Нефтяная и нефтепромысловая геология. Основы нефтегазопромысловой геологии. происхождение нефти и газа

Нефть и природный газ

План изучения темы

• 1. Нефть, ее элементный состав.
• 2. Краткая характеристика физических свойств нефти.
• 3. Углеводородный газ.
• 4. Компонентный состав и краткая характеристика физических свойств газа.
• 5. Понятие о газоконденсате.
• 6. Происхождение нефти и газа.
• 7. Нефть как источник загрязнения природной среды.

Нефть и природный газ - ценные полезные ископаемые. И.М.Губкин отмечал, что разгадка происхождения нефти имеет не только научно-технический интерес, но и первостепенное практическое значение, т.к. она позволяет получить надежные указания, в каких местах искать нефть, и как наиболее целесообразно организовать ее разведку.

Происхождение нефти - одна из наиболее сложных и до сих пор до конца не решенных проблем естествознания. В основу существующих гипотез положены представления об органическом и неорганическом происхождении нефти и газа.

Нефть представляет собой смесь углеводородов, содержащую кислородные, сернистые и азотные соединения. В зависимости от преобладания ряда углеводородов нефти могут быть: метановые, нафтеновые, ароматические.

Товарные качества нефти зависят от содержания парафина. Различают нефти: малопарафинистые не более 1 %, слабо парафинистые - от 1% до2; высокопарафинистые свыше 2%.

Основные физические свойства нефти характеризует плотность, объемный коэффициент, вязкость, сжимаемость, поверхностное натяжение и давления насыщения.

Углеводородный газ находится в недрах Земли в виде самостоятельных скоплений, образуя чисто газовые залежи или газовые шапки, а также в растворенной воде. Горючий газ представляет собой смесь предельных углеводородов метана, этана, пропана и бутана, нередко в составе газа присутствуют более тяжелые углеводороды пентан, гексан, гептан. Углеводородные газы обычно могут содержать углекислый газ, азот, сероводород и небольшие количества редких газов (гелия аргона, неона).

Природные углеводородные газы имеют следующие физические свойства, плотность, вязкость, коэффициент сжимаемости газа, растворимость газа в жидкости.

Что такое нефть, природный газ?

Какими основными свойствами обладают нефти, газы?

Какие существуют теории происхождения нефти?

Какие нефти называются парафинистыми?

Какими свойствами обладают нефти?

Основные:

Дополнительные: стр.93-99

Условия залегания нефти, природного газа и пластовой воды в земной коре

План изучения темы

• 1. Понятие о породах - коллекторах. Группы пород - коллекторов.
• 2. Поровые пространства в горных породах, их виды, форма и размеры.
• 3. Коллекторские свойства горных пород.
• 4. Гранулометрический состав.
• 5. Пористость, трещиноватость.
• 6. Проницаемость.
• 7. Карбонатность.
• 8. Методы изучения коллекторских свойств.
• 9. Нефтегазонасыщенность пород - коллекторов.
• 10. Породы - покрышки. Понятие о природных резервуарах и ловушках. Водонефтяные газонефтяные контакты. Контуры нефтегазоносности.
• 11. Понятие о залежах и месторождениях нефти и газа.
• 12. Разрушение залежей.
• 13. Пластовые воды, их промысловая классификация. Подвижная и связанная вода.
• 14. Общие сведения о давлении и температуре в нефтяных и газовых пластах. Карты изобар, их назначение.

Краткое изложение теоретических вопросов.

Природный резервуар - естественное вместилище для нефти, газа и воды, внутри которого они могут циркулировать и форма, которого обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохо проницаемыми породами. Выделяют три основных типа природных резервуаров: пластовые, массивные, литологически ограниченные со всех сторон.

Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их в промышленных количествах при разработке, называются коллекторами. Коллекторы характеризуются емкостными и фильтрационными свойствами.

Покрышками называют плохо проницаемые горные породы, перекрывающие и экранирующие скопление нефти и газа. Наличие покрышек - важнейшее условие сохранности скоплений нефти и газа.

Ловушка - часть природного резервуара, в котором благодаря структурному порогу, стратиграфическому экранированию, литологическому ограничению возможно образование скоплений нефти и газа. Любая ловушка представляет собой объемную трехмерную форму, в которой в силу емкостных, фильтрационных и экранирующих свойств накапливаются и сохраняются углеводороды.

Миграцией нефти и газа называются различные перемещения этих флюидов в толще горных пород. Различают миграцию первичную и вторичную.

Под залежью нефти и газа понимаются локальные промышленные скопления этих полезных ископаемых в проницаемых коллекторах - ловушек различного типа. Пространственно ограниченный участок недр, содержащий залежь или несколько залежей нефти и газа, расположенных на одной площади, называется месторождением.

Вопросы для самоконтроля по теме:

Какие существуют виды природных резервуаров?

Основные свойства пород - коллекторов?

Что такое ловушка?

Виды ловушек нефти и газа?

Виды миграции нефти и газа?

Виды месторождений нефти и газа?

Нефтегазоносные провинции

План изучения темы

• 1. Районирование нефтегазоносных территорий России, перспективность их развития;
• 2. Понятие о нефтегазоносных провинциях, областях и районах, зонах нефтегазонакопления.
• 3. Основные нефтегазоносные провинции и области России.
• 4. Крупнейшие и уникальные нефтяные и нефтегазовые месторождения России.
• 5. Характеристика нефтегазоносных провинций, имеющих развитую нефтяную промышленность (Западно-Сибирской, Волго-Уральской, Тимано-Печорской, Северо-Кавказской, Восточно-Сибирской).
• 6. Основные черты геологического строения и нефтегазоносность.

Краткое изложение теоретических вопросов.

На востоке европейской части РФ располагаются обширные по территории Волго - Уральская, Прикаспийская нефтегазоносные провинции.

Волго - Уральская нефтегазоносная провинция прочно вошла в историю нефтегазодобывающей промышленности страны под названием Второго Баку.

Западно - Сибирская нефтегазоносная провинция соответствует эпипалеозойской платформе, занимает значительную часть территории громадной Западно - Сибирской низменности.

Прикаспийская нефтегазоносная провинция, расположена на юго - востоке европейской части РФ

Необходимо рассмотреть их основные черты геологического строения, нефтегазоность, месторождения нефти и газа.

Вопросы для самоконтроля по теме:

• 1. Общая характеристика Волго - Уральской нефтегазоносной провинции?
• 2. Общая характеристика Западно - Сибирской нефтегазоносной провинции?
• 3. Общая характеристика Прикаспийской нефтегазоносной провинции?
• 4. Основные черты геологического строения провинций?

Основные и дополнительные источники по теме

Основные: стр.92 -110; 119 - 132; 215 - 225

Дополнительные: стр.105- 122

Режимы залежей нефти и газа

План изучения темы

• 1. Источники энергии в пластах, краткую характеристику режимов работы нефтяных и газовых залежей
• 2. Природные режимы нефтяных и газовых залежей, геологические факторы их формирования и проявления.
• 3. Давление насыщения и его влияние на режим работы залежей.
• 4. Краткая характеристика водонапорного, упруговодонапорного, газонапорного (режима газовой шапки), растворенного газа и гравитационного режимов.
• 5. Характеристика природных режимов газовых и газоконденсатных залежей.
• 6. Определение режимов работы залежей в процессе опытно-промышленной эксплуатации.

Краткое изложение теоретических вопросов.

Пластовая энергия в залежах нефти и газа может быть следующая: напор краевых вод; упругие силы нефти, газа и воды; расширение газа растворенного в нефти; давление сжатого газа; сила тяжести. Проявление пластовой энергии обуславливается характером подземного резервуара, типом залежи и формой залежи; коллекторскими свойствами пласта внутри залежи и вне ее, составом и соотношением флюидов в залежи, удаленностью от области питания пластовых вод и условиями разработки.

Режимом залежи называется характер проявления пластовой энергии, двигающей нефть и газ по пласту к забоям скважин и зависящий от природных условий и мероприятий по воздействию на пласт.

В зависимости от источника пластовой энергии, обеспечивающей передвижение нефти из пласта в скважину, существуют следующие режимы нефтяных залежей: водонапорный, упруговодонапорный режимы; режим растворенного газа; газонапорный и гравитационный режимы. При одновременном проявлении энергии нескольких видов, принято говорить о смешанном или комбинированном режиме

В разработке газовых месторождений используют также водонапорный, газовой, смешанный режимы. Водонапорный режим встречается крайне редко.

Технология вскрытия продуктивных горизонтов обуславливает повышение производительности скважин улучшает приток нефти и газа из слабопроницаемых пропластков, что в конечном счете способствует увеличению нефтеотдачи пластов.

Методы вскрытия пластов в зависимости от пластового давления и степени насыщенности пласта нефтью, степени дренирования, положения газо - водонефтяного контакта и глубины залегания пласта и других факторов.

Конструкцию забоев скважин выбирают с учетом литологических и физических свойств и местоположения скважин на залежи, поэтому забои скважин могут быть открытыми или с обсаженными стволами.

Вопросы для самоконтроля

Происхождение нефти

В развитии взглядов на происхождение нефти выделяют 4 этапа:

1) донаучный период;

2) период научных догадок;

3) период формирования научных гипотез;

4) современный период.

Ярким донаучных представлений являются взгляды польского натуралиста XVIII в. каноника К.Клюка. Он считал, что нефть образовалась в раю, и является остатком благодатной почвы, на которой цвели райские сады.

Примером взглядов периода научных догадок является высказанная М.В.Ломоносовым мысль о том, что нефть образовалась из каменного угля под воздействием высоких температур.

С началом развития нефтяной промышленности вопрос о происхождении нефти приобрел важное прикладное значение. Это дало мощный толчок к появлению разных научных гипотез.

Среди многочисленных гипотез происхождения нефти наиболее важными являются: органическая и неорганическая.

Впервые гипотезу органического происхождения высказал в 1759 году великий русский ученый М.В. Ломоносов. В дальнейшем гипотеза была развита академиком И.М.Губкиным. Ученый считал, что исходным материалом для образования нефти является органическое вещество морских илов, состоящее из растительных и животных организмов. Старые слои довольно быстро перекрываются более молодыми, что предохраняет органику от окисления. Первоначальное разложение растительных и животных остатков происходит без доступа кислорода под действием анаэробных бактерий. Далее пласт, образовавшийся на морском дне, опускается в результате общего прогибания земной коры, характерного для морских бассейнов. По мере погружения осадочных пород давление и температура в них повышаются. Это приводит к преобразованию рассеянной органики в диффузно рассеянную нефть. Наиболее благоприятны для нефтеобразования давления 15…45 МПа и температуры 60…150°С, которые существуют на глубинах 1,5…6 км. Далее, под действием возрастающего давления, нефть вытесняется в проницаемые породы, по которым она мигрирует к месту образования залежей.

Автором неорганической гипотезы считается Д.И.Менделеев. Он подметил удивительную закономерность: нефтяные месторождения Пенсильвании (штат США) и Кавказа, как правило, расположены вблизи крупных разломов земной коры. Зная о том, что средняя плотность Земли превышает плотность земной коры, он сделал вывод, что в недрах нашей планеты в основном залегают металлы. По его мнению, это должно быть железо. Во время горообразовательных процессов по трещинам-разломам, рассекающим земную кору, вглубь нее проникает вода. Встречая на своем пути карбиды железа, она вступает с ними в реакцию, в результате которой образуются оксиды железа и углеводороды. Затем последние по тем же разломам поднимаются в верхние слои земной коры и образуют нефтяные месторождения.

Кроме этих двух гипотез заслуживает внимания «космическая» гипотеза . Ее выдвинул в 1892 году профессор Московского государственного университета В.Д.Соколов. По его мнению, углеводороды изначально присутствовали в газопылевом облаке, из которого сформировалась Земля. Впоследствии они стали выделяться из магмы и подниматься в газообразном состоянии по трещинам в верхние слои земной коры, где конденсировались, образуя месторождения нефти.

