ФЕДЕРАЛЬНА БЮДЖЕТНА ДЕРЖАВНА ОСВІТАЛЬНА УСТАНОВА ВИЩОЇ ПРОФЕСІЙНОЇ ОСВІТИ

«КУБАНСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОГІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ»

Факультет очного навчання інституту нафти, газута енергетики.

Кафедра Нафтогазового промислу
КОНСПЕКТ ЛЕКЦІЙ
З дисципліни:

« Геологія нафти та газу»

для студентів усіх форм навчання спеціальностей:

130501 Проектування, спорудження та експлуатація нафтогазопроводів та нафтогазосховищ;

130503 Розробка та експлуатація

130504 Буріння нафтових та газових свердловин.

бакалаврів за напрямом 131000 «Нафтогазова справа»

Укладач: старший викладач

Шостак О.В.

КРАСНОДАР 2012

лекція 3- ОСОБЛИВОСТІ НАКОПЛЕННЯ І ПЕРЕТВОРЕННЯ ОРГАНІЧНИХ СПОЛУКІВ ПРИ ЛІТОГЕНЕЗІ………………………………….19
лекція 4 - СКЛАД І ФІЗИКО-ХІМІЧНІ ВЛАСТИВОСТІ НАФТИ І ГАЗУ….2 5
лекція 5 - ХАРАКТЕР ЗМІНИ СКЛАДУ І ФІЗИКО-ХІМІЧНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ НАФТИ І ГАЗУ В ЗАЛЕЖНОСТІ ВІД ВПЛИВУ РІЗНИХ ПРИРОДНИХ ФАКТОРІВ…………………………………………………………… 4 5
лекція 6 - ПРОБЛЕМИ ПОХОДЖЕННЯ НАФТИ І ГАЗУ……………………….56
лекція 7 - МІГРАЦІЯ ВУГЛЕВОДОРОДІВ………………………………………………62
лекція 8 - ФОРМУВАННЯ ЗАЛЕЖІВ…………………………………………………75
лекція 9 - ЗОНАЛЬНІСТЬ ПРОЦЕСІВ НАФТОУТВОРЕННЯ………………….81

ЛЕКЦІЯ 10- ЗАКОНОМІРНОСТІ ПРОСТОРОВОГО РОЗМІЩЕННЯ СКОПЛЕННЯ НАФТИ І ГАЗУ У ЗЕМНІЙ КОРИ…………………………………………101

ЛЕКЦІЯ 11 - МІСТОРОДЖЕННЯ НАФТИ І ГАЗУ ТА ЇХ ОСНОВНІ КЛАСИФІКАЦІЙНІ ОЗНАКИ…………………………………………………….108

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ……………………………………………………………………….112

лекція 1
ВСТУП

Серед найважливіших видів промислової продукції одне з основних місць займають нафту, газ та продукти їхньої переробки.

На початок XVIII в. нафту, переважно, видобували з копанок, які обсаджували тином. У міру накопичення нафту вичерпували та у шкіряних мішках вивозили споживачам.

Колодязі кріпилися дерев'яним зрубом, остаточний діаметр обсадженої колодязя становив зазвичай від 0,6 до 0,9 м з деяким збільшенням донизу для поліпшення припливу нафти до його забійної частини.

Підйом нафти з колодязя проводився за допомогою ручної брами (пізніше кінного приводу) і мотузки, до якої прив'язувався бурдюк (відро зі шкіри).

До 70-х років ХІХ ст. Переважна більшість нафти у Росії у світі видобувається з нафтових свердловин. Так було в 1878 р. у Баку їх налічується 301, дебіт яких у багато разів перевищує дебіт з колодязів. Нафту зі свердловин видобували жолонкою - металевою судиною (труба) заввишки до 6 м, у дно якої вмонтований зворотний клапан, що відкривається при зануренні жолонки в рідину і закривається під час її руху вгору. Підйом желонки (тартання) вівся вручну, потім на кінній тязі (початок 70-х років XIX ст.) та за допомогою парової машини (80-ті роки).

Перші глибинні насоси були застосовані в Баку в 1876, а перший глибинний штанговий насос - в Грозному в 1895. Однак тартальний спосіб тривалий час залишався головним. Наприклад, 1913 р. у Росії 95% нафти видобуто желонуванням.

Метою вивчення дисципліни «Геологія нафти та газу є» створення бази понять та визначень, що утворюють фундаментальну науку - основами знань про властивості та склад вуглеводнів, їх класифікацію, про походження вуглеводнів, про процеси формування та закономірності розміщення родовищ нафти та газу.

Геологія нафти та газу– галузь геології, що вивчає умови освіти, розміщення та міграції нафти та газу в літосфері. Становлення Геології нафти та газу як науки відбулося на початку ХХ століття. Її основоположником є ​​Губкін Іван Михайлович.

1.1. Коротка історія розвитку нафтогазовидобутку
Сучасним методам видобутку нафти передували примітивні методи:

• 
  збирання нафти з поверхні водойм;
• 
  обробка пісковика або вапняку, просоченого нафтою;
• 
  вилучення нафти з ям та колодязів.

Збір нафти з поверхні відкритих водойм це, мабуть, один із найстаріших способів її видобутку. Він застосовувався в Мідії, Ассиро-Вавілонії та Сирії до нашої ери, в Сицилії в 1-му столітті нашої ери та ін У Росії видобуток нафти шляхом її збирання з поверхні річки Ухти в 1745р. організував Ф.С. Прядунів. У 1868 р. у Кокандському ханстві нафту збирали в канавах, влаштовуючи запруду з дощок. Американські індіанці, коли виявляли нафту на поверхні озер і струмків, клали на воду ковдру, що вбирає нафту, а потім віджимали її в посудину.

Обробка пісковика або вапняку, просоченого нафтою, з метою її вилучення вперше описані італійським ученим Ф. Аріосто в ХV ст: недалеко від Модени в Італії нафтовмісні грунти подрібнювалися і підігрівалися в котлах; потім їх поміщали в мішки та віджимали за допомогою преса. У 1819 р. у Франції нафтовмісні пласти вапняку та пісковику розроблялися шахтним способом. Добуту породу поміщали у чан, заповнений гарячою водою. При перемішуванні на поверхню води виринала нафта, яку збирали черпаком. У 1833-1845 р.р. на березі Азовського моря видобували пісок, просочений нафтою. Потім його поміщали в ями з похилим дном і поливали водою. Вимиту з піску нафту збирали з поверхні води пучками трави.

Видобуток нафти з ям та колодязівтакож відома з давніх-давен. У Кісії - давній області між Ассирією та Мідією у V ст. до н.е. нафту видобували за допомогою шкіряних відер бурдюків.

В Україні перші згадки про видобуток нафти відносяться до початку ХV ст. Для цього рили ями-копанки глибиною 1,5-2 м, куди просочувалася нафта разом із водою. Потім суміш збирали бочки, закриті знизу пробками. Коли легша нафта виринала, пробки виймали і воду зливали. До 1840 р. глибина ям-копанок досягла 6м, а пізніше нафту почали витягувати з колодязів глибиною близько 30 м-коду.

На Керченському і Таманському півостровах видобуток нафти з давніх-давен вироблялася за допомогою жердини, до якої прив'язували повсть або пучок, зроблений з волосся кінського хвоста. Їх спускали в колодязь, а потім вичавлювали нафту в підготовлений посуд.

На Апшеронському півострові видобуток нафти з колодязів відомий з 13 ст. н.е. При їх будівництві спочатку відривалася яма на зразок зверненого конуса до самого нафтового пласта. Потім з обох боків ями робилися уступи: при середній глибині занурення конуса 9,5 м не менше семи. Середня кількість землі, вийнятої під час копання такого колодязя, становила близько 3100 м 3 далі стінки колодязів від самого дна до поверхні кріпили дерев'яним зрубом або дошками, У нижніх вінцях робили отвори для притоку нафти. Її черпали з колодязів бурдюками, які здіймалися ручним коміром або за допомогою коня.

У своєму звіті про поїздку на Апшеронський півострів в 1735 р. доктор І. Лерхе писав: «... У Балахани було 52 нафтові джерела глибиною в 20 сажнів (1 сажень - 2,1 м), з яких деякі сильно б'ють, і щорічно доставляють 500 батманів нафти...» (1 батман 8,5 кг). За даними академіка С.Г. Амеліна (1771) глибина нафтових колодязів в Балаханах досягала 40-50 м, а діаметр або сторона квадрата перерізу колодязя 0,7-1 м.

У 1803 р. бакинський купець Касимбек спорудив два нафтові колодязі в морі на відстані 18 і 30 м від берега Бібі-Ейбата. Криниці були захищені від води коробом із щільно збитих дощок. Нафта видобувалася з них багато років. У 1825 р. під час шторму колодязі були розбиті та затоплені водами Каспію.

За колодязного способу техніка видобутку нафти не змінювалася протягом століть. Але вже у 1835 р. чиновник гірського відомства Фаллендорф на Тамані вперше застосував насос для відкачування нафти через опущену дерев'яну трубу. Ряд технічних удосконалень пов'язані з ім'ям гірничого інженера Н.І. Воскобійникова. Щоб зменшити обсяг земляних робіт, він запропонував споруджувати нафтові колодязі у вигляді шахтного стовбура, а в 1836-1837 роках. здійснив у Баку та Балаханах перебудову всієї системи зберігання та відпустки нафти. Але однією з головних справ його життя стало буріння першої у світі нафтової свердловини в 1848 р.

Тривалий час до видобутку нафти у вигляді буріння свердловин нашій країні ставилися з упередженням. Вважалося, що якщо переріз свердловини менше, ніж у нафтового колодязя, то й приплив нафти до свердловин значно менше. При цьому не враховувалося, що глибина свердловин значно більша, а трудомісткість їхньої споруди менша.

При експлуатації свердловин нафтопромисловці прагнули перевести в режим фонтанування, т.к. це був найлегший шлях видобутку. Перший потужний нафтовий фонтан у Балаханах вдарив у 1873 р. на ділянці Халафі. У 1887 р. 42 % нафти Баку було видобуто фонтанним способом.

Форсований відбір нафти з свердловин приводив до швидкого виснаження прилеглих до їх стовбура нафтоносних шарів, а решта (велика) її частина залишалася в надрах. Крім того, через відсутність достатньої кількості сховищ значні втрати нафти мали місце вже на землі. Так було в 1887 р. фонтанами було викинуто 1088 тис. т нафти, а зібрано лише 608 тис. т. На площах навколо фонтанів утворювалися великі нафтові озера, де в результаті випаровування губилися найцінніші фракції. Нафта, що сама вивітрилася, ставала малопридатною для переробки, і її випалювали. Застійні нафтові озера горіли багато днів поспіль.

Видобуток нафти зі свердловин, тиск у яких було недостатнім для фонтанування, вироблялася за допомогою циліндричних відер довжиною до 6 м. У їх дні був влаштований клапан, що відкривається при русі відра вниз і закривається під вагою рідини, що видобувається при тиску відра вгору. Спосіб видобутку нафти у вигляді желонок називався торканням,в 1913 р. з його допомогою добували 95% усієї нафти.

Проте інженерна думка не стояла на місці. У 70-х роках 19 ст. В.Г. Шухов запропонував компресорний спосіб видобутку нафтиза допомогою подачі в свердловину стиснутого повітря(Ерліфт). Випробувана ця технологія була в Баку лише 1897 р. інший спосіб видобутку нафти газліфт запропонував М.М. Тихвінський 1914 р.

Виходи газу з природних джерел використовувалися людиною з незапам'ятних часів. Пізніше знайшов застосування природний газ, що отримується з колодязів та свердловин. У 1902 р. у Сураханах поблизу Баку була пробурена перша свердловина, що дала промисловий газ із глибини 207 м.

У розвитку нафтової промисловостіможна виділити п'ять основних етапів:

І етап (до 1917 р.) – дореволюційний період;

ІІ етап (з 1917 до 1941 рр.) період до Великої Вітчизняної війни;

ІІІ етап (з 1941 по 1945 рр.) – період Великої Вітчизняної війни;

IV етап (з 1945 до 1991 рр.) – період до розпаду СРСР;

V етап (з 1991 р.) – сучасний період.

Дореволюційний період. На території Росії нафта відома з давніх-давен. Ще XVI в. Російські купці торгували Бакинською нафтою. За Бориса Годунова (XVI ст.) до Москви було доставлено першу нафту, видобуту річці Ухті. Оскільки слово «нафта» увійшло російську мову лише наприкінці XVIII в., називали її тоді «густа вода палаюча».

У 1813 р. до Росії було приєднано Бакинське і Дербентське ханства зі своїми найбагатшими нафтовими ресурсами. Ця подія вплинула на розвиток нафтової промисловості Росії в наступні 150 років.

Іншим великим райономнафтовидобування в дореволюційної Росіїбула Туркменія. Встановлено, що в районі Небіт-Дага чорне золото добувалося вже близько 800 років тому. 1765 р. на о. Челекен налічувалося 20 нафтових колодязів із сумарним річним видобуванням близько 64 т на рік. За свідченням російського дослідника Каспійського моря М. Муравйова, 1821 р. туркмени на човнах відправили до Персії близько 640 т нафти. 1835 р. її вивезли з о. Челекен більше, ніж із Баку, хоча саме Апшеронський півострів був об'єктом підвищеної уваги нафтопромисловців.

