Технологические особенности нефтегазовой промышленности

Дальний Восток. Здесь выделяются три географические области: 1) Амурско-Приморская; 2) Нижне-Амурско-Охотская и о. Сахалин и 3) Камчатско-Курильская вулканическая область.

Амурско-Приморская область занимает южную половину Дальнего Востока. В некоторых долинах в разведочных скважинах здесь встречены небольшие газопроявления.

В пределах второй названной области на восточных склонах Восточного хребта о. Сахалина и на прибрежной равнине в северной части острова открыто несколько нефтяных и газовых месторождений. На месторождениях Оха, Эхаби, Нутово и др. продуктивные горизонты расположены в неогене. В этих отложениях на западном побережье встречены многочисленные нефтегазопроявления.

В Камчатско-Курильской вулканической области (Камчатка, острова Караганский, Командорские и Курильские) нефтегазопроявления известны на полуострове Камчатка. Обнаруженные нефтегазопроявления приурочены к неогену.

57. Нефтегазоносные бассейны рифтовых систем

В пределах платформ выделяются также НГБ, заключённые в сквозных грабенах. В отличии от НГБ синеклиз эти бассейны характеризуются блоковой структурой, обусловленной высокой плотностью размещения сквозных вертикальных конседиментационно развивающихся разрывов. Это обусловливает высокую вертикальную проницаемость бассейна, большой стратиграфический диапазон нефтеносности и широкое развитие тектонически-экранированных залежей нефти, развитых в пределах присбросовых валообразных поднятий. Типичными примерами НГБ, заключённых в грабенах, могут служить Рейнский и Суэцкий. В последнее время установлено, что нефтегазоносные синеклизы и плиты подстилаются грабенами (рифтами), расположенными в теле фундамента и сложенными осадочными породами. Размеры грабенов различны. Одни из них представляют узкие желоба, площадь которых значительно меньше площади синеклизы, площадь других соизмерима с площадью синеклизы. Грабенов может быть несколько. Таким путём образуются двухэтажные, или вертикально-составные бассейны, нижний этаж которых заключён в погребённом рифе, а верхний - в перекрывающей его синеклизе. К составным бассейнам относятся Внутренний Восточно-Австралийский, Гипсленд и другие.

66. Буровые установки и сооружения. Классификация буровых установок, краткая характеристика современных буровых установок, буровые вышки.

Совокупность механизмов для проведения основных процессов бурения (спуска долота в скважину, разрушения породы на забое, очистки забоя от выбуренной породы и выноса ее по стволу скважины на поверхность, подъема долота после его отработки, спуска обсадных труб и ряда других работ), имеющих взаимоувязанные параметры технических характеристик и собранных в один агрегат, является буровой установкой. Исходя из условий и технологии бурения скважин, буровые установки по нормали Н-900--66 подразделяются на пять основных классов. За основу классификации принята грузоподъемность на крюке, которая служит критерием использования той или другой буровой установки для бурения конкретных скважин в зависимости от их глубин и конструкции. Основные параметры буровых установок нормального ряда представлены в табл. 1. Кроме буровых установок, перечисленных в табл. 1 дополнительно используются установки двух классов: БУ-100 и БУ-160 -- до глубины 5000 м.

В соответствии с нормалью Н-900--66 все выпускаемые в на стоящее время буровые установки относятся к определенному классу нормального ряда, например, установки БУ-80БрД и БУ-75Бр - к классу БУ-80, установки Уралмаш-5Д-61 и Уралмаш-6Э-61 -- к классу БУ-125, установки Уралмаш-ЗД-61 и Уралмаш-4Э-61 -- к классу БУ-160 и т. д.

Буровые установки состоят из следующих агрегатных блоков: буровой вышки с системой талевой оснастки, буровой лебедки, ротора, насосного блока и силового привода.

Табл. 8

При бурении скважин возникает необходимость в подъеме и спуске бурильных труб для замены изношенного по-родоразрушающего инструмента, в поддерживании на весу бурильной колонны при проходке и спуске обсадной колонны для - крепления стенок скважины. Для этих целей применяют буровые вышки, которые в зависимости от назначения скважин, их глубины и конструкции имеют различные параметры технических характеристик.

