам (С1 относят запасы на новых площадях с благоприятным геологическим строением (при наличии на них газо-нефтепроявлений или при нахождении их в непосредственной близости к уже открытым месторождениям), а также запасы на эксплуатируемых месторождениях по новым пластам, которые на данном месторождении еще не вскрыты бурением, но на соседних площадях содержат промышленную нефть.

Предполагаемые запасы берутся за основу планирования разведочного бурения для изучения новых месторождений, новых

участков и глубоких горизонтов на эксплуатируемых промыслах и связанного с этим капитального строительства. Запасы этой категории служат обоснованием для планирования перспективного развития нефтяной промышленности.

Перспективные запасы (С2) -- запасы в структурах новых геологических провинций, строение которых благоприятно для поисков нефтяных и газовых месторождений, но которые не имеют газо-нефтепроявлений. Перспективные запасы используют для определения перспективного развития народного хозяйства.

Перспективные запасы определяют объем поисковых геофизических и геологических работ и являются базой для планирования объема капитальных затрат на поисковые работы.

50. Осадочно-породные бассейны, их роль в образовании скоплений УВ

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 можоет 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 пребрежных песчаных осадках, органическое соединение, аморфное, жёлт-коричнивое, плотность 1,1,плавится, горит, электролизуется при трении о сукно.

51. Причины и признаки разрушения залежей нефти и газа

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.

Разрушение структур в результате денудационных процессов влечет за собой разрушение нефтяных залежей. Однако разрушение последних происходит не только вследствие денудации. Несомненно, большую роль в этом отношении играют явления химического порядка, способствующие превращению нефти в малоподвижные твердые и полутвердые углеводороды, а также бактериальные процессы, которые в конечном итоге могут привести: к полному уничтожению нефти как полезного ископаемого.

На то, что процессы разрушения нефтяных залежей бактериями действительно происходят в природе, указывает образование в озокеритовых месторождениях альгаритов, являющихся продуктами бактериального разложения озокеритов. Общеизвестна также способность некоторых бактерий окислять в сравнительно короткий срок значительные количества нефти до воды или углекислоты.

Однако разрушением залежи нефти в результате денудации и биохимических процессов не исчерпываются те факторы, которые в конечном итоге приводят к уничтожению нефтяной залежь.

Естественное истощение нефтяной залежи может начаться еще до того, как вмещающие ее породы будут выведены на поверхность, вследствие образования трещин, по которым может происходить в достаточной мере интенсивная миграция нефти и газа из недр.

При отсутствии трещин сколько-нибудь значительное продвижение жидкой нефти поперек напластования пород вряд ли возможно.

Для газа возможности миграции, несомненно, более благоприятны. Однако мало вероятно, что они могут при ненарушенном трещинами и разрывами залегании пород привести к истощению залежи.

В толще осадочных пород, расположенных над нефтегазовыми залежами, встречаются пласты, все поры и трещины которых заполнены водой, а также пласты, норы и трещины которых частично или полностью свободны, т. е. содержат газ под тем или иным давлением. Через пласты, имеющие свободные, сообщающиеся между собой поры и трещины, происходит эффузия газа, а через вещество породы -- диффузия. При наличии сплошных и пористых слоев явления эффузии и диффузии тесно сочетаются друг с другом.

В результате этих явлений сохранность газовой залежи при отсутствии интенсивных процессов, восполняющих потери газа была бы за геологическое время совершенно невозможной. Однако, поскольку практически нельзя допускать, что в пределах какой-либо осадочной толщи отсутствуют прослои, насыщенные водой, процессы эффузии в природе в таких масштабах не происходят, а диффузия газа по сравнению с эффузионным потоком весьма незначительна. Этим, по-видимому, можно объяснить тот факт, что до настоящего времени в палеозойских отложениях известны огромные промышленные скопления газа.

Миграционные процессы, с помощью которых формируются залежи нефти и газа, могут привести к полному или частичному их разрушению, так как они продолжаются и после образования скоплений нефти и газа. О значительных масштабах разрушения залежей свидетельствуют огромные выходы нефти на о-ве Тринидад (площадь асфальтового озера 40--50 га) и на Апшеронском полуострове у пос. Бинагады. Над месторождениями нефти и газа в процессе разрушения последних при определенных условиях образуются залежи серы.