К гипотезам современного периода относится «магматическая» гипотеза ленинградского геолога-нефтяника, профессора Н.А.Кудрявцева. По его мнению, на больших глубинах в условиях очень высокой температуры углерод и водород образуют углеродные радикалы СН, СН 2 и СН 3 . Затем по глубинным разломам они поднимаются вверх, ближе к земной поверхности. Благодаря уменьшению температуры, в верхних слоях Земли эти радикалы соединяются друг с другом и с водородом, в результате чего образуются различные нефтяные углеводороды.

Н. А. Кудрявцев и его сторонники считают, что прорыв нефтяных углеводородов ближе к поверхности происходит по разломам в мантии и земной коре. Реальность существования таких каналов доказывается широким распространением на Земле классических и грязевых каналов, а также кимберлитовых трубок взрыва. Следы вертикальной миграции углеводородов от кристаллического фундамента в слои осадочных пород обнаружены во всех скважинах, пробуренных на большие глубины,- на Кольском полуострове, в Волго-Уральской нефтеносной провинции, в Центральной Швеции, в штате Иллинойс (США). Обычно это включе­ния и прожилки битумов, заполняющих трещины в магматических поро­дах; в двух скважинах обнаружена и жидкая нефть.

До недавнего времени общепризнанной считалась гипотеза органического происхождения нефти (этому способствовало то, что большинство открытых месторождений нефти приурочено к осадочным породам), согласно которой «черное золото» залегает на глубине 1,5...6 км. Белых пятен в недрах Земли на этих глубинах почти не осталось. Поэтому теория органического происхождения не дает практически никаких перспектив в отношении разведки новых крупных месторождений нефти.

Есть, конечно, факты открытия крупных месторождений нефти не в осадочных породах (например, гигантское месторождение «Белый тигр», обнаруженное на шельфе Вьетнама, где нефть залегает в гранитах), объяснение этому факту дает гипотеза неорганического происхождения нефти . Кроме того, в недрах нашей планеты имеется достаточное количество исходного материала для образования углеводородов. Источниками углерода и водорода считаются вода и углекислый газ. Их содержание в 1 м 3 вещества верхней мантии Земли, составляет 180 и 15 кг соответственно. Благоприятная для реакции химическая среда обеспечивается присутствием закисных соединений металлов, содержание которых в вулканических породах доходит до 20 %. Образование нефти будет продолжаться до тех пор, пока в недрах Земли есть вода, углекислый газ и восстановители (в основном закись железа). Кроме того, на гипотезу неорганического происхождения нефти работает, например практика разработки Ромашкинского месторождения (на территории Татарстана). Оно было открыто 60 лет назад и считалось выработанным на 80 %.. По словам госсоветника при президенте Татарстана Р.Муслимова, каждый год запасы нефти на месторождении пополняются на 1,5-2 млн.тонн и по новым расчетам нефть можно будет добывать до 2200г. Таким образом, теория неорганического происхождения нефти не только объясняет факты, ставящие в тупик «органиков», но и дает нам надежду на то, что запасы нефти на Земле значительно больше разведанных на сегодня, а самое главное - продолжают пополняться.

В целом можно сделать вывод, что две основные теории происхождения нефти достаточно убедительно объясняют этот процесс, взаимно дополняя друг друга. А истина лежит где-то посредине.

Происхождение газа

Метан широко распространен в природе. Он всегда входит в состав пластовой нефти. Много метана растворено в пластовых водах на глубине 1,5...5 км. Газообразный метан образует залежи в пористых и тре­щиноватых осадочных породах. В небольших концентрациях он присутствует в водах рек, озер и океанов, в почвенном воздухе и даже в атмосфере. Основная же масса метана рассеяна в осадочных и изверженных породах. Напомним также, что присутствие метана зафиксировано на ряде планет Солнечной системы и в далеком космосе.

Широкое распространение метана в природе позволяет предположить, что он образовался различными путями.

На сегодня известно несколько процессов, приводящих к образованию метана:

Биохимический;

Термокаталитический;

Радиационно-химический;

Механохимический;

Метаморфический;

Космогенный.

Биохимический процесс образования метана происходит в илах, почве, осадочных горных породах и гидросфере. Известно более десятка бактерий, в результате жизнедеятельности которых из органических соединений (белков, клетчатки, жирных кислот) образуется метан. Даже нефть на больших глубинах под действием бактерий, содержащихся в пластовой воде, разрушается до метана, азота и углекислого газа.

Термокаталитический процесс образования метана заключается в преобразовании в газ органического вещества осадочных пород под воз­действием повышенных температуры и давления в присутствии глинис­тых минералов, играющих роль катализатора. Этот процесс подобен образованию нефти. Первоначально органическое вещество, накапливающееся на дне водоемов и на суше, подвергается биохимическому разложению. Бактерии при этом разрушают простейшие соединения. По мере погружения органического вещества вглубь Земли и соответственного повышения температуры деятельность бактерий затухает и полностью прекращается при температуре 100°С. Однако уже включился другой механизм-разрушения сложных органических соединений (остатки живого вещества) в более простые углеводороды и, в частности, в метан, под воздействием возрастающих температуры и давления. Важную роль в этом процессе играют естественные катализаторы - алюмосиликаты, входящие в состав различных, особенно глинистых пород, а также микроэлементы и их соединения.

Чем же отличается в таком случае образование метана от образова­ния нефти?

Во-первых, нефть образуется из органического вещества са­пропелевого типа - осадков морей и шельфа океанов, образованных из фито- и зоопланктона, обогащенных жировыми веществами. Исходным для образования метана является органическое вещество гумусового типа, состоящее из остатков растительных организмов. Это вещество при термокатализе образует, в основном, метан.

Во-вторых, главная зона нефтеобразования соответствует температурам горных пород от 60 до 150°С, которые встречаются на глубине 1,5...6 км. В главной зоне нефте­образования наряду с нефтью образуется и метан (в сравнительно малых количествах), а также его более тяжелые гомологи. Мощная зона интенсивного газообразования соответствует температурам 150...200°С и больше, она находится ниже главной зоны нефтеобразования. В главной зоне газообразования в жестких температурных условиях происходит глубокая термическая деструкция не только рассеянного органического вещества, но и углеводородов горючих сланцев и нефти. При этом образуется большое количество метана.

Радиационно-химический процесс образования метана протекает при воздействии радиоактивного излучения на различные углеродистые соединения.

Замечено, что черные тонкодисперсные глинистые осадки с повы­шенной концентрацией органического вещества, как правило, обогащены и ураном. Это связано с тем, что накопление органического вещества в осадках благоприятствует осаждению солей урана. Под воздействием радиоактивного излучения органическое вещество распадается с образованием метана, водорода и окиси углерода. Последняя сама распадается на углерод и кислород, после чего углерод соединяется с водородом, так­же образуя метан.

Механохимический процесс образования метана заключается в об­разовании углеводородов из органического вещества (углей) под воздей­ствием постоянных и переменных механических нагрузок. В этом случае на контактах зерен минеральных пород образуются высокие напряжения, энергия которых и участвует в преобразовании органического вещества.

Метаморфический процесс образования метана связан с преобра­зованием угля под воздействием высоких температур в углерод. Данный процесс есть часть общего процесса преобразования веществ при температуре свыше 500 °С. В таких условиях глины превращаются в кристаллические сланцы и гранит, известняк-в мрамор и т. п.

Космогенный процесс образования метана описывает «космическая» гипотеза образования нефти В. Д. Соколова.

Какое место занимает каждый из этих процессов в общем, процессе образования метана? Считается, что основная масса метана большинства газовых месторождений мира имеет термокаталитическое происхождение. Образуется он на глубине от 1 до 10 км. Большая доля метана имеет биохимическое происхождение. Основное его количество образуется на глубинах до 1...2 км.

Внутреннее строение Земли

К настоящему времени сформировались общие представления о строении Земли, так как самые глубокие скважины на Земле вскрыли только земную кору. Более подробно про сверхглубокое бурение будет рассказано в разделе, посвященном бурению скважин.

В твердом теле Земли выделяют три оболочки: центральную – ядро, промежуточную – мантию и наружную – земную кору. Распределение внутренних геосфер по глубинам представлено в табл.16.

Таблица 16 Внутренние геосферы Земли

В настоящее время имеются разнообразные представления о внутреннем строении и составе Земли (В.Гольдшмидта, Г.Вашингтона, А.Е.Ферсмана и др.). Наиболее совершенной моделью строения Земли признана модель Гутенберга-Буллена.

Ядро – это наиболее плотная оболочка Земли. По современным данным различают внутреннее ядро (которое считается находящимся в твердом состоянии) и внешнее ядро (которое считается находиться в жидком состоянии). Считается, что ядро, в основном состоит из железа с примесью кислорода, серы, углерода и водорода, причем внутреннее ядро имеет железо-никелевый состав, что полностью отвечает составу ряда метеоритов.

Далее располагается мантия . Мантия разделяется на верхнюю и нижнюю. Считается, что верхняя мантия состоит из магнезиально-железистых минералов-силикатов типа оливина и пироксена. Нижняя мантия характеризуется однородным составом и состоит из вещества, богатого оксидами железа, магния. В настоящее время мантия оценивается как источник сейсмических и вулканических явлений, горообразовательных процессов, а также зона реализации магматизма.

Выше мантии находится земная кора. Граница между земной корой и мантией устанавливается по резкой смене скоростей сейсмических волн, она названа разделом Мохоровича, в честь югославского ученого А.Мохоровича, который впервые ее установивил.Мощность земной коры резко изменяется на материках и в океанах и делится на две основные части - континентальную и океаническую и две промежуточные-субконтинентальную и субокеаническую.

Такой характер планетарного рельефа связан с разным строением и составом земной: коры. Под материками толщина литосферы достигает 70 км (в среднем 35 км), а под океанами 10-15 км (в среднем 5-10 км).

Континентальная кора состоит из трех слоев осадочного, гранитогнейсового и базальтового. Океанская кора имеет двухслойное строение: под маломощным рыхлым осадочным слоем располагается базальтовый, который в свою очередь сменяется слоем, сложенным габбро с подчиненными ультрабазитами.

Субконтинентальная кора приурочена к островным дугам и имеет повышенную мощность. Субокеанская кора располагается под крупными океанскими впадинами, во внутриконтинентальных и окраинных морях (Охотское, Японское, Средиземное, Черное и др.) и в отличие от океанской обладает значительными мощностями осадочного слоя.

Строение земной коры

Земная кора является наиболее изученной из всех оболочек. Она сложена из горных пород. Горные породы - это минеральные соединения постоянного минералогического и химического состава, образующие самостоятельные геологические тела, слагающие земную кору. Горные породы по своему происхождению делятся на три группы: магматические, осадочные и метаморфические.

Магматические породы образовались в результате застывания и кристаллизации магмы на поверхности Земли в глубине земной поверхности или в ее недрах. Эти породы имеют, в основном кристаллическое строение. Животных и растительных остатков в них не содержится. Типичные представители магматических пород - базальты и граниты.

Осадочные породы образовались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и поверхности материков. Они делятся на обломочные породы, а также породы химического, органического и смешанного происхождения.

Обломочные породы образовались в результате отложения мелких кусочков разрушенных пород. Типичные представители: валуны, галечники, гравий, пески, песчаники, глины.

Породы химического происхождения образовались вследствие выпадения солей из водных растворов или в результате химических реакций в земной коре. Такими породами являются гипс, каменная соль, бурые железняки, кремнистые туфы.

Породы органического происхождения являются окаменелыми останками животных и растительных организмов. К ним относятся известняки, мел.

Породы смешанного происхождения сложены из материалов обломочного, химического, органического происхождения. Представители данных пород - мергели, глинистые и песчаные известняки.