Початком розвитку нафтової промисловості, у Росії є 1848 рік,

У 1957 р. частку Російської Федерації припадало понад 70 % нафти, що добувається, а Татарія вийшла на перше місце в країні з видобутку нафти.

Головною подією цього періоду стало відкриття та початок розробки найбагатших нафтових родовищ у Західному Сибіру. Ще 1932 р. академік І.М. Губкін висловив думку необхідність початку систематичних пошуків нафти на східному схилі Уралу. Спочатку було зібрано інформацію про спостереження природних нафтових виходів (річки Великий Юган, Біла та інших.). У 1935р. тут почали працювати геологорозвідувальні партії, що підтвердили наявність виходів нафтоподібних речовин. Однак "великої нафти" не було. Розвідувальні роботи тривали до 1943 р., а потім були відновлені в 1948 р. Лише в 1960 р. було відкрито Шаїмське нафтове родовище, а за ним Мегіонське, Усть-Балицьке, Сургутське, Самотлорське, Варьєганське, Лянторське, Лянторське. Початком промислового видобутку нафти у Західному Сибіру вважається 1965 р., коли його було видобуто близько 1 млн. т. Вже 1970 р. видобуток нафти тут становила 28 млн. т, а 1981 р. 329,2млн.т. Західний Сибір став основним нафтовидобувним районом країни, а СРСР вийшов на перше місце у світі з видобутку нафти.

У 1961 р. були отримані перші фонтани нафти на родовищах Узень та Жетибай у Західному Казахстані (півострів Мангишлак). Промислова їх технологія почалася в 1965 р. Тільки за цими двома родовищами видобуті запаси нафти становили кілька сотень мільйонів тонн. Проблема в тому, що мангишлакские нафти високопарафіністі і мали температуру застигання +30...33 °З. Проте у 1970 р. видобуток нафти на півострові було доведено до кількох мільйонів тонн.

Планомірне зростання видобутку нафти країни тривало до 1984 р. У 1984-85 гг. сталося падіння нафтовидобутку. У 1986-87 р.р. вона знову росла, досягнувши максимуму. Проте, починаючи з 1989 р., видобуток нафти почав падати.

Сучасний період Після розпаду СРСР падіння видобутку нафти у Росії продовжилося. У 1992 р. вона становила 399 млн. т, 1993 р. 354 млн. т, 1994 р. 317 млн. т, 1995 р. 307 млн. т.

Продовження падіння видобутку нафти пов'язане з тим, що не усунено впливу низки об'єктивних та суб'єктивних негативних факторів.

По-перше, погіршилася сировинна база галузі. Ступінь залучення до розробки та виробленості родовищ по регіонах дуже високі. На Північному Кавказі до розробки залучено 91,0 % розвіданих запасів нафти, а виробленість родовищ становить 81,5 %. У Урало-Поволжі ці цифри становлю відповідно 88,0 % і 69,1 %, Республіці Комі 69,0 % і 48,6 %, у Західному Сибіру 76,8 % і 33,6 %.

По-друге, зменшився приріст запасів нафти за рахунок знову відкритих родовищ. Через різке зниження фінансування геологорозвідувальні організації скоротили обсяг геофізичних робіт та пошуково-розвідувального буріння. Це спричинило зниження кількості знову відкритих родовищ. Так, якщо у 1986-90 роках. запаси нафти у новостворених родовищах становили 10,8 млн. т, то в 1991-95 рр. н. лише 3,8 млн. т.

По-третє, велика обводненість нафти, що видобувається. Це означає, що з тих самих витратах і обсягах видобутку пластової рідини самої нафти видобувається дедалі менше.

По-четверте, позначаються витрати перебудови. У результаті ламання старого господарського механізму жорстке централізоване управління галуззю було ліквідовано, а нове - ще тільки створюється. Виниклий дисбаланс цін на нафту, з одного боку, і на обладнання та матеріали, з іншого, утруднив технічне оснащенняпромислів. Адже це необхідно саме зараз, коли більшість обладнання відпрацювало свій термін, а багато родовищ вимагають переходу з фонтанного способу видобутку на насосний.

Нарешті, даються взнаки численні прорахунки, допущені в минулі роки.Так було в 70-ті роки вважалося, що запаси нафти нашій країні невичерпні. Відповідно до цього ставка робилася не так на розвиток своїх видів промислового виробництва, але в купівлю готових промислових товарів там на валюту, одержувану від продажу нафти. Великі кошти пішли підтримки видимості благополуччя у радянському суспільстві. Нафтова ж промисловість фінансувалася як мінімум.

На сахалінському шельфі ще в 70-80-х роках. було відкрито великі родовища, які досі не введено в експлуатацію. Тим часом, їм гарантований величезний ринок збуту в країнах Азіатсько-Тихоокеанського регіону.

Які ж подальші перспективи розвитку вітчизняної нафтової промисловості?

Однозначної оцінки запасів нафти у Росії немає. Різні експерти називають цифри обсягу запасів від 7 до 27 млрд. т, що становить від 5 до 20 % світових. Розподіл запасів нафти територією Росії таке: Західний Сибір 72,2 %; Урало-Поволжя 15,2%; Тімано-Печорська провінція 7,2%; Республіка Саха (Якутія), Красноярський край, Іркутська область, шельф Охотського моря близько 3,5%.

У 1992 р. почалася структурна перебудова нафтової промисловості Росії: за прикладом західних країнстали створювати вертикально інтегровані нафтові компанії, що контролюють видобуток і переробку нафти, а також розподіл одержуваних із неї нафтопродуктів.
1.2. Цілі та завдання нафтогазопромислової геології
Протягом тривалого часу природні виходи нафти та газу повністю задовольняли потреби людства. Проте розвиток господарської діяльностілюдини вимагало дедалі більше джерел енергії. Прагнучи збільшити кількість нафти, що споживається, люди стали рити колодязі в місцях поверхневих нафтопроявів, а за тим бурити свердловини. Спочатку їх закладали там, де нафту виходила поверхню землі. Але кількість таких місць обмежена. Наприкінці минулого століття було розроблено новий перспективний спосіб пошуку. Буріння стали вести на прямій, що з'єднує дві свердловини, що вже дають нафту.

У нових районах пошук родовищ нафти і газу вівся практично наосліп, сахаючи з боку в бік. Цікаві спогади про закладання свердловини залишив англійський геолог К. Крег.

Для вибору місця з'їхалися завідувачі бурінням і керуючі промислами та спільно визначили ту площу, в межах якої має бути закладена свердловина. Однак із звичайною в таких випадках обережністю ніхто не наважувався вказати ту точку, де слід було починати буріння. Тоді один із присутніх, який вирізнявся великою сміливістю, сказав, вказуючи на ворону, що кружляла над ними: «Пане, якщо вам все одно, давайте почнемо бурити там, де сяде ворона...». Пропозиція була прийнята. Свердловина виявилася надзвичайно вдалою. Але якби ворона пролетіла на сотню ярдів далі на схід, то зустріти нафту не було б жодної надії... Зрозуміло, що так не могло довго продовжуватися, адже буріння кожної свердловини коштує сотні тисяч доларів. Тому гостро постало питання про те, де бурити свердловини, щоб безпомилково знаходити нафту та газ.

Це вимагало пояснити походження нафти і газу, дало потужний поштовх розвитку геології - науки про склад, будову Землі, а також методи пошуку та розвідки нафтових і газових родовищ.

Нафтогазопромислова геологія - галузь геології, що займається детальним вивченням родовищ і покладів нафти і газу в початковому (природному) стані та в процесі розробки для визначення їх народногосподарського значення та раціонального використаннянадр. З цього визначення видно, що нафтогазопромислова геологія підходить до вивчення родовищ та покладів вуглеводнів (УВ) з двох точок зору.

По перше, поклади УВ слід розглядати у статичному стані як природні геологічні об'єкти для проектування розробки на основі підрахунку запасів та оцінки продуктивності свердловин та пластів /природні геологічні умови/.

По-друге, поклади УВ слід розглядати в динамічному стані, тому що в них при введенні в експлуатацію починаються процеси руху нафти, газу та води до вибоїв видобувних та від вибоїв нагнітальних свердловин. При цьому очевидно, що особливості динаміки об'єкта характеризуються не тільки природними геологічними властивостями покладу (тобто властивостями в статичному стані), а й характеристиками технічної системи (тобто системи розробки). Іншими словами, поклад нафти або газу, введений у розробку, є нерозривним цілим , що складається вже з двох компонентів: геологічної (сама поклад) і технічної (тех. система, запроектована для експлуатації покладу). Це ціле назвемо геолого-технічним комплексом (ГТК).

Особливість нафтогазопромислової геології, що полягає в тому, що вона широко використовує теоретичні уявлення та фактичні дані, одержувані методами інших наук, і в своїх висновках та узагальненнях дуже часто спирається на закономірності, встановлені в рамках інших наук.

Цілінафтогазопромислової геології укладаютьсяу геологічному обґрунтуванні найбільш ефективних способів організації видобутку нафти та газу, забезпечення раціонального використання та охорони надр довкілля. Ця основна мета досягається шляхом вивчення внутрішньої структури покладу нафти та газу та закономірностей її зміни у процесі розробки.

Основна мета розбивається на ряд компонентів, що виступають у вигляді приватних цілей нафтогазопромислової геології, до яких належать:

• 
  промислово-геологічне моделювання покладів
• 
  підрахунок запасівнафти, газу та конденсату;
• 
  геологічне обґрунтування системи розробкинафтових та газових родовищ;
• 
  геологічне обґрунтування заходівщодо підвищення ефективності розробки та нафто-, газо- або конденсатовіддачі;
• 
  обґрунтування комплексу спостереженьу процесі розвідки та розробки.

Інший вид компонентів - супутні цілі, які спрямовані на ефективніше досягнення основної мети. До них відносяться:

• 
  охорона надрнафтових та газових родовищ;
• 
  геологічне обслуговування процесу буріннясвердловин;
• 
  вдосконалення власної методології та методичної бази.

Завдання нафтогазопромислової геологіїполягають у рішенні різних питань, пов'язаних: з отриманням інформації про об'єкт досліджень; з пошуками закономірностей, що поєднують спостережені розрізнені факти про будову та функціонування покладу в єдине ціле; та створенням нормативів, яким мають задовольняти, результати спостережень та досліджень; зі створенням методів обробки, узагальнення та аналізу результатів спостережень та досліджень; з оцінкою ефективності цих методів у різних геологічних умовах тощо.

Серед цієї множини можуть бути виділені завдання трьох типів:

1. 
   конкретно-наукові завданнянафтогазопромислової геології, спрямовані на об'єкт пізнання;
2. 
   методичні завдання;
3. 
   методологічні завдання.

Все безліч конкретно-наукових завдань,можна поділити на такі групи.

1. Вивчення складу та властивостей гірських порід, що складають продуктивні відкладення, що містять, так і не містять нафту і газ; вивчення складу та властивостей нафти, газу та води, геологічних та термодинамічних умов їх залягання. Особливу увагумає приділятися питанням мінливості складу, властивостей та умов залягання гірських порід і флюїдів, що їх насичують, а також закономірностям, яким ця мінливість підпорядковується.

2. Завдання виділення(на основі вирішення завдань першої групи) природних геологічних тіл, визначення їх форми, розмірів, положення у просторі тощо. При цьому виділяються шари, пласти, горизонти, зони заміщення колекторів тощо. , Спрямовані на виявлення первинної структури покладу або родовища.

3. Завдання розчленуванняприродних геологічних тіл на умовні з урахуванням вимог та можливостей техніки, технології та економіки нафтогазовидобувної промисловості. Найважливішими тут будуть завдання встановлення кондицій та інших граничних значень природних геологічних тіл (наприклад, для поділу високо-, середньо- та низькопродуктивних порід).

4. Завдання, пов'язані з побудовою класифікації ГТК за багатьма ознаками, і в першу чергу за типами внутрішніх структур покладів та родовищ.

5. Завдання, пов'язані з вивченням характеру, особливостей, закономірностей взаємозв'язку структури та функції ГТК, тобто. впливу будови та властивостей поклади на показники процесу розробки та характеристику структури та параметрів технічної компоненти, а також на показники ефективності функціонування ГТК загалом (стійкість відборів нафти та газу, темпів розробки, собівартість продукції, кінцева нафтовіддача та ін.).

Методичні завданнярозвиток методичного озброєння нефтегазопромысловой геології, тобто. вдосконалення старих та створення нових методів вирішення конкретно-наукових промислово-геологічних завдань.

Необхідність рішення методологічних завданьвиникає у зв'язку з тим, що з епохи до епохи, від періоду до періоду змінювалися норми пізнання, способи організації знання, способи наукової роботи. Нині розвиток науки відбувається надзвичайно швидко. У таких умовах, щоб не відстати від загальних темпів розвитку науки, необхідно мати уявлення про те, на чому ґрунтується наука, як будується та перебудовується наукове знання. Саме отримання відповідей на ці питання і становить суть методології . Методологія є спосіб усвідомлення устрою науки та методів її роботи.Розрізняють методологію загальнонаукову та приватну наукову.