М.К. Калинко в 1964 г. разделил процессы разрушения углеводородов на две группы: 1) физические, 2) химические и биохимические. Среди физических процессов наряду с теми, которые приводили к образованию залежей, выделяются: исчезновение ловушки под влиянием тектонических движений, исчезновение ловушки вследствие вскрытия нефтегазосодержащих пород процессами эрозии, рассечение залежи проводящими тектоническими разрывами, выходящими на поверхность, и осложнение месторождений внедрением масс каменной соли, глин или магматических пород. Таким образом, физические процессы, которые, как указывалось выше, являются основным агентом, обусловливающим процессы миграции и формирования нефтяных и газовых залежей, могут приводить как к полному, так и к частичному разрушению залежей. Например, тектонические движения могут вызвать исчезновение ловушки, тогда данная залежь будет уничтожена, а нефть и газ или мигрируют в новую ловушку, или будут разрушены. Если в течение продолжительного времени крупные территории будут испытывать восходящие движения, то естественно, что нефтегазосодержащие породы будут выведены на поверхность и частично или полностью уничтожены.

Биохимические реакции при наличии разлагающих углеводороды бактерий могут привести к уничтожению скоплений нефти и газа. Химические процессы могут не только разрушить нефть, но и уменьшить воздействие физических процессов разрушения. Это происходит, когда окисленная нефть создает асфальтовые пробки, которые сдерживают рассеивание последующих порций поступающей нефти.

Масштабы разрушения газовых скоплений значительно больше, чем нефтяных. Постоянная диффузия газа, по мнению В. А. Соколова, делает невозможным продолжительное существование газовых скоплений, если не происходит поступления новых порций газа. Возможно также полное растворение газовых залежей в контактирующих водах при погружении залежей на большие глубины в зоны повышенных температур и давлений.

Процесс разрушения месторождений нефти и особенно газа достаточно широко развит в природе, и его изучение имеет большое значение для правильного ведения поисково-разведочных работ.

52. Литолого-стратиграфические залежи нефти и газа. Условия их возникновения и морфологическое разнообразие

Под залежью нефти и газа понимаются локальные промышленные скопления этих полезных ископаемых в проницаемых коллекторах ловушек различного типа. Размер залежи и ее объемная форма во многом определяются ловушкой и типом нефтегазосодержащего природного резервуара, но при этом нельзя забывать, что наряду с изучением ловушки нужно основное внимание уделять содержимому ее порового пространства -- нефти и газу.

Газ, нефть и вода располагаются в ловушке как бы слоями. Будучи наиболее легким, газ занимает кровельную часть природного резервуара, под покрышкой. Ниже поровое пространство заполняется нефтью, а еще ниже -- водой. Если газ занимает незначительную часть объема ловушки, то обычно подобное скопление называется газовой шапкой. При таком соотношении газа, нефти и воды залежь называется нефтяной с газовой шапкой. Если же нефтяная часть залежи значительно меньше газовой, залежь называется газовой с нефтяной оторочкой. Часто встречаются в недрах чисто газовые залежи, когда газ непосредственно контактирует с водой, или чисто нефтяные, когда отсутствуют скопления газа.

Поверхности контактов газа и нефти, газа и воды, нефти и воды называются соответственно газонефтяными, газоводяными, водонефтяными контактами. Высота залежи определяется от отметки наиболее приподнятой ее части до поверхности контакта с водой.

Запасы нефти и газа в отдельных залежах могут быть весьма различными: от незначительных до нескольких миллиардов тонн нефти или нескольких триллионов кубических метров газа. Основными показателями промышленной ценности залежи являются запасы, заключенные в ней, и экономически обоснованные минимально рентабельные дебиты нефти и газа, обеспечивающие экономическую рентабельность промышленного освоения залежи. По этим показателям залежи делятся на балансовые и забалансовые. Залежи, разработка которых в настоящее время целесообразна, относятся к балансовым, разработка которых в настоящее время нерентабельна, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем, считаются забалансовыми.

По сложности геологического строения продуктивных горизонтов залежи делятся на две основные группы: а) простого строения -- продуктивные горизонты характеризуются относительной выдерженностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивности по всему объему залежи; б) сложного строения -- разбитые тектоническими нарушениями на ряд изолированных блоков и зон, или залежи, имеющие изменчивый характер продуктивных горизонтов.