При подъеме бурильных труб из скважины грузоподъемные приспособления должны обеспечить создание необходимых усилий подъема, а буровая вышка вместить весь комплект труб, находившихся в работе. С целью сокращения затрат времени на подъем и спуск их развинчивание желательно производить свечами, имеющими большую длину. Следовательно, при спуско-подъемных операциях основными параметрами буровой вышки являются: грузоподъемность, вместимость бурильных свечей и высота.

При спуске обсадных труб для крепления стенок скважины. высота буровой вышки не имеет решающего значения. Однако масса обсадной колонны, как правило, превосходит массу бурильной колонны, и грузоподъемность вышки при этом является основным параметром.

Определение параметров характеристики буровой вышки, выбор типа и конструкции производят с учетом конкретных условий бурения и экономической целесообразности. В зависимости от этого ориентировочно рекомендуют применять буровые вышки, обеспечивающие подъем бурильных труб свечами в зависимости от глубины скважин, следующей длины: при глубине скважины до 50 м подъем свечами по 4,5 м (одна бурильная труба); при глубине 100--200 м --6 м; 300 -- 500 м --9--13,5 м; 600--800 м-- 13,5--18 м; 900 м и более-- 18--24 м.

Для бурения скважин применяют буровые вышки башенного и мачтового типов. Они представляют собой трех- и четырехгранные пространственные решетчатые металлические конструкции, выполненные в виде пирамиды или призмы из уголков и труб. Применяют крестовые, двойные крестовые, треугольные или полураскосные виды решеток. В зависимости от глубины скважин используют различные типы буровых вышек. Техническая характеристика четырехногих буровых вышек башенного типа дана в табл. 9.

Табл. 9

Большее удобство в работе на полу буровой, большую нагрузку на крюке на единицу массы вышки, меньшие затраты времени на монтаж и демонтаж и лучшую транспортабельность обеспечивают секционные А-образные вышки. Их характеристика приведена в табл. 10.

Табл. 10

Буровые здания и привышечные сооружения необходимы для укрытия бурового оборудования и инструмента от действия погодных условий, а также создания обслуживающему персоналу нормальных условий и максимального удобства в его обслуживании и эксплуатации.

При колонковом бурении разведочных скважин применяемое оборудование имеет небольшие мощности, компактно и обычно его располагают в одном буровом здании. С увеличением глубины скважин размеры бурового здания увеличивают, в нем выделяют помещения для бурового мастера и хранения инструментов и запасных частей. В зависимости от размеров здания и условий транспортирования, здания могут быть смонтированы на общем металлическом каркасе для передвижения, на полозьях или колесном ходу. Здания больших размеров изготовляют блочно-щитовой конструкции и значительно реже разборными. При большом удалении от населенных пунктов кроме бурового здания для отдыха буровой бригады используют передвижные вагоны-дома на 4--8 человек. Освещение рабочих мест в дневное светлое время естественное. В ночное время используют электроосвещение от линий электропередач или генераторов освещения в зависимости от вида привода бурового агрегата. В качестве аварийного используют освещение от аккумуляторных батарей.

Отопление в холодное время года производят железными печками, имеющими двойные стенки для подогрева воды, а также используют компактные пароводяные установки.

В зависимости от климатической зоны, в которой производятся буровые работы, утепление буровых зданий и предъявляемые требования к их отоплению изменяются.

При бурении скважин на нефть и газ используемое оборудование имеет значительно большие мощности и габаритные размеры. В связи с этим его размещают в отдельных привышечных сооружениях. В привышечном помещении расположены буровое оборудование, системы управления и контрольно-измерительные приборы. Оно имеет ширину, соответствующую ширине буровой вышки, длину от 7 до 16 м и высоту до 4,5 м. К привышечному помещению примыкает насосное.

Приемный мост предназначен для размещения бурильных и обсадных труб, для перемещения оборудования, материалов и инструментов в привышечное помещение и обратно. Для этого в буровых вышках башенного типа предусмотрены проемы (ворота). В зависимости от высоты установки рамы буровой вышки приемные мосты выполняют горизонтальными или наклонными. По обеим сторонам приемного моста устанавливают горизонтальные мостки и стеллажи для труб и другого оборудования. Рядом с приемным мостом устанавливают кран для производства погрузо-разгрузочных работ. Помещения для размещения устройств для очистки бурового раствора от выбуренной породы, а также для приготовления раствора и хранения материалов и химических реагентов.