ЛЕКЦІЯ 2
ПРИРОДНІ ГАРЮЧІ КОПАЛЬНІ
Нафта - горюча, масляниста рідина, зі специфічним запахом, що складається з суміші вуглеводнів, що містить не більше 35% асфальтеномолісих речовин і знаходиться в породах колекторах у вільному стані. У нафті міститься 8287 % вуглецю, 1114 % водню (за вагою), кисень, азот, вуглекислий газ, сірка, у невеликих кількостях хлор, йод, фосфор, миш'як тощо.

Виділені з різних нафт УВ відносяться до трьох головних рядів: метанового, нафтенового та ароматичного:

метанові (парафінові) із загальною формулою З n Н 2 n +2 ;

нафтенові - З n Н 2 n;

ароматичні - З n H 2 n -6 .

Переважають вуглеводні метанового ряду (метан СН 4 , етан С 2 Н 6 пропан С 3 Н 8 і бутан С 4 Н 10), що знаходяться при атмосферному тиску і нормальній температуріу газоподібному стані.

Пентан С 5 Н 12 гексан С 6 Н 14 і гептан С 7 Н 16 нестійкі, легко переходять з газоподібного стану в рідкий і назад. Вуглеводні від 8 Н 18 до 17 Н 36 - рідкі речовини.

Вуглеводні, що містять більше 17 атомів вуглецю (З 17 Н 36 -З 37 Н 72) - тверді речовини (парафіни, смоли, асфальтени).
Класифікація нафт
Залежно від вмісту легких, важких і твердих УР і різних домішок нафти поділяються на класи і підкласи. При цьому враховується вміст сірки, смол та парафіну.

За вмістом сіркинафти поділяються на:

• 
  малосірчисті (0 ≤S≤0,5 %);
• 
  середньосірчисті (0,5
• 
  сірчисті (1
• 
  високосірчисті (S>3%).

Асфальтосмолисті речовини. Смоли- В'язкі напіврідкі утворення, що містять кисень, сірку та азот, розчинні в органічних розчинниках. Асфальтени- Тверді речовини, нерозчинні в низькомолекулярних алканах, що містять висококонденсовані УВ структури.

Нафтовий парафін-це суміш твердих УВдвох груп, що різко відрізняються один від одного за властивостями,- парафінівC 17 H 36 -С 35 Н 72 і церезинів С 36 Н 74 - C 55 H 112 . Температура плавлення перших 27-71°С, Других- 65-88°С. При одній температурі плавлення церезини мають більш високу щільність і в'язкість. Зміст парафіну в нафті іноді досягає 13-14% і більше.

Світові одиниці виміру нафти

1 барель залежно від щільності приблизно 0,136 т.

1 т. нафти приблизно 7,3 бареля

1 барель = 158,987 літрів = 0,158 м3

1 куб. приблизно 6,29 барелів

Фізичні властивості нафти
густина(об'ємна маса) -відношення маси речовини до його обсягу. Щільність пластової нафти - маса нафти, витягнута поверхню з надр із збереженням пластових умов, в одиниці обсягу. Одиниця виміру щільності в системі СІ виражається в кг/м3. ρ н =m/V

За щільністю нафти поділяються на 3 групи:

легкі нафти (зі щільністю від 760 до 870 кг/м3)

середні нафти (871970 кг/м 3 )

важкі (понад 970 кг/м 3 ).

Щільність нафти в пластових умовах менша за щільність нафти дегазованої (внаслідок збільшення вмісту газу в нафті та температури).

Вимірюється густина ареометром. Ареометр – прилад визначення щільності рідини по глибині занурення поплавця (трубка з поділами і вантажем внизу). На шкалі ареометра нанесені поділки, що показують щільність нафти, що досліджується.

В'язкість- Властивість рідини або газу чинити опір переміщенню одних її частинок щодо інших.

Коефіцієнт динамічної в'язкості ( ). - Це сила тертя припадає на одиницю площі стикаються шарів рідини при градієнті швидкості рівному 1. / Па · с, 1П (пуаз) = 0,1 Па · с.

Величина, зворотна до динамічної в'язкості називається плинністю.

В'язкість рідини характеризується також коефіцієнтом кінематичної в'язкості , тобто. ставленням динамічної в'язкості до густини рідини. За одиницю у разі прийнято м 2 /с. Стокс (Ст) = см2/с = 10 -4 м2/с.

На практиці іноді користуються поняттям умовної (відносної)в'язкості, що є відношенням часу закінчення певного об'єму рідини до часу закінчення такого ж обсягу дистильованої води при температурі 20 0 С.

В'язкість пластової нафти - властивість нафти, що визначає ступінь її рухливості в пластових умовах і впливає на продуктивність і ефективність розробки покладів.

В'язкість пластової нафти різних покладів змінюється від 0,2 до 2000 мПа і більше. Найбільш поширені значення 0.8-50 мПа.

В'язкість зменшується зі зростанням температури, підвищенням кількості розчинених вуглеводневих газів.

За величиною в'язкості розрізняють нафту

незначною в'язкістю -  н

малов'язкі - 1

з підвищеною в'язкістю-5

високов'язкі н > 25 мПа с.

В'язкість залежить від хімічного та фракційного складу нафти та смолистості (вмісту в ній асфальтеново-смолистих речовин).
Тиск насичення (початок пароутворення) пластової нафти- Тиск, при якому починається виділення з неї перших бульбашок розчиненого газу. Пластова нафта називається насиченою, якщо вона знаходиться при пластовому тиску, що дорівнює тиску насичення недонасиченої - якщо пластовий тиск вищий за тиск насичення. Величина тиску насичення залежить від кількості розчиненого в нафті газу, від його складу та пластової температури.

Тиск насичення визначають за результатами дослідження глибинних проб нафти та експериментальним графікам.

G=Vг/Vп.н.

Газовміст зазвичай виражають в м 3 /м 3 або м 3 /т.
Промисловим газовим фактором Г називається кількість видобутого газу м3, що припадає на 1 м3 (т) дегазованої нафти.Він визначається за даними про видобуток нафти та попутного газу за певний відрізок часу. Розрізняють газові фактори: початковий, який визначається за перший місяць роботи свердловини, поточний – за будь-який відрізок часу та середній за період з початку розробки до будь-якої довільної дати.
Поверхневий натяг -це сила, що діє на одиницю довжини контуру поверхні розділу фаз і прагне скоротити цю поверхню до мінімуму. Воно обумовлено силами тяжіння між молекулами (з СІ Дж/м 2 ; Н/м або дин/см) для нафти 0,03 Дж/м 2 Н/м (30 дин/см); для води 0,07 Дж/м2, Н/м (73 дін/см). Чим більший поверхневий натяг, тим більше проявляється капілярний підйом рідини. Величина поверхневого натягу у води майже в 3 рази більша, ніж у нафти, що визначає різні швидкостіїх рух по капілярах. Ця властивість впливає особливість розробки покладів.

Капілярність– здатність рідини підніматися чи опускатися у трубках малого діаметра під впливом поверхневого натягу.

Р = 2 σ/ r

Р – тиск підняття; σ - поверхневий натяг; r – радіус капіляра .
h= 2 σ/ rρ g

h - висота підняття; ρ – густина рідини; g - прискорення вільного падіння.

Колір нафтиваріює від світло-коричневого до темно-бурого та чорного.

Інша основна властивість нафти - випаровуваність. Нафта втрачає легкі фракції, тому вона має зберігатися у герметичних судинах.

Коефіцієнт стисливості нафти β н– це зміна обсягу пластової нафти за зміни тиску на 0,1 МПа.

Він характеризує пружність нафти та визначається із співвідношення

де V 0 - Початковий обсяг нафти; ΔV-зміна обсягу нафти при зміні тиску на Δр;

Розмірність β н-Па-1.

Коефіцієнт стисливості нафти зростає зі збільшенням вмісту легких фракцій нафти та кількості розчиненого газу, підвищенням температури, зниженням тиску та має значення (6-140) 10 -6 МПа -1 . Більшість пластових нафт його величина (6-18) 10 -6 МПа -1 .

Дегазовані нафти характеризуються порівняно низьким коефіцієнтом стисливості н = (4-7) 10 -10 МПа -1 .

Коефіцієнт теплового розширення  н- Ступінь розширення нафти зміні температури на 1 ° С

н = (1/ Vo) (V/t).

Розмірність  - 1/°С. Для більшості нафт значення коефіцієнта теплового розширення коливаються в межах (1-20) *10 -4 1/°С.

p align="justify"> Коефіцієнт теплового розширення нафти необхідно враховувати при розробці покладу в умовах нестаціонарного термогідродинамічного режиму при впливі на пласт різними холодними або гарячими агентами.
Об'ємний коефіцієнт пластової нафтиb показує, який обсяг займає у пластових умовах 1 м 3 дегазованої нафти:

b н = V пл.н /V дег =  н./ пл.н

Де V пл.н - обсяг нафти у пластових умовах; Vдег-об'єм тієї ж кількості нафти після дегазації при атмосферному тиску та t=20°С;  пл.п -щільність нафти у пластових умовах; -щільність нафти у стандартних умовах.

Використовуючи об'ємний коефіцієнт, можна визначити "усадку" нафти, тобто встановити зменшення об'єму пластової нафти при вилученні її на поверхню. Усадка нафти U

U=(bн-1)/bн*100

При підрахунку запасів нафти об'ємним шляхом зміна обсягу пластової нафти під час переходу від пластових умов до поверхневим враховують з допомогою про перерахункового коефіцієнта.

Перерахунковий коефіцієнт- Величина зворотна об'ємному коефіцієнту пластової нафти. =1/b=Vдег/Vп.н.=п.н./н

Нафта та природний газ. Нафта, її елементний склад. коротка характеристика фізичних властивостейнафти. Вуглеводневий газ. Компонентний склад та коротка характеристика фізичних властивостей газу. Поняття про конденсат

Умови залягання нафти, природного газу та пластової води у земній корі. Породи-колектори. Літологічні типи порід-колекторів. Порові простори у гірських породах, їх види, форма, розміри. Колекторські властивості гірських порід. Пористість, тріщинуватість. Проникність. Карбонатність. глинистість. Методи вивчення колекторських властивостей. Нафтогазозанасиченість порід-колекторів. Породи-покришки.

Поняття про природні резервуари та пастки. Поняття про поклади та родовища нафти та газу. Водонафтові, газонафтові контакти. Контури нафтогазоносності. Класифікація покладів та родовищ

Походження нафти та газу. Міграція та акумуляція вуглеводнів. Руйнування покладів.

Пластові води нафтових та газових родовищ, їхня промислова класифікація. Загальні відомості про тиск та температуру в нафтових та газових пластах. Аномально високі та аномально низькі пластові тиски. Карти ізобарів, їх призначення.

Поняття про нафтогазоносні провінції, області та райони, зони нафтогазононакопичення. Основні нафтогазоносні провінції та області Росії. Найбільші та унікальні нафтові та нафтогазові родовища Росії

Методичні вказівки

При бурінні нафтових і газових свердловин і розробці нафтових і газових родовищ основними є знання з нафтової геології, а саме, необхідно знати склад і фізичні властивості нафти і газу, умови їх залягання в земній корі. Завжди залишається актуальним питання походження нафти. Сьогодні вчені намагаються вийти за межі загальновизнаної органічної теорії походження, щоб робити відкриття нових родовищ. Однак для початку, вивчіть сутність органічної та неорганічної теорій походження нафти та газу та докази на користь кожної з них.

Порода-колектор це порода, здатна містити в собі нафту і газ і віддавати їх при перепаді тиску. Породами - колекторами можуть бути піски та пісковики, алеврити та алевроліти (теригенні), вапняки та доломіти (карбонатні).

Газ, нафту, води у межах пастки розподіляються під впливом гравітаційних сил залежно від своїх щільності. Газ, як найлегший флюїд, знаходиться у верхній частині пастки, під ним залягає нафта, під нафтою - вода. ВНК – водонафтовий контакт, ГНК – газонафтовий контакт, ГВК – газоводяний контакт. Замалюйте газонафтовий поклад та підпишіть ГНК та ВНК. Розгляньте та замалюйте різні типи пасток та покладів.

Вивчіть принципи районування нафтогазоносних територій. Основним є тектонічний принцип. Більшість нафтогазоносних провінцій Росії перебуває у межах платформних територій. З ними пов'язані провінції переважного палеозойського та мезозойського нафтогазононакопичення. На території Росії та суміжних держав розташовані дві стародавні платформи – Російська та Сибірська. На Російській платформі виділяють Волго-Уральську, Тімано-Печорську, Прикаспійську, Прибалтійську нафтогазоносні провінції. На Сибірській платформі виділяють Лено-Тунгуську, Лено-Вілюйську, Єнісейсько-Анабарську нафтогазоносні провінції. Вище перераховані провінції стародавніх платформ, а молодим платформ приурочені Західно-Сибірська і Північно-Кавказька нафтогазоносні провінції. Провінції складчастих територій приурочені до міжгірських западин, прогинів переважно альпійської складчастості (Далекосхідна). Провінції перехідних територій відповідають передгірським прогинам – Предкавказька Предуральська, Передвехоянська нафтогазоносні провінції. У межах провінцій виділяють нафтогазоносні області, усередині областей – нафтогазоносні райони, усередині районів – зони нафтогазононакопичення, що складаються з родовищ.