Метаморфические породы образовались из магматических и осадочных пород под воздействием высоких температур и давлений в толще земной коры. К ним относятся сланцы, мрамор, яшмы.

Коренные породы Удмуртии выходят из-под почв и четвертичных отложений по берегам рек и ручьев, в оврагах, а также в различных выработках: карьерах, котлованах и т. д. Терригенные породы абсолютно преобладают. К ним относятся такие разности, как алевролиты, песчаники и значительно меньше - конгломераты, гравелиты, глины. Карбонатные породы, встречающиеся редко, включают известняки и.мергели. Все названные породы, как и любые другие, состоят из минералов, т. е. природных химических соединений. Так, известняки состоят из кальцита - соединения состава СаСО 3 . Зерна кальцита в известняках очень мелки и различимы только под микроскопом.

Мергели и глины, кроме кальцита, содержат в большом количестве микроскопически мелкие глинистые минералы. По этой причине после воздействия на мергель соляной кислотой на месте реакции образуются осветленные или более темные пятна - результат концентрации глинистых частиц. В известняках и мергелях порой встречаются гнезда и жилки кристаллического кальцита. Иногда можно видеть и друзы кальцита - сростки кристаллов данного минерала, приросших одним концом к горной породе.

Терригенные породы делятся на обломочные и глинистые. Большая часть коренной поверхности республики сложена обломочными породами. К ним относятся уже упомянутые алевролиты, песчаники, а также более редкие гравелиты, конгломераты.

Алевролиты состоят из обломочных зернышек таких минералов, как кварц (SiO 2), полевые шпаты (KAlSi 3 O 8 ; NaAlSi 3 O 8 ∙CaAl 2 Si 2 O 8), других пылеватых частиц диаметром не более 0,05 мм. Как правило, алевролиты сла о сцементированы, комковаты и по внешнему виду напоминапоминают глины. От глин они отличаются большим окаменением и меньшей пластичностью.

Песчаники - вторая распространенная коренная порода Удмуртии. Они состоят из обломочных частиц (песчинок) различного состава - зернышек кварца, полевых шпатов, обломков кремнистых и эффузивных (базальты) пород, вследствие чего данные песчаники называют полимиктовыми или полиминеральными. Размер песчаных частиц колеблется от 0,05 мм до 1 - 2 мм. Как правило, песчаники слабо сцементированы, легко разрыхляются и поэтому используются в строительных целях как обычные (современные речные) пески. В рыхлых песчаниках нередко встречаются прослои, линзы и конкреции известковых песчаников, обломочный материал которых сцементирован кальцитом. В отличие от алевролитов песчаникам свойственна как горизонтальная, так и косая слоистость. В песчаниках изредка отмечаются мелкие известковые раковины пресноводных двустворчатых моллюсков. Все вместе взятое (косая слоистость, редкие ископаемые моллюски) свидетельствуют о речном, или аллювиальном, происхождении полимиктовых песчаников. Цементация песчаников кальцитом связана с распадом бикарбоната кальция в подземных водах, циркулировавших по порам песков. Кальцит при этом выделялся как нерастворимый продукт реакции в результате улетучивания углекислого газа.

Реже терригенные горные породы представлены гравелитами и конгломератами. Это крепкие горные породы, состоящие из окатанных (круглых, овальных) или сглаженных обломков бурых мергелей, сцементированных кальцитом. Мергели - местного происхождения. В виде примеси в обломочном материале попадаются темные кремни и эффузивы (древние базальты), привнесенные пермскими реками с Урала. Размер обломков гравелитов колеблется от 1 (2) мм до 10 мм, соответственно в конгломератах от 10 мм до 100 мм и более.

В основном, месторождения нефти приурочены к осадочным породам, хотя существуют месторождения нефти, приуроченные либо к метаморфическим (Марокко, Венесуэла, США), либо к магматическим породам (Вьетнам, Казахстан).

13. Пласты-коллекторы. Пористость и проницаемость.

Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.

Породы с такими геолого-физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невозможно, называются неколлекторами.

Понятие о разработке месторождений нефти . Схема размещения скважин, ме-тоды воздействия на пласт - внутриконтурное и законтурное заводнение. Понятие о контроле за разработкой месторождения.

Понятие о методах повышения нефтеотдачи пластов. Тепловые методы.

Нефтяные месторождения

Горные породы, составляющие земную толщу, подразделены на два основных вида - изверженные и осадочные.

· Изверженные породы- образуются при застывании жидкой магмы в толще земной коры (гранит) или вулканических лав на поверхности земли (базальт).

· Осадочные породы -образуются путем осаждения (главным образом в водной среде) и последующего уплотнения минеральных и органических веществ различного происхождения. Эти породы обычно залегают пластами. Определенный период времени в течение, которого шло формирование комплексов горных пород в определенных геологических условиях называется геологической эрой (эратемой). Соотношение этих пластов в разрезе земной коры относительно друг друга изучается СТРАТИГРАФИЕЙ и сведены в стратиграфическую таблицу.

Стратиграфическая таблица

Более древние отложения относят к криптозойской эонотеме, которая разделена на АРХЕЙ и ПРОТЕРОЗОЙ.В верхнем протерозое выделен РИФЕЙ с тремя подразделениями и ВЕНД. Таксонометрическая шкала докембрийских отложений не разработана.

Все горные породы имеют поры, свободные пространства между зернами, т.е. обладают пористостью. Промышленные скопления нефти (газа ) содержатся главным образом в осадочных породах - песках, песчаниках, известняках, являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов . Эти породы обладают проницаемостью, т.е. способностью пропускать жидкости и газы через систему многочисленных каналов, связывающих пустоты в породе.

Нефть и газ встречаются в природе в виде скоплений, залегающих на глубинах от нескольких десятков метров до нескольких километров от земной поверхности.

Пласты пористой породы, поры и трещины которой заполнены нефтью , называются нефтяными пластами (газовыми) или горизонтами.

Пласты, в которых имеются скопления нефти (газа ) называются залежами нефти (газа ).

Совокупность залежей нефти и газа , сконцентрированных в недрах на одной и той же территории и подчиненных в процессе образования одной тектонической структуре называется нефтяным (газовым) месторождением.

Обычно залежь нефти (газа ) бывает приурочена к определенной тектонической структуре, под которой понимают форму залегания пород.

Пласты осадочных горных пород, первоначально залегавшие горизонтально, в результате воздействия давлений, температур, глубинных разрывов поднимались или опускались в целом либо относительно друг друга, а так же изгибались в складки различной формы.

Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями, а складки направленные выпуклостью вниз - синклиналями.

Антиклиналь Синклиналь

Самая высокая точка антиклинали называется ее вершиной, а центральная часть сводом. Наклонные боковые части складок (антиклиналей и синклиналей) образуют крылья. Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинаковые со всех сторон, называется куполом.

Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогнутостей (синклиналей), причем в таких системах породы синклиналей заполнены водой, т.к. они занимают нижнюю часть структуры, нефть (газ ) же, если они встречаются, заполняют поры пород антиклиналей. Основными элементами, характеризующими залегание пластов, является

· направление падения;

· простирание;

· угол наклона

Падение пластов- это наклон слоев земной коры к горизонту, Наибольший угол, образуемый поверхностью пласта с горизонтальной плоскостью, называется углом падения пласта.

Линия, лежащая в плоскости пласта и перпендикулярная к направлению его падения, называется простиранием пласта

Структурами, благоприятными для скопления нефти, помимо антиклиналей, являются также моноклинали. Моноклиналь - это этаж залегания пластов горных пород с одинаковым наклоном в одну сторону.

При образовании складок обычно пласты только сминаются, но не разрываются. Однако в процессе горообразования под действием вертикальных сил пласты нередко претерпевают разрыв, образуется трещина, вдоль которой пласты смещаются относительно друг друга. При этом образуются разные структуры: сбросы, взбросы, надвиги, грабелы, гореты.

· Сброс - смещение блоков горных пород относительно друг друга по вертикальной или круто наклонной поверхности тектонического разрыва. Расстояние по вертикали, на которое сместились пласты, называются амплитудой сброса.

· Если по той же плоскости происходит не падение, а подъем пластов, то такое нарушение называют взбросом (обратным сбросом).

· Надвиг - разрывное нарушение, при котором одни массы горных пород надвинуты на другие.

· Грабел - опущенный по разломам участок земной коры.

Горет - приподнятый по разломам участок земной коры.

Геологические нарушения оказывают большое влияние на распределение нефти (газа ) в недрах Земли - в одних случаях они способствуют ее скоплению, в других наоборот, могут быть путями обводнения нефтегазонасыщенных пластов или выхода на поверхность нефти и газа .

Для образования нефтяной залежи необходимы следующие условия

§ Наличие пласта- коллектора

§ Наличие над ним и под ним непроницаемых пластов (подошва и кровля пласта) для ограничения движения жидкости.

Совокупность этих условий называется нефтяной ловушкой. Различают

§ Сводовую ловушку

§ Литологически экранированные

§ Тектонически экранированные

§ Стратиграфически экранированные

ОСНОВЫ НЕФТЯНОГО ДЕЛА

ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА

ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Понятие о нефтяном месторождении. Коллекторские свойства пород. Понятие о пористости и проницаемости. Пластовое давление. Физические свойства нефтей в пластовых и поверхностных условиях. Действующие силы в пласте, напор пластовых вод, давление сжатого газа и др. Понятие о разработке месторождений нефти. Схема размещения скважин, ме­тоды воздействия на пласт - внутриконтурное и законтурное заводнение. Понятие о контроле за разработкой месторождения.

Понятие о методах повышения нефтеотдачи пластов. Тепловые методы.

Нефтяные месторождения

Горные породы, составляющие земную толщу, подразделены на два основных вида - изверженные и осадочные.

· Изверженные породы- образуются при застывании жидкой магмы в толще земной коры (гранит) или вулканических лав на поверхности земли (базальт).

· Осадочные породы - образуются путем осаждения (главным образом в водной среде) и последующего уплотнения минеральных и органических веществ различного происхождения. Эти породы обычно залегают пластами. Определенный период времени в течение, которого шло формирование комплексов горных пород в определенных геологических условиях называется геологической эрой (эратемой). Соотношение этих пластов в разрезе земной коры относительно друг друга изучается СТРАТИГРАФИЕЙ и сведены в стратиграфическую таблицу.

Стратиграфическая таблица

Более древние отложения относят к криптозойской эонотеме, которая разделена на АРХЕЙ и ПРОТЕРОЗОЙ.В верхнем протерозое выделен РИФЕЙ с тремя подразделениями и ВЕНД. Таксонометрическая шкала докембрийских отложений не разработана.

Все горные породы имеют поры, свободные пространства между зернами, т.е. обладают пористостью . Промышленные скопления нефти (газа) содержатся главным образом в осадочных породах - песках, песчаниках, известняках, являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов. Эти породы обладают проницаемостью , т.е. способностью пропускать жидкости и газы через систему многочисленных каналов, связывающих пустоты в породе.

Нефть и газ встречаются в природе в виде скоплений, залегающих на глубинах от нескольких десятков метров до нескольких километров от земной поверхности.

Пласты пористой породы, поры и трещины которой заполнены нефтью, называются нефтяными пластами (газовыми) или горизонтами .

Пласты, в которых имеются скопления нефти (газа) называются залежами нефти (газа).

Совокупность залежей нефти и газа , сконцентрированных в недрах на одной и той же территории и подчиненных в процессе образования одной тектонической структуре называется нефтяным (газовым) месторождением .

Обычно залежь нефти (газа) бывает приурочена к определенной тектонической структуре, под которой понимают форму залегания пород.

Пласты осадочных горных пород, первоначально залегавшие горизонтально, в результате воздействия давлений, температур, глубинных разрывов поднимались или опускались в целом либо относительно друг друга, а так же изгибались в складки различной формы.

Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями , а складки направленные выпуклостью вниз - синклиналями .