Целый ряд вспомогательных сооружений для трансформаторной подстанции, хранения горюче-смазочных материалов и т. д. располагают на площадке около буровой установки.

58. Механизмы формирования, условия сохранения и 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, 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, повидимому, можно объяснить тот факт, что до настоящего времени в палеозойских отложениях известны огромные промышленные скопления газа.

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

Длинный путь ведет от рыхлого песка и ила к образованию плотного песчаника, сланцеватой глины или известняка. Жизнь углеводородных соединений не отделима от жизни и развития содержащих их отложений. Это происходит не потому, что глины служат катализатором при образовании битумов, и не только потому, что образовавшиеся масла, смолы и асфальтены входят в химическое взаимодействие с окружающей породой, но и потому, что превращение осадка в породу меняет его физические свойства, а следовательно, меняет и его взаимоотношение с содержащимися в нем подвижными веществами. При погребении осадка происходит все большее его уплотнение и перемещение насыщающих его подвижных веществ в менее уплотненные зоны. Если нефтематеринская формация содержит в себе прослои и линзы песков или включения каких-нибудь других мало уплотняющихся осадков, то подвижные вещества перемещаются в них. Этому содействует капиллярный фактор. Более проницаемые породы с заключенными в них подвижными веществами оказываются окруженными слабопроницаемыми породами с субкапиллярными порами, заполненными водой. При таком сочетании вода стремится вытеснить нефть в более крупнопористые зоны и во всяком случае удержать в них нефть. Подвижные вещества дифференцируются. Газ и нефть всплывают над водой, образуя залежи этих полезных ископаемых.

Примером залежей нефти, образовавшихся, по-видимому, в материнской свите по описанной выше схеме, могут служить залежи в песчаных скоплениях, которые заключены в толще глин олиго-ценового возраста (майкопская свита) Кавказа.

В тех случаях, когда возникновение нефтяных углеводородных соединений связано с карбонатными илами, природным резервуаром может служить в целом толща, в которой произошло образование нефти и газа.

На первом же этапе формирования залежей может происходить не только их образование, но и разрушение. Процессы образования и разрушения тесно переплетаются между собой. Те же причины, которые вначале способствуют образованию залежи, а в дальнейшем могут явиться причиной ее разрушения.

Так, в период формирования нефти биологические процессы, т, е. всевозможные биохимические реакции, помогают образованию нефти и газа. Но те же процессы при развитии бактерий, разлагающих углеводороды, могут привести к превращению нефти целиком в газ, а иногда к уничтожению и газообразных углеводородов.

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 внерезервуарной миграции подвижные вещества могут попасть в природные резервуары. Здесь они продолжают перемещаться, т.е. происходит внутрирезервуарная миграция. При внутрирезервуарной 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.

Растворенный газ выделяется из нефти или воды тогда, когда давление оказывается равным давлению насыщения; только в этом случае может образоваться газовая шапка или газовая залежь над водой. В резервуаре жидкость находится, как правило, под гидростатическим давлением. Наименьшее гидростатическое давление наблюдается в наиболее высоко поднятых частях резервуара, наибольшее -- в наиболее опущенных. Следовательно, выделение растворенного газа из жидкости (нефти или воды) с образованием свободного скопления будет происходить в приподнятых участках резервуара, в сводах антиклинальных складок, у кровли выступов массивных резервуаров, в головах моноклинально падающих пластов (А. Л. Козлов).

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. Например, в Бугурусланском месторождении ловушкой для залежи служит структурный изгиб резервуара с наклоном пород, не превышающим нескольких метров на 1 км.

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. Дифференциация нефтей и газов в процессе миграции особенно отчетливо проявляется при рассмотрении цепи ловушек, расположенных на одном структурном элементе.

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 оудет 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 п 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.

Рис. 6. Принципиальная схема дифференциального улавливания нефти и газа в последовательной цепи ловушек (по С.П. Максимову)

Распределение нефти и газа в последовательной цепи ловушек подчинено единой закономерности дифференциального улавливания; вариант, изображенный на рис. а, 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. Распределение залежей нефти и газа в соответствии с принципами дифференциального улавливания установлено во многих тектонических зонах как в Советском Союзе, так и в других странах.