Література1, стор.126-203

Запитання для самоконтролю

1. Що таке нафту, які хімічні елементи входять до її складу?

2. Класифікація нафти за товарними якостями.

3. Що таке щільність, в'язкість нафти і чому вона дорівнює? Одиниці виміру. Від яких чинників залежить густина нафти? Де щільність нафти більша: у пластових чи поверхневих умовах? Поясніть чому?

4. Які оптичні властивості, теплові та електричні нафти ви знаєте?

5. Чому рівні об'ємний та перерахунковий коефіцієнти, усадка нафти? Чому необхідне їх застосування у практиці. Що таке тиск насичення, газовий фактор та газозміст?

6. Який хімічний склад мають природні вуглеводневі гази? Розкажіть про щільність та в'язкість природних вуглеводневих газів.

7. Що розуміють під «сухим» та «жирним» вуглеводневим газом?

8. Розкажіть про стисливість та розчинність природних вуглеводних газів.

9. Що являє собою конденсат? Який його склад та щільність? Що є газогідратами?

10. Який хімічний склад та властивості мають пластові води нафтових та газових родовищ?

11. Що таке мінералізація та як вона змінюється з глибиною?

12. Від чого залежить щільність та в'язкість пластових вод? Від чого залежить стисливість пластових вод? Які електричні властивості пластових вод і чого вони залежать?

13. Назвіть типи вод класифікації Суліна, які їх супроводжують нафти?

14. Які гірські породи називають колекторами? Назвіть літологічні типи порід-колекторів.

15. Які види пустотного простору бувають? Охарактеризуйте їх.

16. Що розуміємо під пористістю порід-колекторів? Наведіть коефіцієнти загальної та відкритої пористості.

17. Що таке проникність? Назвіть розмірність проникності. Закон Дарсі.

18. Що розуміється під нафтонасиченістю (газонасиченістю)?

19. Що називається породами-покришками? Які породи ними можуть бути?

20. Природні резервуари та пастки нафти та газу. Поклади нафти та газу. Наведіть поняття.

21. Що називається природними резервуарами? Намалюйте їх типи.

22. Що називається пасткою нафти та газу? Наведіть малюнки пасток різного типу.

23. Що таке поклад нафти та газу, родовище нафти та газу? Намалюйте

газонафтову поклад, нафтову поклад, газову поклад?

24. Як у пастці розподіляються газ, нафта, вода? Від якого фактора залежить

Походження нафти

У розвитку поглядів на походження нафти виділяють 4 етапи:

1) донауковий період;

2) період наукових припущень;

3) період формування наукових гіпотез;

4) сучасний період.

Яскравим донауковим уявленням є погляди польського натураліста XVIII ст. каноніка К.Клюка. Він вважав, що нафта утворилася в раю, і є залишком благодатного ґрунту, на якому цвіли райські сади.

Прикладом поглядів періоду наукових припущень є висловлена ​​М.В.Ломоносовым думка у тому, що утворилася з кам'яного вугілля під впливом високих температур.

З початком розвитку нафтової промисловості питання про походження нафти набуло важливого прикладного значення. Це дало сильний поштовх до появи різних наукових гіпотез.

Серед численних гіпотез походження нафти найважливішими є: органічна та неорганічна.

Вперше гіпотезу органічного походженнявисловив 1759 року великий російський учений М.В. Ломоносів. Надалі гіпотеза була розвинена академіком І.М.Губкіним. Вчений вважав, що вихідним матеріалом для утворення нафти є органічна речовина морських мулів, що складається з рослинних та тваринних організмів. Старі шари досить швидко перекриваються молодшими, що оберігає органіку від окислення. Початкове розкладання рослинних та тваринних залишків відбувається без доступу кисню під дією анаеробних бактерій. p align="justify"> Далі пласт, що утворився на морському дні, опускається в результаті загального прогинання земної кори, характерного для морських басейнів. У міру занурення осадових порід тиск і температура у них підвищуються. Це призводить до перетворення розсіяної органіки на дифузно розсіяну нафту. Найбільш сприятливі для нафтоутворення тиску 15...45 МПа та температури 60...150°С, які існують на глибинах 1,5...6 км. Далі, під впливом зростаючого тиску, нафта витісняється в проникні породи, якими вона мігрує до місця утворення покладів.

Автором неорганічної гіпотези вважається Д.І.Менделєєв. Він помітив дивовижну закономірність: нафтові родовища Пенсільванії (штат США) та Кавказу, як правило, розташовані поблизу великих розломів земної кори. Знаючи у тому, що середня щільність Землі перевищує щільність земної кори, зробив висновок, що у надрах нашої планети переважно залягають метали. На його думку, це має бути залізо. Під час гороутворювальних процесів по тріщинах-розломах, що розсікають земну кору, вглиб її проникає вода. Зустрічаючи своєму шляху карбіди заліза, вона входить із нею у реакцію, у результаті якої утворюються оксиди заліза і вуглеводні. Потім останні за тими самими розломами піднімаються у верхні шари земної кори та утворюють нафтові родовища.

Крім цих двох гіпотез заслуговує на увагу «космічна» гіпотеза. Її висунув 1892 року професор Московського державного університету В.Д.Соколов. На його думку, вуглеводні спочатку були присутні в газопиловій хмарі, з якої сформувалася Земля. Згодом вони почали виділятися з магми і підніматися в газоподібному стані по тріщинах у верхні шари земної кори, де конденсувалися, утворюючи родовища нафти.

До гіпотез сучасного періоду відноситься « магматична» гіпотеза ленінградського геолога-нафтовика, професора Н.А.Кудрявцева. На його думку, на великих глибинах в умовах дуже високої температури вуглець та водень утворюють вуглецеві радикали СН, СН2 та СН3. Потім по глибинних розломах вони піднімаються нагору, ближче до земної поверхні. Завдяки зменшенню температури, у верхніх шарах Землі ці радикали з'єднуються один з одним і з воднем, у результаті утворюються різні нафтові вуглеводні.

Н. А. Кудрявцев та його прихильники вважають, що прорив нафтових вуглеводнів ближче до поверхні відбувається за розломами в мантії та земній корі. Реальність існування таких каналів доводиться широким поширенням Землі класичних і грязьових каналів, і навіть кимберлитовых трубок вибуху. Сліди вертикальної міграції вуглеводнів від кристалічного фундаменту в шари осадових порід виявлені у всіх свердловинах, пробурених на великі глибини; Кольському півострові, у Волго-Уральській нафтоносній провінції, у Центральній Швеції, у штаті Іллінойс (США). Зазвичай це включення та прожилки бітумів, що заповнюють тріщини в магматичних породах; у двох свердловинах виявлено і рідку нафту.

Донедавна загальновизнаною вважалася гіпотеза органічного походження нафти(цьому сприяло те, що більшість відкритих родовищ нафти присвячено осадовим породам), згідно з якою «чорне золото» залягає на глибині 1,5...6 км. Білих плям у надрах Землі цих глибинах майже залишилося. Тому теорія органічного походження не дає жодних перспектив щодо розвідки нових. великих родовищнафти.

Є, звісно, ​​факти відкриття великих родовищ нафти над осадових породах (наприклад, гігантське родовище «Білий тигр», виявлене на шельфі В'єтнаму, де нафта залягає у гранітах), пояснення цьому факту дає гіпотеза неорганічного походження нафти. Крім того, у надрах нашої планети є достатня кількість вихідного матеріалу для утворення вуглеводнів. Джерелами вуглецю та водню вважаються вода та вуглекислий газ. Їх вміст у 1 м 3 речовини верхньої мантії Землі становить 180 і 15 кг відповідно. Сприятливе реакції хімічне середовище забезпечується присутністю закисних сполук металів, вміст яких у вулканічних породах сягає 20 %. Утворення нафти продовжуватиметься доти, поки в надрах Землі є вода, вуглекислий газ і відновники (в основному закис заліза). Крім того, на гіпотезу неорганічного походження нафти працює, наприклад, практика розробки Ромашкинського родовища (на території Татарстану). Воно було відкрито 60 років тому і вважалося виробленим на 80%. . Таким чином, теорія неорганічного походження нафти не тільки пояснює факти, що ставлять у глухий кут «органіків», а й дає нам надію на те, що запаси нафти на Землі значно більше розвіданих на сьогодні, а найголовніше - продовжують поповнюватися.

Загалом можна дійти невтішного висновку, що дві основні теорії походження нафти досить переконливо пояснюють цей процес, взаємно доповнюючи одне одного. А істина лежить десь посередині.

Походження газу

Метан широко поширений у природі. Він завжди входить до складу пластової нафти. Багато метану розчинено у пластових водах на глибині 1,5...5 км. Газоподібний метан утворює поклади в пористих і тріщинуватих осадових породах. У невеликих концентраціях він присутній у водах річок, озер та океанів, у ґрунтовому повітрі і навіть у атмосфері. Основна маса метану розсіяна в осадових і вивержених породах. Нагадаємо також, що присутність метану зафіксована на низці планет Сонячної системи та в далекому космосі.

Широке поширення метану у природі дозволяє припустити, що він утворився різними шляхами.

На сьогодні відомо кілька процесів, що призводять до утворення метану:

Біохімічний;

Термокаталітичний;

Радіаційно-хімічний;

Механохімічний;

Метаморфічний;

Космогенний.

Біохімічний процесутворення метану відбувається в мулах, ґрунті, осадових гірських породах та гідросфері. Відомо більше десятка бактерій, в результаті життєдіяльності яких органічних сполук(білків, клітковини, жирних кислот) утворюється метан. Навіть нафта на великих глибинах під дією бактерій, що містяться в пластовій воді, руйнується до метану, азоту та вуглекислого газу.

Термокаталітичний процесУтворення метану полягає в перетворенні на газ органічної речовини осадових порід під впливом підвищених температури і тиску в присутності глинистих мінералів, що грають роль каталізатора. Цей процес подібний до утворення нафти. Спочатку органічна речовина, що накопичується на дні водойм і на суші, піддається біохімічному розкладу. Бактерії у своїй руйнують найпростіші сполуки. У міру занурення органічної речовини вглиб Землі та підвищення температури діяльності бактерій згасає і повністю припиняється при температурі 100°С. Однак вже включився інший механізм-руйнування складних органічних сполук (залишки живої речовини) у простіші вуглеводні і, зокрема, метан, під впливом зростаючих температури і тиску. Важливу роль цьому процесі грають природні каталізатори - алюмосилікати, які входять до складу різних, особливо глинистих порід, і навіть мікроелементи та його сполуки.

Чим відрізняється в такому разі утворення метану від утворення нафти?

По-перше, нафта утворюється з органічної речовини сапропелевого типу - опадів морів та шельфу океанів, утворених з фіто- та зоопланктону, збагачених жировими речовинами. Вихідним для утворення метану є органічна речовина гумусового типу, що складається із залишків рослинних організмів. Ця речовина при термокаталізі утворює в основному метан.

По-друге, головна зона нафтоутворення відповідає температурам гірських порід від 60 до 150 ° С, які трапляються на глибині 1,5 ... 6 км. У головній зоні нафтоутворення поряд з нафтою утворюється метан (у порівняно малих кількостях), а також його більш важкі гомологи. Потужна зона інтенсивного газоутворення відповідає температурам 150...200°С і більше, вона знаходиться нижче за головну зону нафтоутворення. У головній зоні газоутворення у жорстких температурних умовах відбувається глибока термічна деструкція не тільки розсіяної органічної речовини, а й вуглеводнів горючих сланців та нафти. При цьому утворюється велика кількість метану.

Радіаційно-хімічний процесутворення метану протікає при впливі радіоактивного випромінювання на різні вуглецеві сполуки.

Помічено, що чорні тонкодисперсні глинисті опади з підвищеною концентрацією органічної речовини, як правило, збагачені ураном. Це з тим, що накопичення органічного речовини в опадах сприяє осадженню солей урану. Під впливом радіоактивного випромінювання органічна речовина розпадається з утворенням метану, водню та окису вуглецю. Остання сама розпадається на вуглець та кисень, після чого вуглець з'єднується з воднем, також утворюючи метан.

Механохімічний процесутворення метану полягає в утворенні вуглеводнів з органічної речовини (вугілля) під впливом постійних та змінних механічних навантажень. У цьому випадку на контактах зерен мінеральних порід утворюються високі напруги, енергія яких бере участь у перетворенні органічної речовини.

Метаморфічний процесутворення метану пов'язане з перетворенням вугілля під впливом високих температур у вуглець. Цей процес є частиною загального процесу перетворення речовин при температурі понад 500 °С. У таких умовах глини перетворюються на кристалічні сланці та граніт, вапняк-в мармур тощо.

Космогенний процесУтворення метану визначає «космічна» гіпотеза утворення нафти В. Д. Соколова.