Самая высокая точка антиклинали называется ее вершиной , а центральная часть сводом . Наклонные боковые части складок (антиклиналей и синклиналей) образуют крылья . Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинаковые со всех сторон, называется куполом .

Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогнутостей (синклиналей), причем в таких системах породы синклиналей заполнены водой, т.к. они занимают нижнюю часть структуры, нефть (газ) же, если они встречаются, заполняют поры пород антиклиналей. Основными элементами, характеризующими залегание пластов, является

· направление падения;

· простирание;

· угол наклона

Падение пластов - это наклон слоев земной коры к горизонту, Наибольший угол, образуемый поверхностью пласта с горизонтальной плоскостью, называется углом падения пласта .

Линия, лежащая в плоскости пласта и перпендикулярная к направлению его падения, называется простиранием пласта

Структурами, благоприятными для скопления нефти, помимо антиклиналей, являются также моноклинали. Моноклиналь - это этаж залегания пластов горных пород с одинаковым наклоном в одну сторону.

При образовании складок обычно пласты только сминаются, но не разрываются. Однако в процессе горообразования под действием вертикальных сил пласты нередко претерпевают разрыв, образуется трещина, вдоль которой пласты смещаются относительно друг друга. При этом образуются разные структуры: сбросы, взбросы, надвиги, грабелы, гореты.

· Сброс - смещение блоков горных пород относительно друг друга по вертикальной или круто наклонной поверхности тектонического разрыва.Расстояние по вертикали, на которое сместились пласты, называются амплитудой сброса.

· Если по той же плоскости происходит не падение, а подъем пластов, то такое нарушение называют взбросом (обратным сбросом).

· Надвиг - разрывное нарушение, при котором одни массы горных пород надвинуты на другие.

· Грабел - опущенный по разломам участок земной коры.

Геологические нарушения оказывают большое влияние на распределение нефти (газа) в недрах Земли - в одних случаях они способствуют ее скоплению, в других наоборот, могут быть путями обводнения нефтегазонасыщенных пластов или выхода на поверхность нефти и газа.

Для образования нефтяной залежи необходимы следующие условия

§ Наличие пласта- коллектора

§ Наличие над ним и под ним непроницаемых пластов (подошва и кровля пласта) для ограничения движения жидкости.

Совокупность этих условий называется нефтяной ловушкой . Различают

§ Сводовую ловушку

§ Литологически экранированные

§

Тектонически экранированные

§ Стратиграфически экранированные

Нефтяные газы и их свойства

Газы, добываемые из нефтегазовых залежей вместе с нефтью, называют нефтяными газами . Они представляют собой смесь углеводородов - метана, пропана, бутана, пектана и др.

Самый легкий из всех углеводородов - метан. В газах добываемых из нефтяных и газовых месторождений метана содержится от 40 до 95%.

Одной из основных характеристик углеводородных газов является относительная плотность , под которой понимают отклонение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных условиях.

Относительная плотность нефтяных газов колеблется от 0.554 для метана до 2.49 для пентана и выше. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов - метана СН 4 и этана С 2 Н 6 (относительная плотность - 1.038), тем легче этот газ. При нормальных условиях метан и этан находятся в газообразном состоянии. Следующие за ним по относительной плотности пропан С 3 Н 8 (1.522) и бутан С 4 Н 0 (2.006) также относятся к газам, но легко переходят в жидкость даже при небольших давлениях.

Природный газ - смесь газов. Компонентами природного газа являются углеводороды парафинового ряда: метан, этан, пропан, изобутан, а также неуглеводородные газы: сероводород, углекислый газ, азот.

При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в скважинах, газосборных сетях, магистральном газопроводе при определенных термодинамических условиях образуется кристаллогидраты. По внешнему виду они похожи на сажеобразную массу или лед. Гидраты образуются при наличии капельной влаги и определенных давлениях и температурах.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на

· Сухие - природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.

· Жирные - газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.

На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м 3 которого содержится более 60г газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ называют сухим. С тяжелыми нефтями добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана. В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в незначительных количествах углекислый газ, сероводород и др.

Важной характеристикой природного газа является растворимость его в нефти.

Коэффициент растворимости газа (газовый фактор) показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэффициент растворимости в зависимости от условий растворения изменяется от 0.4х10 -5 до 1х10 -5 Па -1 . Со снижением давления до определенного значения (давление насыщения ) начинает выделяться растворенный в нефти газ.

По мере поступления от забоя скважины нефти с газом, газ имеет свойство расширяться, в результате- объем газа больше объема поступления нефти.

Газовый фактор не на всех месторождениях, пластах одинаков. Он обычно колеблется от 30 м 3 /м 3 до 100 м 3 /м 3 и выше.

Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения пластовой нефти . Это давление зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температуры.

Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы, велико не было давление, называется критической температурой.

Давление соответствующее критической температуре называется критическим давлением . Таким образом, критическое давление - это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура.

Так, например, критическое давление для метана » 4.7 МПа, а критическая температура - 82.5 0 С (минус).

Пластовые воды

Пластовые воды имеются в большинстве нефтегазовых месторождениях и являются обычным спутником нефти. Помимо пластов, в которых вода залегает вместе с нефтью, встречаются и чисто водоносные пласты.

Пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной .

До проникновения в осадочные отложения нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и после них углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от их плотности. Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70% объема пор и в большинстве коллекторов составляет 20-30% этого объема..

Пластовые воды обычно сильно минерализованы . Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м 3 в пресной воде и до 80 кг/м 3 в концентрированных рассолах.

Минеральные вещества, содержащиеся в пластовых водах, представлены солями натрия, кальция, магния, калия и других металлов. Основные соли пластовых вод - хлориды, а также карбонаты щелочных металлов. Из газообразных веществ пластовые воды содержат углеводородные газы и иногда сероводород. Плотность пластовой воды в зависимости от количества растворенных в ней солей колеблется в пределах 1,01-1,02 г/см 3 и более.

По значению плотности наряду с другими данными судят о происхождении воды.

Вязкость пластовой воды в большинстве нефтяных месторождений меньше вязкости нефти. С повышением температуры вязкость воды уменьшается. Пластовые воды обладают электропроводностью , которая зависит от степени минерализации.

· Песок - мелкообломочная рыхлая горная порода, состоящая из зерен (песчинок), подразделяется на крупнозернистый, мелкозернистый, среднезернистый и тонкозернистый. По форме зерен различают пески округленные и угловатые.

· Песчаник - обломочная осадочная горная порода из сцементированного песка. Состоит главным образом из зерен кварца.

· Глины - тонкозернистые горные породы, состоящие в основном из глинистых минералов - силикатов со слоистой кристаллической структурой. В нефтяных и газовых месторождениях глины играют роль непроницаемых перекрытий между которыми залегают пласты пород, заполненных нефтью, газом и водой.

ПЛАСТ

Жидкости и газы находятся в пласте под давлением, которое называется пластовым . Пластовое давление - показатель, характеризующий природную энергию. Чем больше пластовое давление, тем большей энергией обладает пласт.

Начальное пластовое давление - давление в пласте до начала его разработки, как правило, находится в прямой связи с глубиной залегания нефтяного (газового) пласта и может быть определено приближенно по формуле:

где: Р пл.н - начальное пластовое давление

Н - глубина залегания пласта, м

r - плотность воды, кг/м 3

g - ускорение свободного падения (9.81 м/сек 2)

10 4 - переводный коэффициент, Па.

Обычно пластовое давление бывает больше или меньше вычисленного по формуле. Такое его значение определяют при непосредственных замерах глубинным манометром, которым обычно определяют забойное давление - давление на забое работающей или простаивающей скважины.

При эксплуатации скважины важнейшее значение имеет перепад давления на забое , которое является определяющим при работе скважины. Оно представляет собой разницу между пластовым давлением и забойным давлением и называется депрессией .

Перепад давления = Р пл. – Р заб.

Движение нефти начинается с какого – то расстояния, так называемого радиусом дренирования залежи, по мере движения к стволу скважины пластовой жидкости поток ее увеличивается, вследствие чего растет гидродинамическое давление. Наибольшего значения оно достигает в призабойной зоне пласта (ПЗП), равной 0.8 – 1.5 метра. Решающую роль играет забойное давление, чем ниже забойное давление, тем скважина может работать более продуктивно. Наибольший перепад давления в призабойной зоне пласта приводит к различным явлениям, например выпадение в осадок в этой зоне солей, твердых частиц, смол, асфальтенов, может возникнуть турбулентное движение жидкости. Все эти явления уменьшают течение жидкости из пласта и называются скин – эффектом.

· при псевдо-стабильном состоянии скважины

Где μ н - вязкость пластового флюида

R скв. – радиус скважины

k – проницаемость

β н – пластовый объемный фактор

r зал – радиус зоны пласта откуда осуществляется добыча

h –мощность пласта

Уменьшение притока жидкости

· на забое

· из-за низкой природной проницаемости пласта.

На забое

· закупорка песком

· загрязнение перфорации

· загрязнение парафином

· асфальтены

· подобные проблемы

Призабойная Зона Пласта может быть засорена

· буровым раствором

· цементом

· жидкостью заканчивания

· при добыче, или

· илом, глиной.

СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН

В предыдущей главе мы рассмотрели формы залегания нефти, выбрали способ разработки месторождения. Теперь наша задача- достигнуть залежи и поднять нефть на поверхность. Это достигается бурением скважин.

Бурение скважин - это процесс сооружения направленной горной выработки большой длины и малого диаметра.

Верхняя часть скважины называется устье скважины, на устье скважины устанавливается при бурении:

· колонные головки, служащие для обвязывания обсадных колонн,контроля давления в межколонном пространстве и проведения ряда технологических операций.

· Противовыбросовое оборудование (ПВО)

· Желобная воронка

· Специальное оборудование при проведении специальных работ (при цементировании, перфорации и т.д.)

При эксплуатации устанавливается:

· фонтанная арматура (фонтанная елка)- для связывания одного или двух скважинных трубопроводов (лифтов), контроля и управления потоком скважинной среды;

Подземная часть скважины называется

ствол скважины , самая нижняя часть ствола называется забой . Поверхность цилиндрической выработки называется стенками скважины , места с размерами более номинального диаметра породоразрушающего инструмента за счет осыпания или вымыва пород называются кавернами , вызванные выработкой инструментом во время спуско- подъемных операций называется желобами.

Весь цикл строительства скважин до сдачи их в эксплуатацию состоит из следующих основных последовательных звеньев:

1. Строительства наземных сооружений ;

2. Собственно углубления ствола скважин , осуществление которого возможно только при выполнении двух параллельно протекающих процесса- собственно углубления и промывки скважины;

3. Разобщения пластов , состоящее из двух видов работ- крепления ствола скважины спускаемыми трубами, соединенными в колонну, и тампонирования (цементирования) заколонного пространства;

4. Освоения скважин .

Классификация скважин по назначению

· Структурно- поисковые скважины

· Разведочные скважины

· Добывающие скважины

· Нагнетательные скважины

· Опережающие добывающие скважины

· Оценочные скважины

· Контрольные и наблюдательные скважины

· Опорные скважины

Способы и виды бурения.

Процесс бурения включает в себя ряд операций:

· Спуск бурильных труб с разрушающим инструментом в скважину

· Разрушение породы забоя

· Вынос разрушенной породы из скважины

· Подъем бурильных труб из скважины для смены сработавшегося разрушающего инструмента;

· Укрепление (крепление) стенок скважины при определении определенной глубины обсадными трубами с последующим цементированием пространства между стенкой скважины и спущенными трубами (разобщение пластов)

Основные способы бурения

· Роторное бурение

· Бурение забойными двигателями

· Турбинное бурение

· Бурение винтовыми двигателями

· Бурение электробуром

Виды бурения

· Вертикальное бурение

· Наклонно- направленное бурение

· Кустовое бурение скважины

· Многозабойное бурение

· Бурение скважин на акваториях

Буровые установки для эксплуатационного

Разобщение пластов

Для разобщения пластов, предотвращения обвалов стенок скважины, предотвращения поглощений и проявлений в скважину спускаются обсадные трубы. Пространство между трубами и стенками скважин закачивается цементный раствор.

Расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины спуска, высоты подъема цементного раствора, диаметра долот, которыми ведется бурение под каждую колонну называется конструкцией скважины .

Каждая колонна, входящая в колонну скважины имеет свое назначение.

· Направление- самая большая обсадная колонна, предназначена для предохранения устья скважины от размыва, предохранения стенок скважины от осыпания, направления промывочной жидкости в желобную систему. В зависимости от прочности пород глубина спуска составляет от 5м до 40м.

· Техническая колонна- служит для перекрытия платов при трудных геологических условиях бурения (несовместимые по пластовым давлениям пропластки, зоны высокого поглощения, отложения, склонные к набуханию, осыпанию и т.п.).Эксплуатационная колонна- необходима для эксплуатации скважины. Она спускается до глубины залегания продуктивного пласта. Ввиду важности ее назначения уделяется большое внимание ее прочности и герметичности.

Обсадные трубы спускаются в скважину последовательно одна за одной на резьбовых соединениях. Низ обсадной колонны оборудован направляющей пробкой (башмаком), через длину одной трубы устанавливается обраный клапан и стоп-кольцо для остановки на нем продавочной пробки в конце продавки. Современные конструкции предусматривают единый механизм, сочетающий в себе обе конструкции и ОК и стоп -кольца. На колонну устанавливаются центраторы для концентрического расположения колонны в стволе скважины, скребки для механической очистки стенок скважины и закрепления цемента, турбулизаторы для изменения скорости потока жидкости в целях качественного заполнения каверн.

На верхнюю часть обсадной колонны устанавливается цементировочная головка , через которую закачиваются буферные жидкости для отмыва стенок скважины; цементный раствор для заполнения пространства между стенками скважины и обсадными трубами; продавочная жидкость - для продавки цементного раствора из внутритрубного пространства обсадной колонны; а также для пуска разделительных пробок .

После спуска обсадной колонны на проектную глубину производится промывка ствола скважины и цементирование. Процесс цементирования производится следующим образом:

· Закачивается буферная жидкость;

· Закачивается цементный раствор пониженной плотности во избежание гидроразрыва неустойчивых пластов;

· Закачивается цементный раствор для качественной изоляции зоны продуктивного пласта;

· Закрываются на цементировочной головке линии подачи цемента, открывается стопор на разделительной пробке, открываются лини подачи продавочной жидкости;

· Закачивается продавочная жидкость в объеме равному внутреннему объему обсадных труб;

· В момент посадки разделительной пробки на стоп-кольцо происходит увеличение давления закачки, это значение называется сигнал СТОП .

· Скважина закрывается и устанавливается на время ожидания затвердения цементного раствора ОЗЦ. (не менее 24 часов).

Заключительные работы

В комплекс работ по заканчиванию скважин входит:

· Оборудование устья скважины

· Определение обсадной колонны на герметичность (опрессовка)

· Геофизические исследования

· Вторичное вскрытие пласта (перфорация), применяют четыре типа перфораторов

· Пулевые

· Кумулятивные

· Торпедные

· Гидропескоструйные

· Освоение скважины и сдача ее в эксплуатацию

Под освоением скважины понимают проведение ряда мероприятий для вызова притока нефти с доведением ее отбора до максимальных значений и подъема ее на поверхность. Это достигается:

· Заменой глинистого раствора на воду или нефть

· Свабированием (поршневанием)

· Глубинным насосом

· Нагнетанием в скважину сжатого инертного газа.

Оборудование устья скважины

Фонтанная арматура служит для

· герметизации устья скважины,

· направления движения газожидкостной смеси в выкидную линию,

· регулирования и контроля режима работы скважины созданием противодавления на забое.

Фонтанную арматуру собирают из различных фланцевых тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижек или кранов), которые соединяют между собой с помощью шпилек. Герметизируют соединения металлическим кольцом с овальным поперечным сечением, которое вставляют в канавки на фланцах и затем стягивают шпильками.

Фонтанная арматура состоит из

• трубной головки и
• фонтанной елки.

Трубную головку устанавливают на колонную головку . Она предназначена для подвески фонтанных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных технологических процессов, связанных с освоением и промывкой скважины, удалением отложений парафина из фонтанных труб, песка с забоя и т.д.

Трубная головка состоит из

· крестовины,

· тройника и

· переводной катушки.

Тройник устанавливают при оборудовании скважин двухрядным лифтом. При этом первый ряд труб крепится к переводной катушке с помощью переводной втулки, а второй ряд труб - с помощью переводной втулки. При оборудовании скважин только одним рядом фонтанных труб тройник на арматуре не устанавливают.

На крестовике и тройнике трубной головки ставят запорные задвижки , которые служат для соединения технологического оборудования межтрубным или кольцевым пространством, а также для их герметизации.

Фонтанная елка устанавливается на трубную обвязку. Она предназначена для направления продукции скважин в выкидные линии, регулирования отбора жидкости и газа, проведения различных исследовательских и ремонтных работ, а также при необходимости для закрытия скважины.

Фонтанная елка состоит из

· тройников,

· центральной задвижки,

· буферной задвижки,

· задвижек на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них.

Буферная задвижка служит для перекрытия и установки лубрикатора, который применяется для спуска в скважину скребков, различных скважинных измерительных приборов под давлением, не останавливая работу фонтанной скважины. При эксплуатации скважины на буферную задвижку устанавливают буферную заглушку с манометром.

Все задвижки фонтанной елки, кроме задвижек на одной из выкидных линий, при работе скважины должны быть открыты. Центральную задвижку закрывают лишь в аварийных случаях, направляя жидкость через межтрубное пространство в выкидные линии трубной головки.

Фонтанную арматуру различают между собой по прочностным и конструктивным признакам: по рабочему или пробному давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов фонтанных труб, виду запорных устройств.

Подземный ремонт скважин.

Комплекс работ, связанных с устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины и воздействием на призабойные зоны пластов, называется подземным ремонтом .

Продолжительность простоев действующего фонда скважин с связи с ремонтными работами учитывается коэффициентом эксплуатации, который представляет собой отношение времени фактической работы скважины к их общему календарному времени за месяц или год.

· текущий

· капитальный

К текущему ремонту скважин (ТРС) относятся:

· смена насоса,

· ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг и труб,

· смена насосно-компрессорных труб или штанг,

· изменение глубины погружения подъемных труб,

· очистка и смена песочного якоря,

· очистка скважин от песчаных пробок,

· удаление со стенок труб парафина, солей и др.

Эти работы выполняются специализированными бригадами по текущему ремонту скважин, организуемыми на каждом предприятии по добыче нефти и газа. Бригады по текущему ремонту работают по вахтно, в состав их входят три человека:

· старший оператор

· и оператор работают у устья скважины,

· машинист - на лебедке подъемного механизма.

Более сложные работы, связанные

· с ликвидацией аварий с подземным оборудованием,

· исправлением поврежденных эксплуатационных колонн,

· изоляцией притоков вод в скважину,

· переходом на другой эксплуатационный горизонт,

· обработкой призабойных зон пластов и др.,

Подземный ремонт скважин выполняется с помощью комплекса оборудования, состоящего из подъемных и транспортных средств, инструмента для выполнения ручных операций, средств механизации, оборудования по чистке скважины и др.

ОСНОВЫ НЕФТЯНОГО ДЕЛА

ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА

Астраханский государственный технический университет

Кафедра геологии нефти и газа

КУРС ЛЕКЦИЙ

по дисциплине:

Геологические основы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

Введение

Лекционный курс «Геологические основы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений» состоит из трех взаимосвязанных частей:

1.Основы нефтегазопромысловой геологии

2.Подсчет запасов и оценка ресурсов углеводородного сырья

.Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений.

Главная цель изучения данной дисциплины - это геологическое обеспечение эффективной разработки нефти и газа.

В первой части показано, что нефтегазопромысловая геология - это наука, которая занимается изучением залежей нефти и газа в статическом и динамическом состоянии как источников углеводородного сырья.

Нефтегазопромысловая геология как наука зародилась в начале прошлого столетия (1900 год) и прошла длительный путь развития. Этот путь подразделяется на несколько этапов, отличающихся кругом решаемых вопросов, методами и средствами их решения. Современный этап, начавшийся в конце 40-х годов ХХ века, характеризуется широким применением методов воздействия на продуктивные пласты при разработке залежей нефти. Результаты исследований нефтегазопромысловой геологии служат геологической основой для проектирования и регулирования залежей углеводородов. Нефтегазопромысловая геология рассматривает залежь нефти и газа до начала разработки как статическую геологическую систему, состоящую из взаимосвязанных элементов:

природного резервуара, определенной формы со специфическим пустотным объемом;

пластовых флюидов;

термобарических условий.

Разрабатываемая залежь углеводородов рассматривается как комплексная динамическая система, меняющая свое состояние во времени.

Во второй части пособия приведены определения групп и категорий запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата. Подробно рассмотрены методы подсчёта запасов и оценки ресурсов нефти, газа конденсата и попутных компонентов. Для подсчета запасов нефти и газа необходимо всестороннее геологическое изучение месторождения, с которым связаны залежи нефти и газа и знания особенностей условий их залегания.

В третьей части даются основные понятия геолого-промыслового обеспечения разработки залежей нефти и газа. Рассматриваются системы разработки многопластовых месторождений нефти и газа и отдельного эксплуатационного объекта, так же приведены системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления, детально рассматриваются методы геолого-промыслового контроля за процессом разработки залежей углеводородов и методы повышения нефтеотдачи пласта.

Курс заканчивается темой: «Охрана недр и окружающей среды в процессе бурения скважин и разработки месторождений углеводородов». Таким образом, основные задачи данной дисциплины следующие:

детальное изучение залежей углеводородов

геологическое обоснование выбора систем разработки

контроль разработки залежи нефти и газа с целью обоснования и выбора мер по управлению процессов разработки

обобщение опыта разработки нефтяных и газовых месторождений

планирование добычи нефти, газа, конденсата;

подсчет запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов;

охрана недр и окружающей среды в процессе бурения скважин и эксплуатации залежей углеводородов.

Каждое месторождение нефти, газа и конденсата вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской организацией и предусматривающим ту систему разработки, которая с общегосударственных позиций наиболее рациональна для данного месторождения.

Разработка нефтяной (газовой) залежи - это комплекс работ, осуществляемых для управления процессом движения пластовых флюидов по пласту к забоям эксплуатационных скважин. Разработка нефтяной (газовой) залежи включает следующие элементы:

Øколичество скважин на залежи;

Øразмещение скважин на залежи;

Øпорядок (последовательность) ввода скважин в эксплуатацию;

Øрежим работы скважин;

Øбаланс пластовой энергии;

Система разработки залежи нефти (газа) - это разбуривание залежи эксплуатационными скважинами по определенной схеме и принятому плану с учётом мероприятий по воздействию на пласт. Систему разработки называют рациональной, когда она при наиболее полном использовании пластовой энергии и применении мероприятий по воздействию на пласт обеспечивает максимальное извлечение нефти и газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах с учётом конкретных геолого-экономических условий региона.

Развитие нефтяной и газовой промышленности в России имеет более чем столетнюю историю. Вплоть до середины 40-х годов Х1Х столетия разработка нефтяных месторождений осуществлялась только с использованием природной энергии залежей. Это было связано с недостаточно высоким уровнем техники и технологии разработки, а также с отсутствием объективных предпосылок для коренного изменения такого подхода к разработке.