Сказанное заставляет обратить особое внимание на геологическую историю развития той или иной нефтегазоносной территории. Закономерности распределения в ней залежей (и в частности размещение наиболее крупных залежей) теснейшим образом связаны не только с возникновением локальных поднятий, но и с региональным тектоническим планом и его изменениями во времени.

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, палео-тектонический 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.

Ранее было отмечено, что при миграции углеводородов могут не только образовываться, но и разрушаться залежи нефти и газа. Многообразные процессы уничтожения углеводородов и разрушения их залежей М.К. Калинко (1964) условно разделил на две группы: 1) физические и 2) химические и биохимические.

Среди физических процессов разрушения залежей нефти и газа М.К. Калинко выделяет: 1) диффузию; 2) внерезервуарную фильтрацию по пустотным пространствам различного типа; 3) внутри-резервуарную фильтрацию под влиянием движения подземных вод или сил всплывания. Здесь автор выделяет два принципиальных случая: а) исчезновение ловушки под влиянием тектонических движений и б) исчезновение ловушки вследствие вскрытия нефте-газосодержащих пластов процессами эрозии. Условия развития этих процессов и их скорости неодинаковы для нефти и газа вследствие различных физических свойств последних.

Развитие химических и биохимических процессов обусловливается геотектоническими условиями. Поскольку эти процессы разрушения углеводородов в естественных условиях развиваются сравнительно медленно, конечный эффект во многом зависит от длительности пребывания нефтегазосодержащих пластов в той или иной зоне гипергенеза. Разрушение залежей движущимися водами, химические и биохимические процессы развиваются только на определенных этапах геологической истории того или иного региона, чаще всего во время интенсивных восходящих движений.

Среди всех процессов разрушения залежей, по мнению М. К. Калинко, постоянными являются процессы диффузии и фильтрации, и поэтому они оказывают наибольшее влияние на залежи в течение всего времени существования последних. На отдельных этапах гидродинамические, химические и биохимические процессы могут подавлять влияние процессов диффузии и фильтрации и иметь решающее значение, обусловливая полное разрушение или, наоборот, сохранение залежи.

59. Каустобиолиты. Принципы классификации

Нефть относится к минеральным образованиям, которые объединяются в группу каустобиолитов. Слово каустобиолит состоит из греческих слов: каустос -- гореть, биос -- жизнь и литое -- камень. В буквальном переводе название «каустобиолиты» означает: камни органического происхождения, способные гореть. К этой группе, кроме нефтей, относятся каменные угли, горючие сланцы и т. п.

Способность биолитов гореть определяется содержанием в их составе преобразованного в соответствующих условиях органического вещества, количество которого изменяется в весьма широких пределах (от 3 до 95--100%). Остальная часть каустобиолитов состоит из неорганического минерального вещества.

В зависимости от состава и характера горючей органической части каустобиолиты могут быть подразделены на угли и битумы, связанные между собой рядом постепенных переходов. Такое подразделение каустобиолитов на две группы определяется не столько составом исходного органического вещества, сколько условиями его захоронения в осадке и последующими биохимическими и геохимическими процессами, способствовавшими его преобразованию.

Независимо от того, принадлежит ли горючая составная часть каустобиолита к углям или битумам, в ней всегда содержится определенное количество химического элемента -- углерода С, встречаемого в свободном состоянии в природе в виде алмаза, графита и угля. Однако значительно шире углерод распространен в виде различных соединений. Он входит в состав соединений, образующих нефть и все ее производные.

В каустобиолиты углерод попадает из животных и растительных организмов; последние заимствуют его в основном из атмосферы: растительные организмы во время своей жизни поглощают углекислоту и выделяют кислород.

Простейшим организмом является клетка, состоящая из оболочки и находящихся внутри нее протоплазмы и ядра. Протоплазма представляет собой прозрачное слизистое сероватое вещество, похожее на белок куриного яйца и обладающее всеми свойствами, какими характеризуется живой организм (раздражае-мостыо, ростом и т. д). Ядро, имеющее обычно вид пузырька с довольно ясным контуром, является средоточием созидательных процессов внутри клетки.