Яке місце займає кожен із цих процесів загалом, процесі утворення метану? Вважається, що переважна більшість метану більшості газових родовищ світу має термокаталітичне походження. Утворюється на глибині від 1 до 10 км. p align="justify"> Велика частка метану має біохімічне походження. Основна його кількість утворюється на глибинах до 1...2 км.

Внутрішня будова Землі

На цей час сформувалися загальні уявлення про будову Землі, оскільки найглибші свердловини Землі розкрили лише земну кору. Докладніше про надглибоке буріння буде розказано в розділі, присвяченому бурінню свердловин.

У твердому тілі Землі виділяють три оболонки: центральну – ядро, проміжну – мантію та зовнішню – земну кору. Розподіл внутрішніх геосфер за глибинами представлено в табл.16.

Таблиця 16 Внутрішні геосфери Землі

В даний час є різноманітні уявлення про внутрішній будовіі склад Землі (В.Гольдшмідта, Г.Вашингтона, А.Е.Ферсмана та ін.). Найбільш досконалою моделлю будови Землі визнано модель Гутенберга-Буллена.

Ядро – це найщільніша оболонка Землі. За сучасними даними розрізняють внутрішнє ядро ​​(яке вважається у твердому стані) і зовнішнє ядро ​​(яке вважається у рідкому стані). Вважається, що ядро, в основному, складається з заліза з домішкою кисню, сірки, вуглецю і водню, причому внутрішнє ядро ​​має залізо-нікелевий склад, що повністю відповідає складу ряду метеоритів.

Далі розташовується мантія. Мантія поділяється на верхню та нижню. Вважається, що верхня мантія складається з магнезіально-залізистих мінералів-силікатів типу олівін та піроксен. Нижня мантія характеризується однорідним складом і складається з речовини, багатої на оксиди заліза, магнію. В даний час мантія оцінюється як джерело сейсмічних та вулканічних явищ, гороосвітніх процесів, а також зона реалізації магматизму.

Вище мантії знаходиться земна кора. Кордон між земною корою і мантією встановлюється по різкій зміні швидкостей сейсмічних хвиль, вона названа розділом Мохоровича, на честь югославського вченого А.Мохоровича, який вперше її встановив. і океанічну та дві проміжні-субконтинентальну та субокеанічну.

Такий характер планетарного рельєфу пов'язаний із різною будовоюта складом земної: кори. Під материками товщина літосфери сягає 70 км (загалом 35 км), а під океанами 10-15 км (загалом 5-10 км).

Континентальна кора складається з трьох шарів осадового, гранітогнейсового та базальтового. Океанська кора має двошарову будову: під малопотужним пухким осадовим шаром розташовується базальтовий, який у свою чергу змінюється шаром, складеним габро з підлеглими ультрабазитами.

Субконтинентальна кора присвячена острівним дугам і має підвищену потужність. Субокеанська кора розташовується під великими океанськими западинами, у внутрішньоконтинентальних і окраїнних морях (Охотське, Японське, Середземне, Чорне та ін) і на відміну від океанської має значні потужності осадового шару.

Будова земної кори

Земна кора є найбільш вивченою з усіх оболонок. Вона складена із гірських порід. Гірські породи - це мінеральні сполуки постійного мінералогічного та хімічного складу, що утворюють самостійні геологічні тіла, що становлять земну кору Гірські породи за своїм походженням поділяються на три групи: магматичні, осадові та метаморфічні.

Магматичні породиутворилися в результаті застигання та кристалізації магми на поверхні Землі в глибині земної поверхні або в її надрах. Ці породи мають, в основному, кристалічну будову. Тварин та рослинних залишків у них не міститься. Типові представники магматичних порід - базальти та граніти.

Осадові породиутворилися в результаті осадження органічних та неорганічних речовинна дні водних басейнів та поверхні материків. Вони діляться на уламкові породи, а також породи хімічного, органічного та змішаного походження.

Уламкові породиутворилися в результаті відкладення дрібних шматочків зруйнованих порід. Типові представники: валуни, галечники, гравій, піски, пісковики, глини.

Породи хімічного походженняутворилися внаслідок випадання солей із водних розчинів або в результаті хімічних реакційу земній корі. Такими породами є гіпс, кам'яна сіль, бурі залізняки, крем'янисті туфи.

Породи органічного походженняє скам'янілими останками тварин та рослинних організмів. До них відносяться вапняки, крейда.

Породи змішаного походженняскладені із матеріалів уламкового, хімічного, органічного походження. Представники цих порід - мергелі, глинисті та піщані вапняки.

Метаморфічні породиутворилися з магматичних та осадових порід під впливом високих температур та тисків у товщі земної кори. До них відносяться сланці, мармур, яшми.

Корінні породи Удмуртії виходять з-під ґрунтів і четвертинних відкладень по берегах річок і струмків, в ярах, а також у різних виробках: кар'єрах, котлованах тощо. Теригенні породи абсолютно переважають. До них відносяться такі різниці, як алевроліти, пісковики і значно менше – конгломерати, гравеліти, глини. Карбонатні породи, що зустрічаються рідко, включають вапняки і мергелі. Усі названі породи, як будь-які інші, складаються з мінералів, т. е. природних хімічних сполук. Так, вапняки складаються із кальциту - з'єднання складу СаСО 3 . Зерна кальциту у вапняках дуже дрібні і помітні лише під мікроскопом.

Мергелі та глини, крім кальциту, містять у велику кількістьмікроскопічно дрібні глинисті мінерали З цієї причини після впливу на мергель соляною кислотою на місці реакції утворюються освітлені або темніші плями - результат концентрації глинистих частинок. У вапняках та мергелях часом зустрічаються гнізда та жилки кристалічного кальциту. Іноді можна бачити і друзі кальциту – зростки кристалів даного мінералу, які приросли одним кінцем до гірської породи.

Теригенні породи поділяються на уламкові та глинисті. Більшість корінної поверхні республіки складена уламковими породами. До них відносяться вже згадані алевроліти, пісковики, а також рідкісні гравеліти, конгломерати.

Алевроліти складаються з уламкових зернят таких мінералів, як кварц (SiO 2), польові шпати (KAlSi 3 O 8 ; NaAlSi 3 O 8 ∙CaAl 2 Si 2 O 8), інших пилуватих частинок діаметром не більше 0,05 мм. Як правило, алевроліти сла просцементовані, комкуваті і на вигляд нагадують глини. Від глин вони відрізняються більшим закам'яненням та меншою пластичністю.

Пісковики - друга поширена корінна порода Удмуртії. Вони складаються з уламкових частинок (пісчинок) різного складу - зернят кварцу, польових шпатів, уламків крем'янистих та ефузійних (базальти) порід, внаслідок чого дані пісковики називають поліміктовими або полімінеральними. Розмір піщаних частинок коливається від 0,05 мм до 1 – 2 мм. Як правило, пісковики слабо зцементовані, легко розпушуються і тому використовуються у будівельних цілях як звичайні (сучасні річкові) піски. У пухких пісковиках нерідко зустрічаються прошарки, лінзи та конкреції вапняних пісковиків, уламковий матеріал яких зцементований кальцитом. На відміну від алевролітів пісковикам властива як горизонтальна, так і коса шаруватість. У пісковиках зрідка відзначаються дрібні вапняні раковини прісноводних. двостулкових молюсків. Все разом узяте (коса шаруватість, рідкісні копалини) свідчать про річкове, або алювіальне, походження поліміктових пісковиків. Цементація пісковиків кальцитом пов'язана з розпадом бікарбонату кальцію в підземних водах, що циркулювали по порах пісків. Кальцит при цьому виділявся як нерозчинний продукт реакції внаслідок випаровування вуглекислого газу.

Рідше теригенні гірські породи представлені гравелітами та конгломератами. Це міцні гірські породи, що складаються з окатаних (круглих, овальних) або згладжених уламків бурих мергелів, що зцементовані кальцитом. Мергелі – місцевого походження. У вигляді домішки в уламковому матеріалі трапляються темні кремені та ефузиви (стародавні базальти), привнесені пермськими річками з Уралу. Розмір уламків гравелітів коливається від 1 (2) мм до 10 мм відповідно в конгломератах від 10 мм до 100 мм і більше.

В основному, родовища нафти приурочені до осадових порід, хоча існують родовища нафти, приурочені до метаморфічних (Марокко, Венесуела, США), або до магматичних пород (В'єтнам, Казахстан).

13. Пласти-колектори. Пористість та проникність.

Колекторомназивається гірська порода, що має такі геолого-фізичні властивості, які забезпечують фізичну рухливість нафти або газу в її пустотному просторі. Порода-колектор може бути насичена нафтою або газом, так і водою.

Породи з такими геолого-фізичними властивостями, при яких рух нафти або газу в них фізично неможливий, називаються неколекторами.

Астраханський державний технічний університет

Кафедра геології нафти та газу

КУРС ЛЕКЦІЙ

з дисципліни:

Геологічні основи розробки нафтових, газових та газоконденсатних родовищ

Вступ

Лекційний курс «Геологічні основи розробки нафтових, газових та газоконденсатних родовищ» складається із трьох взаємопов'язаних частин:

1.Основи нафтогазопромислової геології

2.Підрахунок запасів та оцінка ресурсів вуглеводневої сировини

.Геологічні засади розробки нафтових та газових родовищ.

Головна метаВивчення цієї дисципліни - це геологічне забезпечення ефективної розробки нафти та газу.

У першій частині показано, що нафтогазопромислова геологія - це наука, яка займається вивченням покладів нафти і газу в статичному та динамічному стані як джерела вуглеводневої сировини.

Нафтогазопромислова геологія як наука зародилася на початку минулого століття (1900) і пройшла тривалий шлях розвитку. Цей шлях поділяється на кілька етапів, що відрізняються колом вирішуваних питань, методами та засобами їх вирішення. Сучасний етап, що почався наприкінці 40-х років ХХ століття, характеризується широким застосуванням методів на продуктивні пласти розробки покладів нафти. Результати досліджень нафтогазопромислової геології є геологічною основою для проектування та регулювання покладів вуглеводнів. Нафтогазопромислова геологія розглядає поклад нафти та газу до початку розробки як статичну геологічну систему, що складається з взаємопов'язаних елементів:

природного резервуару, певної форми зі специфічним пустотним обсягом;

пластових флюїдів;

термобаричних умов.

Розроблена поклад вуглеводнів сприймається як комплексна динамічна система, що змінює свій стан у часі.

У другій частині посібника наведено визначення груп та категорій запасів та ресурсів нафти, газу та конденсату. Докладно розглянуті методи підрахунку запасів та оцінки ресурсів нафти, газу конденсату та попутних компонентів. Для підрахунку запасів нафти та газу необхідне всебічне геологічне вивчення родовища, з яким пов'язані поклади нафти та газу та знання особливостей умов їхнього залягання.

У третій частині даються основні поняття геолого-промислового забезпечення розробки покладів нафти та газу. Розглядаються системи розробки багатопластових родовищ нафти і газу та окремого експлуатаційного об'єкта, також наведено системи розробки нафтових родовищ з підтримкою пластового тиску, детально розглядаються методи геолого-промислового контролю за процесом розробки покладів вуглеводнів та методи підвищення нафтовіддачі пласта.

Курс закінчується темою: «Охорона надр та навколишнього середовища у процесі буріння свердловин та розробки родовищ вуглеводнів». Таким чином, основні завдання цієї дисципліни такі:

детальне вивчення покладів вуглеводнів

геологічне обґрунтування вибору систем розробки

контроль розробки покладу нафти та газу з метою обґрунтування та вибору заходів щодо управління процесами розробки

узагальнення досвіду розробки нафтових та газових родовищ

планування видобутку нафти, газу, конденсату;

підрахунок запасів нафти, газу, конденсату та попутних компонентів;

охорона надр та навколишнього середовища у процесі буріння свердловин та експлуатації покладів вуглеводнів.

Кожне родовище нафти, газу та конденсату вводиться в розробку відповідно до проектного документа, складеного спеціалізованою науково-дослідною організацією та що передбачає ту систему розробки, яка з загальнодержавних позицій найбільш раціональна для даного родовища.

Розробка нафтової (газової) поклади - це комплекс робіт, що здійснюються для управління процесом руху пластових флюїдів по пласту до вибоїв експлуатаційних свердловин. Розробка нафтового (газового) покладу включає такі елементи:

Ø кількість свердловин на поклади;

Ø розміщення свердловин на поклади;

Ø порядок (послідовність) введення свердловин в експлуатацію;

Ø режим роботи свердловин;

Ø баланс пластової енергії;

Система розробки покладу нафти (газу) - це розбурювання покладу експлуатаційними свердловинами за певною схемою та прийнятим планом з урахуванням заходів щодо впливу на пласт. Систему розробки називають раціональною, коли вона за найповнішого використання пластової енергії та застосування заходів щодо впливу на пласт забезпечує максимальне вилучення нафти і газу з надр у найкоротший термін за мінімальних витрат з урахуванням конкретних геолого-економічних умов регіону.