Со средины 40-х годов в результате открытия новых нефтегазоносных районов развитие нефтяной промышленности связывается с освоением месторождений платформенного типа с большими размерами площадей нефтеносности, значительной глубиной залегания продуктивных пластов и малоэффективным природным режимом - упруговодонапорным, быстро переходящим в режим растворённого газа. Российские учёные и производственники в короткий срок обосновали теоретически и доказали на практике необходимость и возможность применения принципиально новых систем разработки с искусственным вводом в продуктивные нефтяные пласты дополнительной энергии путём нагнетания в них воды.

Следующим шагом научно-технического прогресса явился поиск процессов обеспечивающих дальнейшее повышение эффективности разработки нефтяных залежей. В последние годы научно-инженерная мысль работает над созданием способов повышения эффективности заводнения. Одновременно изыскиваются и проходят опробование, промышленное испытание и внедрение новые методы воздействия на нефтяные пласты, которые основываются на принципиально новых физико-химических процессах вытеснения нефти из пород-коллекторов.

Разработка газовых залежей с учетом высокой эффективности их природных режимов до настоящего времени проводится с использованием природной энергии без искусственного воздействия на пласт.

В последний период в балансе месторождений углеводородов большую роль играют газоконденсатные месторождения.

И здесь одной из наиболее актуальных задач являются поиски экономически целесообразных методов разработки газоконденсатных месторождений, предотвращающих потери конденсата в пласте.

Раздел 1: «Методы изучения геологического строения недр и залежей углеводородов на промысловых площадях»

Глава 1. Геологические наблюдения и исследования при бурении скважин

Залежи УВ всегда изолированы от дневной поверхности и расположены на различной глубине - от нескольких сотен метров до нескольких километров - 5,0-7,0 км.

Основная цель геологических наблюдений за процессом бурения скважин состоит в изучении геологического строения месторождений и отдельных продуктивных горизонтов и насыщающих эти горизонты флюидов. Чем полнее и качественнее будет эта информация, тем качественней будет проект разработки месторождения.

За процессом бурения скважин должен осуществляться тщательный геологический контроль. По окончанию бурения скважины геолог должен получить о ней следующую информацию:

геологический разрез скважины, литологию пройденных работ;

положение в разрезе скважин пород-коллекторов;

характер насыщения пород-коллекторов, чем они насыщены, каким пластовым флюидом

техническое состояние скважин (конструкция скважин, распределение по стволу давления, температуры)

Особенно тщательный геологический контроль должен осуществляться при бурении разведочных скважин, на информации которых будет основано бурение эксплуатационных скважин на нефть и газ.

Методы изучения разрезов бурящихся скважин подразделяются на 2 группы:

1.прямые методы

2.косвенные методы

Прямые методы позволяют нам прямо непосредственно получать информацию о пройденном разрезе литологии пород, вещественном составе, положении коллекторов и их насыщении.

Косвенные методы дают информацию о разрезе скважин по косвенным признакам, а именно по взаимосвязи их физических свойств с такими же их характеристиками как сопротивление прохождение электрического тока, магнитные, упругие.

Прямые методы основаны на изучении:

образцов горных пород, отобранных из скважины в процессе бурения (керн, шлам, боковой грунтонос)

отбор проб флюидов при попутном и стационарном опробовании.

отбор проб пластового флюида при испытании в эксплуатационной колонне

газовый каротаж

наблюдение за осложнениями в процессе бурения (обвалы стенок скважины, поглощения бурового раствора, проявления пластового флюида)

Косвенные методы позволяют судить о вещественном составе разреза скважин, коллекторских свойствах, характера насыщения пород-коллекторов пластовым флюидом по косвенным признакам: естественная или искусственная радиоактивность, способность породы проводить электрический ток, акустические свойства, магнитные, тепловые.

Изучение керна

Керновый материал является основной информацией о скважине.

Выбор интервала бурения с отбором керна зависит от поставленных геологических задач.

На новых еще слабо изученных месторождениях при бурении первых скважин рекомендуется производить сплошной отбор керна в совокупности с комплексов геофизических исследований. На месторождения, где верхняя часть разреза изучена, а нижняя еще подлежит исследованию, в изученном интервале керн нужно отбирать лишь в контактах свит, а в неизученном интервале - производить сплошной отбор керна (см рис. 1)

В эксплуатационных скважинах керн не отбирается и все наблюдения основаны на информации каротажа и наблюдений за процессом бурения. В этом случае керн отбирается в продуктивном горизонте для его детального изучения.

При изучении керна необходимо получить следующую информацию о скважине:

наличие признаков нефти и газа

вещественный состав породы и их стратиграфическая принадлежность

коллекторские свойства пород

структурные особенности пород и возможные условия их залегания

Образцы пород, которые отправляют в лабораторию для исследования содержания УВ, парафинируют (завертывают в марли и несколько раз погружают в расплавленный парафин, давая каждый раз затвердеть парафину, пропитавшему марлю). Затем запарафинированные образцы помещают в металлические банки с плоскими крышками. Образцы перекладывают ватой или мягкой бумагой и отправляют в лабораторию на исследование. Оставшуюся часть керна сдают в кернохранилище.

Признаки нефти и газа в кернах должны быть предварительно изучены на буровой на свежих образцах и изломах и затем более детально - в лаборатории промыслового управления.

Рис.1 - а - бурение без отбора керна; б - бурение с отбором керна

Интервалы проходки скважины с отбором керна определяются целью бурения и степенью изучения разреза. Все глубокие скважины подразделяются на 5 категорий: - опорные, параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные.

Опорные скважины бурятся для изучения общего геологического строения в новых неизученных глубоким бурением территориях. Отбор керна производится равномерно по всему стволу скважины. При этом проходка с отбором керна составляет от 50 до 100% общей глубины скважин.

Параметрические скважины бурятся для изучения геологического строения и перспектив нефтегазоносности новых территорий, а также для увязки геологических и геофизических материалов. Проходка с отбором керна составляет не менее 20% от общей глубины скважины.

Поисковые скважины бурятся с целью поисков залежей нефти и газа. Отбор керна здесь производится в интервалах залегания продуктивных горизонтов и контактов различных стратиграфических подразделений. С отбором керна проходится не более 10-12% глубины скважин.

Разведочные скважины бурятся в пределах площадей с установленной нефтегазоносностью с целью подготовки залежи к разработке. Керн отбирают только в интервалах продуктивных горизонтов в пределах 6-8% от глубины скважины.

Эксплуатационные скважины бурятся с целью разработки нефтяных и газовых залежей. Керн, как правило, не отбирается. Однако, в отдельных случаях для изучения продуктивного пласта практикуется отбор керна в 10% скважин равномерно расположенных по площади.

Интервалы с отбором керна проходят специальными долотами - колонковыми, которые в центре долота оставляют не разбуренную породу, называемую керн и поднимают ее на поверхность. Разбуренная часть породы называется шлам, который выносится на поверхность струей бурового раствора в процессе бурения.

Отбор образцов пород с помощью боковых грунтоносов

Этот метод применяется тогда, когда в запланированном интервале не удалось отобрать керн. Кроме того еще тогда, когда по результатом геофизических исследований после окончания бурения скважинами выявлены горизонты представляющие интерес с точки зрения нефтегазоносности, однако керном этот интервал не освещен. С помощью бокового грунтоноса со стенки скважины отбирается образец горной породы. В настоящее время применяется 2 разновидности проборов:

1.стреляющие боковые грунтоносы

2.сверлящие боковые грунтоносы

Принцип действия стреляющего грунтоноса: на трубах спускается против интересующего нас интервала гирлянда патронов. При взрыве гильзы врезаются в стенки скважины. При подъеме инструмента гильзы на стальных поводках с захваченной горной породой из стенки скважины поднимаются наверх.

Недостатки этого метода:

получаем дробленую породу

образец малого объема

в твердую породу боек не внедряется

рыхлая порода высыпается

Сверлящие боковые грунтоносы - имитация горизонтального бурения, получаем образцы малого объема.

Отбор шлама

В процессе бурения долота разрушают горную породу и струей промывочной жидкости обломки горной породы выносятся на поверхность. Эти обломки, частицы горной породы называются шлам. На поверхности их отбирают, отмывают от бурового раствора и тщательно изучают т.е. определяют вещественный состав этих обломков. Результаты исследований наносят на график в соответствии с глубиной отбора шлама. Такая диаграмма называется шламмограммой (см.рис. 2) В процессе бурения шлам отбирается во всех категориях скважин.

Рис. 2 Шламограмма

Геофизические методы исследования скважин изучаются самостоятельно при изучении курса ГИС.

Геохимические методы исследования

Газовый каротаж

В процессе бурения скважин буровой раствор омывает продуктивный пласт. Частицы нефти и газа попадают в раствор и выносятся вместе с ним на поверхность, где специальным пробоотборником производится дегазация бурового раствора, изучается содержание легких УВ и общее содержание углеводородных газов. Результаты исследования наносят на специальную диаграмму газового каротажа (см. рис. 3).

Рис.3 Диаграмма газового каротажа

Если в процессе бурения установлено наличие продуктивного пласта, то проба газа с помощью хроматографа исследуется на содержание отдельных компонентов непосредственно на буровой скважине.

Механический каротаж

Изучается скорость проходки, фиксируется время затраченное на бурение 1м и результаты наносятся на специальный бланк (см рис 4).

Рис. 4. бланк механического каротажа

Кавернометрия

Кавернометрия - непрерывное определение диаметра скважины с помощью каверномера.

В процессе бурения диаметр скважины отличается от диаметра долота и меняется в зависимости от литологического типа пород. Например, в интервале залегания проницаемых песчаных пород происходит сужение, уменьшение диаметра скважины, в следствии образования глинистой корки на стенках скважины. В интервале залегания глинистых пород наоборот, наблюдается увеличение диаметра скважины по сравнению с диаметром долота в результате насыщения глинистых пород фильтратом бурового раствора и дальнейшим обвалом стенок скважины (см. рис. 5). В интервале залегания карбонатных пород диаметр скважины соответствует диаметру долота.

Рис. 5. Увеличение и уменьшение диаметра скважины в зависимости от литологии пород

Наблюдения за параметрами бурового раствора, нефтегазоводопроявлениями

В процессе бурения скважины могут иметь место следующие осложнения:

обвал стенок скважин, что приводит к прихвату бурового инструмента;

поглощение бурового раствора, вплоть до его катастрофического ухода- при вскрытии зон разрывных нарушений;

разжижение бурового раствора, уменьшение его плотности, что может привести к выбросу нефти или газа.

Попутное и стационарное опробование продуктивного пласта

Различают попутное и стационарное опробование продуктивного пласта.

Попутное опробование продуктивного пласта заключается в отборе проб нефти, газа и воды из продуктивных пластов в процессе бурения с помощью специальных приборов:

опробователь пластов на каротажном кабеле ОПК

испытатель пластов на бурильных трубах - КИИ (комплект испытательных инструментов)

Стационарное опробование производится по окончании бурения скважины.

В результате испытания пластов получают следующую информацию:

Характер пластового флюида;

Информация о пластовом давлении;

Положение ВНК, ГВК, ГНК;

Сведения о проницаемости породы - коллектора.

Проектная документация на строительство скважин

Основной документ на строительство скважин - геолого-технический наряд. Он состоит из 3-х частей:

геологическая часть

техническая часть

В геологической части содержится следующая информация о скважине:

проектный разрез скважины

возраст пород, глубина залегания, углы падения, крепость

интервалы возможных осложнений, интервалы отбора керна.

В технической части приводится:

режим бурения (нагрузка на долото, производительность буровых насосов, число оборотов ротора)

глубина спуска колонн и их количество, диаметр

высота подъема цемента за колонной и т.д.

Глава 2 Методы геологической обработки материалов бурения скважин и изучение геологического строения месторождения

Геологическая обработка материалов бурения скважин дает возможность построить профиль месторождения и структурные карты по кровле продуктивного пласта, позволяющие получить полное представление о строении месторождения. Для детального изучения всех вопросов строения месторождения необходимо провести тщательную корреляцию (сопоставление разрезов скважин).