Вещество оболочки клетки называется клетчаткой; оно обычно состоит из целлюлозы и относится к группе органических соединений, известных под названием углеводов. Состав клетчатки в органической химии изображается формулой (С6Н10О5), причем элементарный анализ показывает, что образующие ее химические элементы находятся в следующих соотношениях: углерод С -- 44,44%, водород Н -- 6,17%, кислород О -- 49,39%.

После гибели и разложения организмов перечисленные выше органические соединения участвуют вместе с минеральными телами в их постепенном переходе в осадочные отложения и в образовании основных типов каустобиолитов -- углей и битумов. Поскольку условия накопления и дальнейшего преобразования органического материала в природе весьма различны, образующиеся каустобиолиты также отличаются большим разнообразием, составляя между крайними своими членами -- антрацитами (группа углей) и нефтями (группа битумов) -- ряд переходных типов.

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

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

Характерной особенностью твердых и жидких битумов, отличающей их от углей, является их способность растворяться в бензине, скипидаре, бензоле, хлороформе и сероуглероде. Углеводородные вещества, не растворимые в указанных жидкостях и обнаруживающие битуминозность только при сильном прокаливании благодаря выделению при этом летучих битуминозных веществ, называются пиробитумами (например, антра-ксолиты, шунгиты, альбертиты и т. д.). Пиробитумы в смеси с минеральными неорганическими веществами образуют пиробитуминозные породы, к которым относятся некоторые битуминозные угли (богхеды), различные горючие сланцы и тому подобные породы.

60. Роль нефтегазоносности стран Персидского залива в мировой экономики

В ареале зон юга Персидского залива выявлены нефтяные и газонефтяные месторождения, в которых свободный газ образует сравнительно небольшие газовые шапки. Среди них крупнейшие месторождения Сассан и Ростам (с запасами нефти соответственно 170 млн. и 130 млн. т), принадлежащие Ирану, месторождения под территориальными водами Катара -- Идд-эль-Шарги и Майдан-Махзан (по 280 млн. т в каждом), а также месторождения Объединенных Арабских Эмиратов: Умм-Шайф (300 млн. т), Фатех (200 млн. т) и Закум (140 млн. т).

Южнее субаквального ареала зон юга Персидского залива находится Северный ареал зон нефтегазонакопления синеклизы Руб-эль-Хали, иногда называемый Мурбан. К гигантским представителям таких месторождений относятся месторождения Мурбан, Бу-Хаза, Заррара. Запасы нефти в первом достигали 600 млн. т, во втором превышали 500 млн. т, в последнем свыше 200 млн. т. На юге синеклизы Руб-эль-Хали открыто несколько месторождений нефти с залежами в меловых отложениях. Крупнейшими по запасам нефти являются ареалы зон нефтегазонакопления Газа, севера Персидского залива и Басра-Кувейтский.

Ареал зон нефтегазонакопления Газа расположен на территории Саудовской Аравии, Кувейта, Катара, Бахрейна, распространяясь на север в территориальные воды этих государств и Ирана. Многие месторождения ареала Газа относятся к крупнейшим или даже гигантским по заключенным в них начальным запасам нефти. На месторождениях Саудовской Аравии Даммам, Берри, Абу-Сафа запасы нефти составляют по 750--800 млн. т; месторождение Духан, расположенное в Катаре, содержит 742 млн. т нефти. Запасы нефти месторождений Катиф, Абкайк, Гавар (Саудовская Аравия) составляют соответственно 1,2 млрд., 1,6 млрд. и 10,1 млрд. т. На последнем имеется также газ с запасами 1 трлн. м3.

Годовая добыча нефти на месторождении Гавар превышает 200 млн. т. Длина его около 200 км, ширина 16--25 км.

Севернее ареала Газа располагается ареал зон нефтегазонакопления севера Персидского залива с зонами, расположенными на валах, вытянутых в северо-восточном направлении. Наиболее крупные месторождения ареала Сафания-Хафджи (Кувейт) с запасами 3,2 млрд. т, Ферейдун-Мард-жан (Иран, Саудовская Аравия) -- 1,3 млрд. т нефти и 135 млн. м3 газа, Хурсания (Саудовская Аравия) --831 млн. т.