Розвиток нафтової та газової промисловості в Росії має більш ніж сторічну історію. Аж до середини 40-х років Х1Х століття розробка нафтових родовищ здійснювалася лише з використанням природної енергії покладів. Це було пов'язано з недостатньо високим рівнемтехніки та технології розробки, а також з відсутністю об'єктивних передумов для докорінної зміни такого підходу до розробки.

З середини 40-х років у результаті відкриття нових нафтогазоносних районів розвиток нафтової промисловості пов'язується з освоєнням родовищ платформного типу з великими розмірами площ нафтоносності, значною глибиною залягання продуктивних пластів та малоефективним природним режимом - упруговодонапірним, що швидко переходить у режим розчиненого газу. Російські вчені та виробничники в короткий термін обґрунтували теоретично і довели на практиці необхідність та можливість застосування принципово нових систем розробки зі штучним введенням у продуктивні нафтові пласти додаткової енергії шляхом нагнітання у них води.

Наступним кроком науково-технічного прогресу став пошук процесів які забезпечують подальше підвищення ефективності розробки нафтових покладів. У Останніми рокаминауково-інженерна думка працює над створенням способів підвищення ефективності заводнення. Одночасно вишукуються та проходять випробування, промислове випробування та впровадження нових методів впливу на нафтові пласти, які ґрунтуються на принципово нових фізико-хімічних процесах витіснення нафти з порід-колекторів.

Розробка газових покладів з урахуванням високої ефективностіїх природних режимів досі проводиться з використанням природної енергії без штучного впливу на пласт.

У останній періоду балансі родовищ вуглеводнів велику роль відіграють газоконденсатні родовища.

І тут одним із найбільш актуальних завдань є пошуки економічно доцільних методів розробки газоконденсатних родовищ, що запобігають втраті конденсату в пласті.

Розділ 1: «Методи вивчення геологічної будови надр та покладів вуглеводнів на промислових площах»

Глава 1. Геологічні спостереження та дослідження при бурінні свердловин

Поклади УВ завжди ізольовані від денної поверхні та розташовані на різній глибині – від кількох сотень метрів до кількох кілометрів – 5,0-7,0 км.

Основна мета геологічних спостережень за процесом буріння свердловин полягає у вивченні геологічної будови родовищ та окремих продуктивних горизонтів і флюїдів, що насичують ці горизонти. Чим повнішою та якіснішою буде ця інформація, тим якіснішим буде проект розробки родовища.

За процесом буріння свердловин повинен здійснюватись ретельний геологічний контроль. Після закінчення буріння свердловини геолог повинен отримати про неї таку інформацію:

геологічний розріз свердловини; літологію пройдених робіт;

становище у розрізі свердловин порід-колекторів;

характер насичення порід-колекторів, чим вони насичені, яким пластовим флюїдом

технічний стан свердловин (конструкція свердловин, розподіл за стовбуром тиску, температури)

Особливо ретельний геологічний контроль має здійснюватися під час буріння розвідувальних свердловин, на інформації яких буде засновано буріння експлуатаційних свердловин на нафту та газ.

Методи вивчення розрізів свердловин, що буряться, поділяються на 2 групи:

1.прямі методи

2.непрямі методи

Прямі методи дозволяють нам безпосередньо отримувати інформацію про пройдений розріз літології порід, речовинний склад, положення колекторів та їх насичення.

Непрямі методи дають інформацію про розріз свердловин за непрямими ознаками, а саме по взаємозв'язку їх фізичних властивостей з такими ж характеристиками як опір проходження електричного струму, магнітні, пружні.

Прямі методи засновані на вивченні:

зразків гірських порід, відібраних зі свердловини в процесі буріння (керн, шлам, бічний ґрунтонос)

відбір проб флюїдів при попутному та стаціонарному випробуванні.

відбір проб пластового флюїду під час випробування в експлуатаційній колоні

газовий каротаж

спостереження за ускладненнями в процесі буріння (обвали стінок свердловини, поглинання бурового розчину, прояви пластового флюїду)

Непрямі методи дозволяють судити про речовинний склад розрізу свердловин, колекторські властивості, характер насичення порід-колекторів пластовим флюїдом за непрямими ознаками: природна або штучна радіоактивність, здатність породи проводити електричний струм, акустичні властивості, магнітні, теплові

Вивчення керна

Керновий матеріал є основною інформацією про свердловину.

Вибір інтервалу буріння із відбором керна залежить від поставлених геологічних завдань.

На ще слабко вивчених родовищах при бурінні перших свердловин рекомендується проводити суцільний відбір керна разом із комплексів геофізичних досліджень. На родовища, де верхня частина розрізу вивчена, а нижня ще підлягає дослідженню, у вивченому інтервалі керн потрібно відбирати лише контактах світ, а невивченому інтервалі - проводити суцільний відбір керна (див. рис. 1)

В експлуатаційних свердловинах керн не відбирається і всі спостереження ґрунтуються на інформації каротажу та спостережень за процесом буріння. У цьому випадку керн відбирається в продуктивному горизонті для детального вивчення.

При вивченні керна необхідно отримати таку інформацію про свердловину:

наявність ознак нафти та газу

речовий склад породи та їх стратиграфічна приналежність

колекторські властивості порід

структурні особливості порід та можливі умови їх залягання

Зразки порід, які відправляють до лабораторії для дослідження вмісту ПВ, парафінують (загортають у марлі і кілька разів занурюють у розплавлений парафін, даючи щоразу затвердіти парафіну, що просочив марлю). Потім запарафіновані зразки поміщають металеві банки з плоскими кришками. Зразки перекладають ватим або м'яким папером і відправляють до лабораторії на дослідження. Решту керна здають у керносховище.

Ознаки нафти та газу в кернах повинні бути попередньо вивчені на буровій на свіжих зразках та зламах і потім більш детально – у лабораторії промислового управління.

Рис.1 – а – буріння без відбору керна; б - буріння з відбором керна

Інтервали проходки свердловини з відбором керна визначаються метою буріння та ступенем вивчення розрізу. Усі глибокі свердловини поділяються на 5 категорій: - Опорні, параметричні, пошукові, розвідувальні, експлуатаційні.

Опорні свердловини буряться вивчення загальної геологічної будови в нових невивчених глибоким бурінням територіях. Відбір керна проводиться рівномірно по всьому стовбурі свердловини. При цьому прохід з відбором керна становить від 50 до 100% загальної глибини свердловин.

Параметричні свердловини буряться для вивчення геологічної будови та перспектив нафтогазоносності нових територій, а також для ув'язування геологічних та геофізичних матеріалів. Проходка з відбором керна складає не менше 20% загальної глибини свердловини.

Пошукові свердловини буряться з метою пошуків покладів нафти та газу. Відбір керна тут провадиться в інтервалах залягання продуктивних горизонтів та контактів різних стратиграфічних підрозділів. З відбором керна проходить трохи більше 10-12% глибини свердловин.

Розвідувальні свердловини буряться в межах площ із встановленою нафтогазоносністю з метою підготовки покладу до розробки. Керн відбирають лише в інтервалах продуктивних горизонтів у межах 6-8% від глибини свердловини.

Експлуатаційні свердловини буряться з метою розробки нафтових та газових покладів. Керн, зазвичай, не відбирається. Проте, окремих випадках вивчення продуктивного пласта практикується відбір керна в 10% свердловин рівномірно розташованих площею.

Інтервали з відбором керна проходять спеціальними долотами - колонковими, які в центрі долота залишають нерозбурену породу, яку називають керном і піднімають її на поверхню. Розбурена частина породи називається шлам, який виноситься на поверхню струменем бурового розчину у процесі буріння.

Відбір зразків порід за допомогою бічних ґрунтоносів

Цей метод застосовується тоді, коли в запланованому інтервалі зірвалася відібрати керн. Крім того ще тоді, коли за результатом геофізичних досліджень після закінчення буріння свердловинами виявлено горизонти, що представляють інтерес з погляду нафтогазоносності, проте керном цей інтервал не висвітлено. За допомогою бічного ґрунтоноса зі стінки свердловини відбирається зразок гірської породи. В даний час застосовується 2 різновиди проділів:

1.стріляючі бічні ґрунтоноси

2.свердлільні бічні ґрунтоноси

Принцип дії стріляючого грунтоноса: на трубах спускається проти інтервалу гірлянда патронів, що цікавить нас. При вибуху гільзи врізаються у стінки свердловини. Під час підйому інструменту гільзи на сталевих повідцях із захопленою гірською породою зі стінки свердловини піднімаються нагору.

Недоліки цього:

отримуємо подрібнену породу

зразок малого обсягу

у тверду породу бойок не впроваджується

пухка порода висипається

Свердлільні бічні ґрунтоноси - імітація горизонтального буріння, одержуємо зразки малого обсягу.

Відбір шламу

У процесі буріння долота руйнують гірську породу та струменем промивної рідини уламки гірської породи виносяться на поверхню. Ці уламки, частинки гірської породи називаються шлам. На поверхні відбирають, відмивають від бурового розчину і ретельно вивчають тобто. визначають речовий склад цих уламків. Результати досліджень наносять на графік відповідно до глибини відбору шламу. Така діаграма називається шламограмою (див. рис. 2). У процесі буріння шлам відбирається у всіх категоріях свердловин.

Рис. 2 Шламограма

Геофізичні методи дослідження свердловинвивчаються самостійно щодо курсу ГИС.

Геохімічні методи дослідження

Газовий каротаж

У процесі буріння свердловин буровий розчин омиває продуктивний пласт. Частинки нафти та газу потрапляють у розчин і виносяться разом з ним на поверхню, де спеціальним пробовідбірником проводиться дегазація бурового розчину, вивчається вміст легких ПВ та загальний вміст вуглеводневих газів. Результати дослідження завдають на спеціальну діаграму газового каротажу (див. рис. 3).

Рис.3 Діаграма газового каротажу

Якщо процесі буріння встановлено наявність продуктивного пласта, то проба газу з допомогою хроматографа досліджується утримання окремих компонентів безпосередньо на свердловині.

Механічний каротаж

Вивчається швидкість проходки, фіксується час, витрачений на буріння 1м і результати наносяться на спеціальний бланк (див рис 4).

Рис. 4. бланк механічного каротажу

Кавернометрія

Кавернометрія -безперервне визначення діаметра свердловини за допомогою каверноміру.

У процесі буріння діаметр свердловини відрізняється від діаметра долота та змінюється залежно від літологічного типу порід. Наприклад, в інтервалі залягання проникних піщаних порід відбувається звуження, зменшення діаметра свердловини, внаслідок утворення глинистої кірки на стінках свердловини. В інтервалі залягання глинистих порід навпаки, спостерігається збільшення діаметра свердловини в порівнянні з діаметром долота в результаті насичення глинистих порід фільтратом бурового розчину та подальшим обвалом свердловини стінок (див. рис. 5). В інтервалі залягання карбонатних порід діаметр свердловини відповідає діаметру долота.

Рис. 5. Збільшення та зменшення діаметра свердловини залежно від літології порід

Спостереження за параметрами бурового розчину, нафтогазоводопроявами

У процесі буріння свердловини можуть мати такі ускладнення:

обвал стінок свердловин, що призводить до прихвату бурового інструменту;

поглинання бурового розчину, аж до його катастрофічного догляду; при розтині зон розривних порушень;

розрідження бурового розчину, зменшення його густини, що може призвести до викиду нафти або газу.

Попутне та стаціонарне випробування продуктивного пласта

Розрізняють попутне та стаціонарне випробування продуктивного пласта.

Попутне випробування продуктивного пласта полягає у відборі проб нафти, газу та води з продуктивних пластів у процесі буріння за допомогою спеціальних приладів:

випробувач пластів на каротажному кабелі ОПК

випробувач пластів на бурильних трубах - КІІ (комплект випробувальних інструментів)

Стаціонарне випробування проводиться після буріння свердловини.

В результаті випробування пластів одержують таку інформацію:

Характер пластового флюїду;

Інформація про пластовий тиск;

Положення ВНК, ДВК, ДНК;

Відомості про проникність породи – колектора.

Проектна документація на будівництво свердловин

Основний документ на будівництво свердловин – геолого-технічне вбрання. Він складається з 3-х частин:

геологічна частина

технічна частина

У геологічній частині міститься така інформація про свердловину:

проектний розріз свердловини

вік порід, глибина залягання, кути падіння, міцність

інтервали можливих ускладнень, інтервали відбору керна

У технічній частині наводиться:

режим буріння (навантаження на долото, продуктивність бурових насосів, кількість обертів ротора)

глибина спуску колон та їх кількість, діаметр

висота підйому цементу за колоною і т.д.

Глава 2 Методи геологічної обробки матеріалів буріння свердловин та вивчення геологічної будови родовища

Геологічна обробка матеріалів буріння свердловин дає можливість побудувати профіль родовища та структурні карти по покрівлі продуктивного пласта, що дозволяє отримати повне уявлення про будову родовища. Для детального вивчення всіх питань будови родовища необхідно провести ретельну кореляцію (порівняння розрізів свердловин).