Корреляция разрезов скважин заключается в выделении опорных пластов и определении глубины их залегания с целью установления последовательности залегания пород, выявления одноименных пластов для прослеживания за изменением их толщин и литологического состава. В нефтепромысловом деле различают общую корреляцию разрезов скважин и зональную (детальную). При общей корреляции сопоставляются разрезы скважин в целом от устья скважины до забоя по одному или нескольким горизонтам (реперам) Смотри рисунок 6.

Детальная (зональная) корреляция проводится для детального изучения отдельных пластов и пачек.

Результаты корреляции представляются в виде корреляционной схемы. Репер (маркирующий горизонт) - это пласт в разрезе скважины, который резко отличается по своим характеристикам (вещественный состав, радиоактивность, электрические свойства и т.д.) от выше- и нижележащих пластов. Он должен:

легко находиться в разрезе скважин;

присутствовать в разрезе всех скважин;

иметь небольшую, но постоянную величину.

Рис. 6. Реперная поверхность

При зональной корреляции за реперную поверхность принимают кровля продуктивного пласта. Если она размыта - подошву. Если и она размыта, то выбирают любой выдержанный в пределах площади пласт, пропласток внутри пласта.

Составление разрезов месторождения - типовых, средненормальных, сводных

При выполнении общей корреляции получаем информацию о напластовании пород и их толщине. Эта информация необходима для построения разреза месторождения. На таком разрезе приводится усредненная характеристика горных пород, их возраст и толщина.

Если используется вертикальная толщина пластов - разрез называется типовым разрезом. Такие разрезы составляют на промысловых площадях. На разведочных площадях составляются средненормальные разрезы, где используются истинные (нормальные) толщины пласта.

В том случае, когда разрез месторождения существенно меняется по площади - строятся сводные разрезы. При составлении литологической колонки на сводном разрезе используют максимальную толщину каждого пласта, а в колонке «толщина» приводится максимальное и минимальное его значение.

Составление геологического профильного разреза месторождения

Геологический профильный разрез - графическое изображение строения недр по определенной линии в проекции на вертикальную плоскость. В зависимости от положения на структуре выделяются профильные (1-1), поперечные (2-4) и диагональные (5-5) разрезы.

Существуют определенные правила ориентировки линии профиля на чертеже. Справа находится север, восток, северо-восток, юго-восток.

Слева - юг, запад, юго-запад, северо-запад.

Для построения профильного разреза месторождения наиболее часто используются масштабы 1:5000, 1:10000, 1:25000, 1:50000, 1:100000.

Во избежание искажения углов падения пород вертикальный и горизонтальный масштабы принимаются одинаковыми. Но для наглядности изображения вертикальный и горизонтальный масштабы принимаются различными. Например масштаб вертикальный 1:1000, а горизонтальный 1:10000.

Если скважины искривлены - сначала строим горизонтальные и вертикальные проекции искривленных стволов скважин, наносим вертикальные проекции на чертеж и строим профиль.

Последовательность построения профильного разреза месторождения

Проводится линия уровня моря - 0-0 и на ней откладываем положение скважины. Положение 1-ой скважины выбирается произвольно. Через полученные точки проводим вертикальные линии, на которых в масштабе профиля откладываем альтитуды устьев скважин. Соединяем устья скважин плавной линией - получаем рельеф местности.

Рис. 9. Профильный разрез месторождения

От устья скважины строим стволы скважин до забоя. Проекции искривленных стволов перекалываем на чертеж. По стволу скважин откладываем глубины залегания стратиграфических горизонтов, элементы залегания, глубины разрывных нарушений, которые приводятся в первую очередь.

Построение структурной карты

Структурная карта- это геологический чертеж, отображающий в горизонталях подземный рельеф кровли или подошвы какого-либо одного горизонта, в отличие от топографической карты, показывающей в горизонталях рельеф Земной поверхности, в строении которой могут участвовать горизонты различного возраста.

Структурная карта дает четкое представление о строении недр, обеспечивает точное проектирование эксплуатационных и разведочных скважин, облегчает изучение залежей нефти и газа, распределение пластовых давлений по площади залежи. Пример построения структурной карты приведен на рисунке 10.

Рис. 10. Пример построения структурной карты

При построении структурной карты за базисную плоскость обычно принимают уровень моря, от которого отсчитывают горизонтали (изогипсы) подземного рельефа.

Отметки ниже уровня моря берутся со знаком минус, выше со знаком плюс.

Равные по высоте промежутки между изогипсами называется сечением изогипс .

В промысловой практике обычно применяются следующие способы построения структурных карт:

способ треугольников - для ненарушенных структур.

способ профилей - для сильно нарушенных структур.

комбинированный.

Построение структурной карты способом треугольников состоит в том, что скважины соединяются линиями, образуя систему треугольников, желательно равносторонних. Затем между точками вскрытия пласта проводим интерполяцию. Соединяем одноименные отметки- получаем структурную карту.

Абсолютная отметка точки вскрытия пласта определяется по формуле:

+ А.О.=+Al-,

А.О.- абсолютная отметка точки вскрытия пласта - это расстояние по вертикали от уровня моря до точки вскрытия пласта, м.

Al - альтитуда устья скважины - расстояние по вертикали от уровня моря до устья скважин, м.

l -глубина вскрытия пласта - расстояние от устья скважин до точки вскрытия пласта, м.

ΣΔ l - поправка на кривизну скважин, м.

На рисунке 11 приведены различные варианты вскрытия пласта:

Рис. 11. Различные варианты вскрытия пласта

Условия залегания нефти, газа и воды в недрах

Для осуществления рациональной системы разработки и организации эффективной эксплуатации нефтегазоносных пластов необходимо знать их физические и коллекторские свойства, физико-химические свойства содержащихся в них пластовых флюидов, условия их распределения в пласте, гидрогеологические особенности пласта.

Физические свойства горных пород - коллекторов

Продуктивные пласты нефтяных месторождений, содержащие углеводороды, характеризуются следующими основными свойствами:

пористостью;

проницаемостью;

насыщенностью пород нефтью, газом, водой в различных условиях их залегания;

гранулометрическим составом;

молекулярно- поверхностные свойства при взаимодействии с нефтью, газом, водой.

Пористость

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин). Пористость определяет способность породы вмещать в себя пластовый флюид.

Пористость- отношение объема пор образца к его объему, выраженное в процентах.

п=V п / V о *100%

Количественно пористость характеризуется коэффициентом пористости - отношение объема пор образца к объему образца в долях единицы.

k п =V п / V о

Различные горные породы характеризуются различными значениями пористости, например:

глинистые сланцы - 0,54 - 1,4%

глины - 6,0 - 50%

пески - 6,0 - 52%

песчаники - 3,5 - 29%

известняки, доломиты - 0,65 - 33%

В промысловой практике выделяются следующие виды пористости:

общая (абсолютная, физическая, полная) - это разность между объемом образца и объемом составляющих его зерен.

открытая (пористость насыщения) - объем всех сообщающиеся между собой пор и трещин, в которые проникает жидкость или газ;

эффективная - объем пор, насыщенных нефтью или газом за вычетом содержания связанной воды в порах;

Коэффициент эффективности пористости - это произведение коэффициента открытой пористости на коэффициент нефтегазонасыщенности.

Карбонатные породы являются продуктивными при пористости равной 6-10% и выше.

Пористость песчаных пород колеблется в пределах 3 - 40%, в основном 16-25%.

Пористость определяют путем лабораторного анализа образцов либо по результатам ГИС.

Проницаемость пород

Проницаемость горной породы [к] - способность ее пропускать пластовый флюид.

Одни породы, например глины имеют высокую пористость, но низкую проницаемость. Другие известняки - наоборот - малую пористость, но высокую проницаемость.

В нефтепромысловой практике различают следующие виды проницаемости:

абсолютная;

эффективная (фазовая);

относительная;

Абсолютная проницаемость - это проницаемость пористой среды при движении в ней одной фазы (нефти, газа или воды). В качестве абсолютной проницаемости принято считать проницаемость пород, определенную по газу (азоту) - после экстракции и высушивания породы до постоянного веса. Абсолютная проницаемость характеризует природу самой среды.

Фазовая проницаемость (эффективная) - это проницаемость породы для данного флюида при наличии и движении в порах многофазных систем.

Относительная проницаемость - это отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

При изучении проницаемости пород пользуются формулой линейного закона фильтрации Дарси, по которой скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости жидкости.

V=Q/ F = kΔP / μL ,

Q - объемный расход жидкости через породу за 1 сек. - м3

V -скорость линейной фильтрации - м/с

μ - динамическая вязкость жидкости, н с/м 2

F - площадь фильтрации - м 2

ΔP - перепад давления на длине образца L,МПа

k -коэффициент пропорциональности (коэффициент проницаемости), определяется по формуле:

K=QML/ FΔP

Единицы измерения при этом следующие:

[L]-м [F]-м 2 [Q]-м 3 /с [P]-н/м 2 [ μ ]-нс/м 2

При всех значениях коэффициентов равных единицы, размерность k есть м 2

Физический смысл размерности k это площадь. Проницаемость характеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по которым осуществляется фильтрация пластового флюида.

В промысловом деле для оценки проницаемости пользуются практической единицей - дарси - которая в 1012 раз меньше чем k=1 м 2 .

За единицу в 1д принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см 2 длиной 1 см при перепаде давления 1 кг/см 2 расход жидкости вязкостью 1сП (санти-пуаз) составляет 1 см 3 /с . Величина 0,001 д - называется миллидарси.

Нефте - и газоносные пласты имеют проницаемость порядка 10-20 md до 200 md.

Рис. 12. Относительная проницаемость воды и керосина

Из рис. 12, видно, что относительная проницаемость для керосина Кок - быстро уменьшается при увеличении водонасыщенности пласта. При достижении водонасыщенности Кв - до 50% коэффициент относительной проницаемости для керосина Кок снижается до 25%. При увеличении Кв до 80%, Кок снижается до 0 и через пористую среду фильтруется чистая вода. Изменение относительной проницаемости для воды происходит в обратном направлении.

Условия залегания нефти, газа и воды в залежах

Нефтяные и газовые залежи располагаются в верхних частях структур, образуемых пористыми и перекрывающими их непроницаемыми породами (покрышками). Эти структуры называются ловушками.

В зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на:

чисто газовые

газоконденсатные

газонефтяные (с газовой шапкой)

нефтяные с растворенным в нефти газом.

Нефть и газ располагаются в залежи соответственно своим плотностям: в верхней части залегает газ, ниже - нефть, и еще ниже - вода (смотри рисунок 13).

Кроме нефти и газа в нефтяной и газовых частях пластов содержится еще и вода в виде тонких слоев на стенках пор и субкапиллярных трещин, удерживающихся силами капиллярного давления. Эту воду называют «связанной » или «остаточной». Содержание «связанной » воды составляет 10-30% от суммарного объема порового пространства.

Рис.13. Распределение нефти, газа и воды в залежи

Элементы залежи нефти-газа :

водонефтяной контакт (ВНК) - граница между нефтяной и водяной частями залежи.

газонефтяной контакт (ГНК) - граница между газовой и нефтяной частями залежи.

газоводяной контакт (ГВК) - граница между газонасыщенной и водонасыщенной частями залежи.

внешний контур нефтеносности - это пересечение ВНК с кровлей продуктивного пласта.

внутренний контур нефтеносности - это пересечение ВНК с подошвой продуктивного пласта;

приконтурная зона - это часть залежи нефти между внешним и внутренним контурами нефтеносности;

Скважины пробуренные в пределах внутреннего контура нефтеносности, вскрывают нефтяной пласт на всю толщину.

Скважины пробуренные в пределах приконтурной зоны, вскрывают в верхней части - нефтенасыщенный пласт, ниже ВНК - водонасыщенную часть.