Басра-Кувейтский ареал зон нефтегазонакопления располагается в одноименной впадине на территории Кувейта и Южного Ирака. Среди месторождений ареала имеется пять гигантских -- месторождения Южного Ирака Румайла и Зубайр с запасами нефти соответственно 2,8 млрд. и 1 млрд. т, а также месторождения Кувейта Вафра (650 млн. т), Раудатайн-Сабрия (около 2 млрд. т) и, наконец, Большой Бурган (10,7 млрд. т).

Кроме упомянутых выше гигантов в кувейтской части ареала выявлены крупнейшие по запасам месторождения Умм-Гудайр (150 млн.т) и Минагиш (275 млн. т).

На северо-западе НГБ Персидского залива (Сирия) в пределах платформенного склона открыто крупное (запасы 103,9 млн. т) газонефтяное месторождение Джибисса.

В Бушир-Ахвазском ареале зон разведан ряд антиклинальных зон нефтегазонакопления, оси которых простираются в северо-западном направлении. Все месторождения ареала приурочены к брахиантиклиналям, сформированным карбонатными породами мезозоя и кайнозоя (по нижнемиоценовые). К настоящему времени здесь открыты в основном газонефтяные месторождения. Среди них такие месторождения, как Ага-Джари (с запасами нефти 1,2 млрд. т.), Гечсаран (1,4 млрд. т), Ахваз (1,2 млрд. т), Биби-Хекиме (1,1 млрд. т), Реги-Сефид (570 млн. т), Месджеде-Солейман (540 млн. т), Фарис (400 млн. т), Хефт-Кель (350 млн. т), Мансури (270 млн. т). Многие из названных месторождений, а также целый ряд других являются объектами добычи газа. Ареал включает такие газонефтяные месторождения, как гигантское Киркук и крупнейшие Бай-Гассан и Джамбур. Запасы нефти месторождения Киркук составляли около 2 млрд. т, а запасы месторождений Бай-Гассан и Джамбур -- по 300 млн. т.

Бушир-Кешминский ареал газонакопления расположен на юго-востоке Ирана, протягивается от г. Бушир на севере до о-ва Кешм в Ормузском проливе. Здесь выявлена большая группа чисто газовых месторождений (Кенган, Парс, Менд, Варава, Кешм и др.), представленных брахиантиклиналями. Они заключают на глубине около 3 км пластовые сводовые залежи в пермских известняках и доломитах (свита Хуфф), перекрытых мощными высокопластичными ангидритами. На некоторых месторождениях газовые скопления достигают огромных размеров (Кенган -- до 7--8 трлн. м3, Парс -- до 2,5 тлрн. м3).

Из недр нефтегазоносного бассейна Персидского залива уже извлечено более 15 млрд. т нефти. Запасы ее составляют более 60 млрд. т, т. е. примерно 70% нефтяных запасов всех капиталистических и развивающихся стран. Начальные ресурсы оцениваются в 100 млрд. т. Годовая добыча нефти в бассейне уже неоднократно превышала 1 млрд. т.

61. Силы препятствующие движению жидкости в пористой среде

Пластовая энергия расходуется на совершение работы по перемещению жидкостей и газов в пласте и подъему их на поверхность. Основная ее доля идет на преодоление сил внутреннего трения, обусловленных вязкостью жидкостей и газов, и сил трения, возникающих при движении жидких и газовой фаз относительно друг друга. Вязкостная составляющая потерь энергии прямо пропорциональна скорости движения и вязкости жидкости или газа.

Часть пластовой энергии тратится на преодоление сил инерции, проявляющихся при фильтрации жидкостей и газов с высокими скоростями. В поровом пространстве сложной структуры, скорость частиц жидкости и газа, проходящих через сужения и расширения поровых каналов, постоянно увеличивается и уменьшается. Изменение скорости и направления движения частиц - причина возникновения сил инерции. Инерционная составляющая потерь пластовой энергии прямо пропорциональна плотности жидкости или газа к квадрату скорости движения. Ее доля особенно заметна при фильтрации газов, движущихся в пластах с высокими скоростями.

Некоторая доля пластовой энергии тратится на преодоление сил, которые обусловлены поверхностными явлениями, сопровождающими фильтрацию жидкостей и газов, в частности на преодоление капиллярных давлений, разрушение поверхностных адсорбционных слоев, образование новых поверхностей при отмыве и диспергировании нефти.

Размещено на Allbest.ru