Кореляція розрізів свердловин полягає у виділенні опорних пластів та визначенні глибини їх залягання з метою встановлення послідовності залягання порід, виявлення однойменних пластів для простеження за зміною їх товщин та літологічного складу. У нафтопромисловій справі розрізняють загальну кореляцію розрізів свердловин та зональну (детальну). При загальній кореляції зіставляються розрізи свердловин в цілому від гирла свердловини до вибою по одному або декількома горизонтам (реперам) Дивись малюнок 6.

Детальна (зональна) кореляція проводиться для детального вивчення окремих пластів та пачок.

Результати кореляції представляються як кореляційної схеми. Репер (маркуючий горизонт) - це пласт у розрізі свердловини, який різко відрізняється за своїми характеристиками (речовий склад, радіоактивність, електричні властивості і т.д.) від вище-і нижчих пластів. Він повинен:

легко перебувати у розрізі свердловин;

бути у розрізі всіх свердловин;

мати невелику, але постійну величину.

Рис. 6. Реперна поверхня

При зональній кореляції реперну поверхню приймають покрівля продуктивного пласта. Якщо вона розмита – підошву. Якщо вона розмита, то вибирають будь-який витриманий у межах площі пласт, пропласток всередині пласта.

Упорядкування розрізів родовища - типових, середньонормальних, зведених

При виконанні загальної кореляції отримуємо інформацію про напластування порід та їх товщину. Ця інформація потрібна для побудови розрізу родовища. На такому розрізі наводиться усереднена характеристика гірських порід, їх вік та товщина.

Якщо використовується вертикальна товщина пластів – розріз називається типовим розрізом. Такі розрізи становлять промислових площах. На розвідувальних площах складаються середньонормальні розрізи, де використовуються справжні (нормальні) товщини пласта.

У разі, коли розріз родовища істотно змінюється площею - будуються зведені розрізи. При складанні літологічної колонки на зведеному розрізі використовують максимальну товщинукожного пласта, а в колонці «товщина» наводиться максимальне та мінімальне його значення.

Складання геологічного профільного розрізу родовища

Геологічний профільний розріз - графічне зображення будови надр за певною лінією у проекції на вертикальну площину. Залежно від положення на структурі виділяються профільні (1-1), поперечні (2-4) та діагональні (5-5) розрізи.

Існують певні правилаорієнтування лінії профілю на кресленні. Праворуч знаходиться північ, схід, північний схід, південний схід.

Ліворуч - південь, захід, південний захід, північний захід.

Для побудови профільного розрізу родовища найчастіше використовуються масштаби 1:5000, 1:10000, 1:25000, 1:50000, 1:100000.

Щоб уникнути спотворення кутів падіння порід, вертикальний і горизонтальний масштаби приймаються однаковими. Для наочності зображення вертикальний і горизонтальний масштаби приймаються різними. Наприклад, масштаб вертикальний 1:1000, а горизонтальний 1:10000.

Якщо свердловини викривлені - спочатку будуємо горизонтальні та вертикальні проекції викривлених стовбурів свердловин, наносимо вертикальні проекції на креслення та будуємо профіль.

Послідовність побудови профільного розрізу родовища

Проводиться лінія рівня моря – 0-0 і на ній відкладаємо положення свердловини. Становище першої свердловини вибирається довільно. Через отримані точки проводимо вертикальні лінії, на яких у масштабі профілю відкладаємо альтитуди усть свердловин. Сполучаємо гирла свердловин плавною лінією - отримуємо рельєф місцевості.

Рис. 9. Профільний розріз родовища

Від гирла свердловини будуємо стовбури свердловин до вибою. Проекції викривлених стволів переколюємо на креслення. По стволу свердловин відкладаємо глибини залягання стратиграфічних горизонтів, елементи залягання, глибини розривних порушень, що наводяться насамперед.

Побудова структурної картки

Структурна карта - це геологічний креслення, що відображає в горизонталях підземний рельєф покрівлі або підошви якогось одного горизонту, на відміну від топографічної карти, Що показує в горизонталях рельєф Земної поверхні, у будові якої можуть брати участь горизонти різного віку

Структурна карта дає чітке уявлення про будову надр, забезпечує точне проектування експлуатаційних та розвідувальних свердловин, полегшує вивчення покладів нафти та газу, розподіл пластових тисків площею покладу. Приклад побудови структурної карти наведено малюнку 10.

Рис. 10. Приклад побудови структурної картки

При побудові структурної карти базисну площину зазвичай приймають рівень моря, від якого відраховують горизонталі (ізогіпси) підземного рельєфу.

Відмітки нижче за рівень моря беруться зі знаком мінус, вище зі знаком плюс.

Рівні по висоті проміжки між ізогіпсами називаються перерізом ізогіпс.

У промисловій практиці зазвичай застосовуються такі способи побудови структурних карток:

Метод трикутників - для непорушених структур.

Метод профілів - для сильно порушених структур.

комбінований.

Побудова структурної карти способом трикутників у тому, що свердловини з'єднуються лініями, утворюючи систему трикутників, бажано рівносторонніх. Потім між точками розтину пласта проводимо інтерполяцію. З'єднуємо однойменні позначки-отримуємо структурну карту.

Абсолютна відмітка точки розтину пласта визначається за формулою:

+ А.О.=+Al-,

А.О.-абсолютна позначка точки розтину пласта - це відстань по вертикалі від рівня моря до точки розтину пласта, м.

Al- альтитуда гирла свердловини - відстань по вертикалі від рівня моря до гирла свердловин, м. с.

l-глибина розтину пласта - відстань від гирла свердловин до точки розтину пласта, м.

ΣΔ l- Поправка на кривизну свердловин, м.кв.

На малюнку 11 наведено різні варіанти розтину пласта:

Рис. 11. Різні варіанти розтину пласта

Умови залягання нафти, газу та води в надрах

Для здійснення раціональної системи розробки та організації ефективної експлуатації нафтогазоносних пластів необхідно знати їх фізичні та колекторські властивості, фізико-хімічні властивості пластових флюїдів, що містяться в них, умови їх розподілу в пласті, гідрогеологічні особливості пласта.

Фізичні властивості гірських порід - колекторів

Продуктивні пласти нафтових родовищ, що містять вуглеводні, характеризуються такими основними властивостями:

пористістю;

проникністю;

насиченістю порід нафтою, газом, водою за різних умов їх залягання;

гранулометричним складом;

молекулярно-поверхневі властивості при взаємодії з нафтою, газом, водою.

Пористість

Під пористістю гірської породи розуміють наявність у ній порожнин (пор, каверн, тріщин). Пористість визначає здатність породи вміщати пластовий флюїд.

Пористість-відношення обсягу доби зразка до його обсягу, виражене у відсотках.

п=Vп/ Vо *100%

Кількісно пористість характеризується коефіцієнтом пористості - відношення обсягу доби зразка до обсягу зразка в частках одиниці.

kп=Vп/ Vо

Різні гірські породи характеризуються різними значеннями пористості, наприклад:

глинисті сланці – 0,54 – 1,4%

глини – 6,0 – 50%

піски - 6,0 - 52%

пісковики – 3,5 – 29%

вапняки, доломіти - 0,65 - 33%

У промисловій практиці виділяються такі види пористості:

загальна (абсолютна, фізична, повна) - це різниця між обсягом зразка та обсягом складових його зерен.

відкрита (пористість насичення) - обсяг всіх сполучених між собою пор і тріщин, в які проникає рідина або газ;

ефективна - обсяг пір, насичених нафтою або газом за вирахуванням вмісту зв'язаної води в порах;

Коефіцієнт ефективності пористості - це добуток коефіцієнта відкритої пористості на коефіцієнт нефтегазонасыщенности.

Карбонатні породи є продуктивними при пористості, що дорівнює 6-10% і вище.

Пористість піщаних порід коливається не більше 3 - 40%, переважно 16-25%.

Пористість визначають шляхом лабораторного аналізу зразків або за наслідками ГІС.

Проникність порід

Проникність гірської породи [до]- здатність її пропускати пластовий флюїд.

Одні породи, наприклад, глини мають високу пористість, але низьку проникність. Інші вапняки – навпаки – малу пористість, але високу проникність.

У нафтопромисловій практиці розрізняють такі види проникності:

абсолютна;

ефективна (фазова);

відносна;

Абсолютна проникність - це проникність пористого середовища під час руху у ній однієї фази (нафти, газу чи води). Як абсолютну проникність прийнято вважати проникність порід, визначену по газу (азоту) - після екстракції та висушування породи до постійної ваги. Абсолютна проникність характеризує природу самого середовища.

Фазова проникність (ефективна) – це проникність породи для даного флюїду за наявності та руху у порах багатофазних систем.

Відносна проникність – це відношення фазової проникності до абсолютної.

При вивченні проникності порід користуються формулою лінійного закону фільтрації Дарсі, за якою швидкість фільтрації рідини в пористому середовищі пропорційна перепаду тиску і обернено пропорційна в'язкості рідини.

V = Q / F =kΔP/ μL ,

Q- Об'ємна витрата рідини через породу за 1 сек. - м 3

V-швидкість лінійної фільтрації - м/с

μ - динамічна в'язкість рідини, н с/м2

F- площа фільтрації - м2

ΔP- перепад тиску на довжині зразка L,МПа

k-Коефіцієнт пропорційності (коефіцієнт проникності), визначається за формулою:

K=QML/FΔP

Одиниці виміру у своїй такі:

[L]-м [F]-м2 [Q]-м3 /с [P]-н/м2 [ μ ]-нс/м2

При всіх значеннях коефіцієнтів рівних одиниці, розмірність k є м2

Фізичний зміст розмірності kце площа. Проникність характеризує величину площі перерізу каналів пористого середовища, якими здійснюється фільтрація пластового флюїду.

У промисловій справі для оцінки проникності користуються практичною одиницею дарсі- яка о 10 12разів менше ніж k=1 м2 .

За одиницю в 1дприймають проникність такого пористого середовища, при фільтрації через зразок якої площею 1 см2 довжиною 1 смпри перепаді тиску 1 кг/см2 витрата рідини в'язкістю 1сП(Санті-пуаз) складає 1 см3 /с. Величина 0,001 д- називається мілідарсі.

Нафто- та газоносні пласти мають проникність близько 10-20 md до 200 md.

Рис. 12. Відносна проникність води та гасу

З рис. 12, видно, що відносна проникність для гасу Як- швидко зменшується зі збільшенням водонасиченості пласта. При досягненні водонасиченості Кв- до 50% коефіцієнт відносної проникності для гасу Якзнижується до 25%. При збільшенні Квдо 80%, Якзнижується до 0 і через пористе середовище чиста вода фільтрується. Зміна відносної проникності води відбувається у зворотному напрямку.

Умови залягання нафти, газу та води у покладах

Нафтові та газові поклади розташовуються у верхніх частинах структур, утворених пористими і непроникними породами, що їх перекривають. (Покришками).Ці структури називаються пастки.

Залежно від умов залягання та кількісного співвідношення нафти та газу поклади поділяються на:

чисто газові

газоконденсатні

газонафтові (з газовою шапкою)

нафтові з розчиненим у нафті газом.

Нафта і газ розташовуються у поклади відповідно до своїх щільностей: у верхній частині залягає газ, нижче - нафта, і ще нижче - вода (див. рисунок 13).

Крім нафти та газу в нафтовій та газових частинах пластів міститься ще й вода у вигляді тонких шарів на стінках пор та субкапілярних тріщин, що утримуються силами капілярного тиску. Цю воду називають «пов'язаної» чи «залишкової».Зміст "пов'язаної" води становить 10-30% від сумарного обсягу порового простору.

Рис.13. Розподіл нафти, газу та води у покладі

Елементи покладу нафти-газу:

водонафтовий контакт (ВНК) - межа між нафтовою та водяною частинами покладу.

газонафтовий контакт (ДНК) - межа між газовою та нафтовою частинами покладу.

газоводяний контакт (ГВК) - межа між газонасиченою та водонасиченою частинами покладу.

зовнішній контур нафтоносності - це перетин ВНК з покрівлею продуктивного пласта.

внутрішній контур нафтоносності - це перетин ВНК з підошвою продуктивного пласта;

приконтурна зона - це частина покладу нафти між зовнішнім та внутрішнім контурами нафтоносності;

Свердловини, пробурені в межах внутрішнього контуру нафтоносності, розкривають нафтовий пласт на всю товщину.

Свердловини пробурені в межах приконтурної зони, що розкривають у верхній частині - нафтонасичений пласт, нижче ВНК - водонасичену частину.

Свердловини, пробурені за профілями зовнішнього контуру нафтоносності, розкривають водонасичену частину пласта.

Коефіцієнт водонасиченості - відношення об'єму води у зразку до обсягу пор зразка.

Kв=Vводи/ Vпір

Коефіцієнт нафтонасиченості - відношення обсягу нафти у зразку до обсягу пір зразка.

Дон=Vнеф/V досі

Між цими коефіцієнтами існує така залежність:

Дон+Дов=1

Товщина продуктивних пластів

У нафтопромисловій практиці розрізняють такі види товщин продуктивних пластів (див. рис.14):

загальна товщина пласта hзаг- сумарна товщина всіх пропластків - проникних та непроникних - відстань від покрівлі до підошви пласта.

ефективна товщина hеф- сумарна товщина пористих і проникних пропластків, якими можливий рух флюїдів.