Скважины, пробуренные за профилями внешнего контура нефтеносности, вскрывают водонасыщенную часть пласта.

Коэффициент водонасыщенности - отношение объема воды в образце к объему пор образца.

K в =V воды / V пор

Коэффициент нефтенасыщенности - отношение объема нефти в образце к объему пор образца.

К н =Vнеф/V пор

Между этими коэффициентами существует следующая зависимость:

К н +К в =1

Толщина продуктивных пластов

В нефтепромысловой практике различают следующие виды толщин продуктивных пластов (см.рис.14):

общая толщина пласта h общ - суммарная толщина всех пропластков - проницаемых и непроницаемых - расстояние от кровли до подошвы пласта.

эффективная толщина h эф - суммарная толщина пористых и проницаемых пропластков, по которым возможно движение флюидов.

эффективная нефте - или газонасыщенная толщина h эф н-нас - суммарная толщина пропластков, насыщенной нефтью или газом.

h общ -(обшая толщина)

эф = h 1 +h 2эф н-нос = h 1 +h 3

Рис. 14 Смеха толщин продуктивных пластов

Для изучения закономерности изменения толщин составляется карта - общих, эффективных, и эффективных нефте - и газонасыщенных толщин.

Линии равных значений толщин называются изопахитами, а карта - карта изопахит.

Методика построения аналогична построению структурной карты способом треугольников.

Термобарические условия недр нефтяных и газовых месторождений

Знать температуру и давление в недрах нефтяных и газовых месторождений необходимо для того, чтобы правильно подойти к решению вопросов, имеющих как научное, так и народно- хозяйственные значение:

1.формирование и размещение залежей нефти и газа.

2.определение фазового состояния углеводородных скоплений на больших глубинах.

.вопросы технологии бурения и закачивания глубоких и сверхглубоких скважин.

.освоение скважин.

Температура в недрах

Многочисленными замерами температур в простаивающих скважинах отмечено, что с глубиной температура возрастает и это возрастание может быть охарактеризовано геотермической ступенью и геотермическим градиентом.

С увеличением глубины залегания продуктивных пластов повышается и температура. Изменение температуры на единицу глубины наз. геотермическим градиентом. Его величина колеблется в пределах 2,5 - 4,0%/100 м.

Геотермический градиент - это приращение температуры на единицу длины (глубины).

grad t= t 2 -t 1 / H 2 -H 1 [ 0 С/м]

Геотермическая ступень [G] - это расстояние на которое нужно углубиться, чтобы температура повысилась на 10С.

G = H 2 -H 1 / t 2 -t 1 [м/ 0 С]

Рис. 15. Изменение температуры с глубиной

Эти параметры определяются по замерам температур в простаивающих скважинах.

Замеры температуры с глубиной осуществляются либо электротермометром по всему стволу скважины, либо максимальным термометром - для научных целей.

Максимальный термометр показывает максимальную температуру на глубине, на которую он спущен. Электротермометром регистрируется непрерывная запись температуры по стволу скважины при подъеме прибора.

Для получения истинной температуры пород скважина должна находится в покое долгое время, не менее 25-30 суток, чтобы в ней установился естественный тепловой режим, нарушенный бурением. По результатам замеров температур строятся термограммы - кривые зависимости температур от глубины. Используя данные термограмм можно определить геотермический градиент и ступень.

В среднем по Земному шару геотермический градиент имеет величину 2,5-3,0 0С/100м.

Пластовое давление в недрах нефтяных и газовых месторождений

Каждый подземный резервуар заполнен нефтью, водой или газом и обладает энергией пластовой водонапорной системы.

Пластовая энергия - это потенциальная энергия пластового флюида в поле силы тяжести Земли. После того как будет пробурена скважина, происходит нарушение равновесия в природной водонапорной системе: потенциальная энергия переходит в кинетическую и расходуется на перемещение флюидов в пласте к забоям эксплуатационных скважин и подъем их на поверхность.

Мерой пластовой энергии является пластовое давление - это давление жидкости или газа, находящихся в пластах - коллекторах в условиях естественного залегания.

На нефтяных и газовых месторождениях пластовое давление (Pпл) с глубиной увеличивается на каждые 100м глубины на 0,8 - 1,2 МПа, т.е. примерно на 1,0 МПа/100м.

Давление, которое уравновешивается столбом минерализованной воды с плотностью ρ= 1,05 - 1,25 г/см3 (103 кг/м3) называется нормальным гидростатическим давлением. Рассчитывается оно так:

Рн.г.= H ρ в / 100 [МПа]

Н- глубина, м.

ρ в - плотность воды, г/см 3 , кг/м 3 .

Если ρв принимаем равным 1,0, то такое давление называется условным гидростатическим

Условное гидростатическое давление - это такое давление, которое создается столбом пресной воды плотностью 1,0 г/см3 высотой от устья скважины до забоя.

Р у.г. = Н / 100 [МПа]

Давление, которое уравновешивается промывочной жидкостью с плотностью ρж=1,3 г/см3 и более, высотой от устья до забоя скважины называется сверхгидростатическим (СГПД) или анамально-высоким пластовым давлением (АВПД). Это давление на 30 и более % превышает условное гидростатическое давление и на 20-25% - нормальное гидростатическое.

Отношение АВПД к нормальному гидростатическому называется коэффициентом аномальности пластового давления.

К а =(Р АВПД /Р н.г .) >1,3

Давление ниже гидростатического - это аномально низкое пластовое давление (АНПД) - это давление, которое уравновешивается столбом промывочной жидкости с плотностью менее 0,8 г/см3. Если Ка< 0,8 - это АНПД.

Одной из важнейших характеристик пласта является горное давление - это такое давление, которое является следствием суммарного влияния на пласт геостатического и геотектонического давлений.

Геостатическое давление - это давление, которое оказывает на пласт масса вышележащей толщи пород.

Р г.е. = Hρ п /100 [МПа]

Где, ρп= 2,3 г/см3 - средняя плотность горных пород.

Геотектоническое давление (давление напряжения) - это давление, которое формируется, образуется в пластах в результате непрерывно - прерывистых тектонических движений.

Горное давление передается самими породами, а внутри пород - их скелетом (зернами, слагающими пласт). В естественных условиях горному давлению противодействует пластовое давление. Разница между геостатическим и пластовым давлением называется уплотняющее давление.

Р упл =Р г.е - Р пл

В промысловой практике под пластовым давление понимается давление в некоторой точке пласта, не подверженной влиянию воронок депрессии соседних скважин (см.рис. 16) Депрессия на пласт Δ P рассчитывается по следующей формуле:

Δ P= P пл - P заб ,

где, Pпл- пластовоедавление

Pзаб -давление на забое действующей скважины.

Рис. 16 Распределение пластового давления при работающих скважинах

Начальное пластовое давление P 0 - это давление, замеренное в первой скважине, вскрывшей пласт, до отбора из пласта сколько-нибудь заметного количества жидкости или газа.

Текущее пластовое давление - это давление, замеренное на определенную дату в скважине, в которой установилось относительное статистическое равновесие.

Для исключения влияния геологической структуры (глубины замера) на величину пластового давления, давление, замеренное в скважине, пересчитывают на середину этажа нефте- или газоносности, на среднюю точку объема залежи или на плоскость, совпадающую с ВНК.

В процессе разработки нефтяных или газовых залежей давление непрерывно меняется, при контроле за разработкой давление периодически замеряют в каждой скважине.

Для изучения характера изменения давления в пределах площади залежи, строят карты давлений. Линии равных давлений называются изобарами, а карты - карты изобар.

Рис. 17. График изменения давлений во времени по скважинам

Систематический контроль за изменением пластового давления позволяет судить о процессах происходящих в пласте и регулировать разработку месторождения в целом.

Пластовое давление определяется с помощью скважинных манометров, спускаемых в скважину на проволоке.

Жидкости и газ в пласте находятся под давлением, которое называется пластовым. От величины пластового давления P пл - зависит запас пластовой энергии и свойства жидкостей и газов в пластовых условиях. P пл определяет запасы газовой залежи, дебиты скважины и условия эксплуатации залежей.

Опыт показывает, что P 0 (начальное пластовое давление) измеренное в первой пробуренной скважине, зависит от глубины залежи и может быть приближенно определено по ф-ле:

P = Hρg[МПа]

H- глубина залежи, м

ρ- плотность жидкости, кг/м3

g- ускорение свободного падения

Если скважина фонтанирует (переливает), Pпл определяется по формуле:

Pпл =Hρg+P (давление на устье)

Если в скважине уровень жидкости не доходит до устья

Pпл=H1ρg

H1- высота столба жидкости в скв, м.

Рис. 18. Определение приведенного пластового давления

В газовой залежи или газовой части нефтяного пласта пластовое давление практически одинаково по всему объему.

В нефтяных залежах пластовое давление в различных частях различно: на крыльях - максимальное, в своде -минимальное. Поэтому анализ изменения пластового давления во время эксплуатации залежи затрудняется. Удобнее относить величины пластового давления к одной плоскости, например к плоскости водо-нефтяного контакта (ВНК). Давление отнесенное к этой плоскости, называется приведенным (см.рис.18) и определяется по формулам:

P 1пр= P 1 + х 1 ρg

P 2пр= P 2 - х 2 ρg

Физические свойства нефти, газа и воды

Газы газовых месторождений называются природными газами, а газы, добываемые вместе с нефтью - нефтяными или попутными.

Природные и нефтяные газы состоят, в основном, из предельных углеводородов ряда СnН2n+2: метана, этана, пропана, бутана. Начиная с пентана (C5H12)и выше - это жидкости.

Часто углеводородные газы в своем составе содержат углеводород(CO2, сероводород H2S, азот N, гелий He, аргон, Ar, пары ртути и меркаптаны. Содержание CO2 и H2S достигает иногда десятков процентов, а остальных примесей - доли процентов, например в пластовой смеси АГКМ содержание углекислого газа составляет 12-15 %, а сероводорода 24-30 %.

Молекулярная масса (M) - углеводородных газов определяется по формуле:

M= ∑M i Y i

M i - молекулярная масса i -го компонента

Y i - доля i -го компонента в смеси по объему.

Плотность- отношение массы вещества к занимаемому объему.

ρ =m/V [кг/м 3 ].

Плотность находится в пределах 0,73-1,0 кг/м3. На практике пользуются относительной плотностью газа - отношение массы данного газа к массе воздуха одинакового объема.

Относительные плотности различных газов приведены ниже:

Воздух - 1,0CH4 - 0,553N2 - 0,9673C8H6 - 1,038CO2 - 1,5291C3H8 - 1,523H2S - 1,1906C4H10 - 2,007

Для перехода от объема в нормальных условиях к объему занимаемым этим же количеством в пластовых условиях служит, объемный коэффициент пластового газа V, - объем, который занял бы 1м 3 газа в пластовых условиях.

V= V 0 Z (TP 0 / T 0 *P)

Где, V 0 - объем газа в нормальных условиях при начальных давлении P 0 , и температуре T 0 .

V - объем газа при текущих давлении P и температуре Т.- коэффициент сверх сжимаемости газа.

Объемный коэффициент пластового газаV находится в пределах0.01-0.0075

Вязкость газа - свойство газа сопротивляться перемещению одних частиц относительно других. В системе СИ динамическая вязкость измеряется в мПа*с (мили-паскаль в секунду), например, динамическая вязкость воды при t0 200C составляет µ=1 мПа*с. Вязкость газа газовых месторождений колеблется в пределах:0,0131- 0,0172 мПа*с.

Вязкость пластовой смеси АГКМ составляет 0,05 - 0,09 мПа*с.

Растворимость газов в нефти

Объем однокомпонентного газа, растворяющегося в единице объема жидкости прямо пропорционален давлению

V г / V ж = αP

Где, Vг - объем растворяющегося газа

Vж - объем жидкости