ефективна нафто- або газонасичена товщина hефн-нас- Сумарна товщина пропластків, насиченою нафтою або газом.

hзаг-(загальна товщина)

еф= h1 +h2ефн-ніс= h1 +h3

Рис. 14 Сміху товщин продуктивних пластів

Для вивчення закономірності зміни товщин складається карта - загальних, ефективних і ефективних нафто - і газонасичених товщин.

Лінії рівних значень товщини називаються ізопахітами, а карта - карта ізопахіт.

Методика побудови аналогічна до побудови структурної карти способом трикутників.

Термобаричні умови надр нафтових та газових родовищ

Знати температуру та тиск у надрах нафтових і газових родовищ необхідно для того, щоб правильно підійти до вирішення питань, що мають як наукове, так і народногосподарське значення:

1.формування та розміщення покладів нафти та газу.

2.визначення фазового стану вуглеводневих скупчень великих глибинах.

.питання технології буріння та закачування глибоких та надглибоких свердловин.

.освоєння свердловин.

Температура у надрах

Численними вимірами температур у свердловинах, що простоюють, зазначено, що з глибиною температура зростає і це зростання може бути охарактеризовано геотермічним ступенем і геотермічним градієнтом.

Зі збільшенням глибини залягання продуктивних пластів підвищується температура. Зміна температури на одиницю глибини зв. геотермічний градієнт. Його величина коливається не більше 2,5 - 4,0%/100 м.

Геотермічний градієнт – це збільшення температури на одиницю довжини (глибини).

grad t = t2 -t1 /H2 -H1 [ 0 С/м]

Геотермічний ступінь [G] - це відстань на яку потрібно заглибитись, щоб температура підвищилася на 10 З.

G = H2 -H1 / t2 -t1 [м/0 З]

Рис. 15. Зміна температури із глибиною

Ці параметри визначаються за вимірами температур у свердловинах, що простоюють.

Виміри температури з глибиною здійснюються або електротермометром по всьому стовбуру свердловини, або максимальним термометром – для наукових цілей.

Максимальний термометр показує максимальну температуру на глибині, яку він спущений. Електротермометр реєструє безперервний запис температури по стовбуру свердловини при підйомі приладу.

Для отримання справжньої температури порід свердловина повинна бути у спокої довгий час, щонайменше 25-30 діб, щоб у ній встановився природний тепловий режим, порушений бурінням. За результатами вимірів температур будуються термограми – криві залежності температур від глибини. Використовуючи дані термограм можна визначити геотермічний градієнт та ступінь.

У середньому по Земній кулігеотермічний градієнт має величину 25-30 0З/100м.

Пластовий тиск у надрах нафтових та газових родовищ

Кожен підземний резервуар заповнений нафтою, водою або газом і має енергію пластової водонапірної системи.

Пластова енергія – це потенційна енергія пластового флюїду у полі сили тяжіння Землі. Після того, як буде пробурена свердловина, відбувається порушення рівноваги в природній водонапірній системі: потенційна енергія переходить у кінетичну і витрачається на переміщення флюїдів у пласті до вибоїв експлуатаційних свердловин та підйом їх на поверхню.

Мірою пластової енергії є пластовий тиск – це тиск рідини або газу, що знаходяться в пластах – колекторах в умовах природного залягання.

На нафтових та газових родовищах пластовий тиск (P пл ) з глибиною збільшується кожні 100м глибини на 0,8 - 1,2 МПа, тобто. приблизно 1,0 МПа/100м.

Тиск, що врівноважується стовпом мінералізованої води із щільністю ρ = 1,05 - 1,25 г/см 3 (103кг/м 3) називається нормальним гідростатичним тиском. Розраховується воно так:

Рн.г. = Hρ в/ 100 [МПа]

Н-глибина, м.м.

ρ в- Щільність води, г/см3 , кг/м3 .

Якщо ρ в приймаємо рівним 1,0, то такий тиск називається умовним гідростатичним

Умовний гідростатичний тиск - це такий тиск, який створюється стовпом прісної води густиною 1,0 г/см. 3висотою від гирла свердловини до вибою.

Ру.р.= Н/100 [МПа]

Тиск, який врівноважується промивною рідиною із щільністю ρ ж =1,3 г/см 3і більше, висотою від гирла до вибою свердловини називається надгідростатичним (СГПД) або анамально-високим пластовим тиском (АВПД). Цей тиск на 30 і більше % перевищує умовний гідростатичний тиск та на 20-25% - нормальний гідростатичний.

Відношення АВПД до нормального гідростатичного називається коефіцієнтом аномальності пластового тиску.

Доа=(РАВПД/Рн.г.) >1,3

Тиск нижче гідростатичного - це аномально низький пластовий тиск (АНПД) - це тиск, який врівноважується стовпом рідини для промивання щільністю менше 0,8 г/см. 3. Якщо Ка< 0,8 - это АНПД.

Однією з найважливіших характеристик пласта є гірський тиск – це такий тиск, що є наслідком сумарного впливу на пласт геостатичного та геотектонічного тиску.

Геостатичний тиск - це тиск, який чинить на пласт маса вище товщі порід.

Ртобто.= Hρп/100 [МПа]

Де, ρ п = 2,3 г/см 3 - Середня щільність гірських порід.

Геотектонічне тиск (тиск напруги) - це тиск, що формується, утворюється в пластах в результаті безперервно - уривчастих тектонічних рухів.

Гірський тиск передається самими породами, а всередині порід – їх скелетом (зернами, що складають пласт). У природних умовгірничому тиску протидіє пластовий тиск. Різниця між геостатичним та пластовим тиском називається ущільнюючий тиск.

Рупл=Рг.е- Рпл

У промисловій практиці під пластовим тиском розуміється тиск в деякій точці пласта, не схильної до впливу вирв депресії сусідніх свердловин (див.рис. 16) Депресія на пласт Δ Pрозраховується за такою формулою:

Δ P = Pпл- Pзаб ,

де, Pпл-пластове тиск

Заб-Тиск на вибої діючої свердловини.

Рис. 16 Розподіл пластового тиску при працюючих свердловинах

Початковий пластовий тиск P0 - це тиск, заміряний в першій свердловині, що розкрила пласт, до відбору з пласта скільки-небудь помітної кількості рідини або газу.

Поточний пластовий тиск - це тиск, що вимірюється на певну дату в свердловині, в якій встановилася відносна статистична рівновага.

Для виключення впливу геологічної структури (глибини виміру) на величину пластового тиску, тиск, заміряний у свердловині, перераховують на середину поверху нафто-або газоносності, на середню точку об'єму покладу або на площину, що збігається з ВНК.

У процесі розробки нафтових або газових покладів тиск постійно змінюється, при контролі за розробкою тиск періодично заміряють у кожній свердловині.

Для вивчення характеру зміни тиску в межах площі покладу будують карти тисків. Лінії рівних тисків називаються ізобарами, а карти – карти ізобар.

Рис. 17. Графік зміни тиску в часі по свердловинах

Систематичний контроль за зміною пластового тиску дозволяє судити про процеси, що відбуваються в пласті, і регулювати розробку родовища в цілому.

Пластовий тиск визначається за допомогою свердловинних манометрів, що спускаються в свердловину на дроті.

Рідини та газ у пласті знаходяться під тиском, який називається пластовим.Від величини пластового тиску Pпл- Залежить запас пластової енергії та властивості рідин і газів у пластових умовах. Pплвизначає запаси газового покладу, дебіти свердловини та умови експлуатації покладів.

Досвід показує, що P0 (початковий пластовий тиск) виміряний у першій пробуреній свердловині, залежить від глибини покладу і може бути приблизно визначено за ф-ле:

P = Hρg [МПа]

H-глибина покладу, м

ρ- густина рідини, кг/м 3

g-прискорення вільного падіння

Якщо свердловина фонтанує (переливає), P пл визначається за формулою:

P пл =Hρg +P (тиск на гирлі)

Якщо в свердловині рівень рідини не доходить до гирла

P пл =H 1ρg

H 1- Висота стовпа рідини в вкв, м.

Рис. 18. Визначення наведеного пластового тиску

У газовому покладі або газовій частині нафтового пласта пластовий тиск практично однаковий по всьому об'єму.

У нафтових покладах пластовий тиск у різних частинахпо-різному: на крилах - максимальне, у склепінні -мінімальне. Тому аналіз зміни пластового тиску під час експлуатації покладу не може. Зручніше відносити величини пластового тиску до однієї площини, наприклад, до площини водо-нафтового контакту (ВНК). Тиск, віднесений до цієї площини, називається наведеним (див. рис.18) і визначається за формулами:

P1пр=P1 + х1 ρg

P2пр=P2 - х2 ρg

Фізичні властивості нафти, газу та води

Гази газових родовищ називаються природними газами, а гази, що видобуваються разом із нафтою - нафтовими чи попутними.

Природні та нафтові гази складаються, в основному, із граничних вуглеводнів ряду С n Н 2n+2 : метану, етану, пропану, бутану. Починаючи з пентану (C 5H 12)і вище - це рідини.

Часто вуглеводневі гази у своєму складі містять вуглеводень(CO 2, сірководень H 2S, азот N, гелій He, аргон, Ar, пари ртуті та меркаптани. Зміст CO 2 та H 2S досягає іноді десятків відсотків, а інших домішок - частки відсотків, наприклад, у пластовій суміші АГКМ вміст вуглекислого газу становить 12-15 %, а сірководню 24-30 %.

Молекулярна маса (M) - вуглеводневих газів визначається за такою формулою:

M= ∑MiYi

Mi- молекулярна маса i-го компонента

Yi- Частка i-го компонента в суміші за обсягом.

Щільність-відношення маси речовини до об'єму, що займається.

ρ =m/V [кг/м3 ].

Щільність знаходиться в межах 0,73-1,0 кг/м 3. Насправді користуються відносної щільністю газу - ставлення маси даного газу до маси повітря однакового обсягу.

Відносні густини різних газів наведені нижче:

Повітря - 1,0CH 4 - 0,553N 2- 0,9673C 8H 6 - 1,038CO 2- 1,5291C 3H 8 - 1,523H 2S - 1,1906C 4H 10 - 2,007

Для переходу від обсягу в нормальних умовахдо обсягу займаним цією ж кількістю у пластових умовах служить, об'ємний коефіцієнт пластового газу V, - обсяг, який зайняв би 1м 3 газу у пластових умовах.

V = V0 Z (TP0 / T0 *P)

Де, V0 - обсяг газу в нормальних умовах при початковому тиску P 0 , та температурі T0 .

V - обсяг газу при поточному тиску P і температурі Т. - коефіцієнт понад стисливість газу.

Об'ємний коефіцієнт пластового газу V знаходиться в межах 0.01-0.0075

В'язкість газу - властивість газу чинити опір переміщенню одних частинок щодо інших. У системі СІ динамічна в'язкість вимірюється в мПа*с (милі-паскаль на секунду), наприклад, динамічна в'язкість води при t 0 200C становить µ=1 мПа*с. В'язкість газу газових родовищ коливається в межах: 0,0131-0,0172 мПа * с.

В'язкість пластової суміші АГКМ становить 0,05 - 0,09 мПа * с.

Розчинність газів у нафті

Об'єм однокомпонентного газу, що розчиняється в одиниці об'єму рідини, прямо пропорційний тиску.

Vг/ Vж = αP

Де, V г - обсяг газу, що розчиняється

V ж - обсяг рідини

Нафта та природний газ

План вивчення теми

• 1. Нафта, її елементний склад.
• 2. Коротка характеристика фізичних властивостей нафти.
• 3. Вуглеводневий газ.
• 4. Компонентний склад та коротка характеристика фізичних властивостей газу.
• 5. Поняття про газоконденсат.
• 6. Походження нафти та газу.
• 7. Нафта як джерело забруднення природного довкілля.

Нафта та природний газ - цінні корисні копалини. І.М.Губкін зазначав, що розгадка походження нафти має як науково-технічний інтерес, а й першорядне практичне значення, т.к. вона дозволяє отримати надійні вказівки, у яких місцях шукати нафту, і як доцільно організувати її розвідку.

Походження нафти - одне з найскладніших і досі остаточно невирішених проблем природознавства. В основу існуючих гіпотез покладено уявлення про органічне та неорганічне походження нафти та газу.

Нафта являє собою суміш вуглеводнів, що містить кисневі, сірчисті та азотні сполуки. Залежно від переважання низки вуглеводнів нафти може бути: метанові, нафтенові, ароматичні.

Товарні якості нафти залежить від вмісту парафіну. Розрізняють нафти: малопарафіністі трохи більше 1 %, слабко парафіністі - від 1% до2; високопарафіністі понад 2%.

Основні фізичні властивості нафти характеризує щільність, об'ємний коефіцієнт, в'язкість, стисливість, поверхневий натяг та тиск насичення.

Вуглеводневий газ знаходиться у надрах Землі у вигляді самостійних скупчень, утворюючи чисто газові поклади або газові шапки, а також у розчиненій воді. Горючий газ є сумішшю граничних вуглеводнів метану, етану, пропану і бутану, нерідко у складі газу присутні більш важкі вуглеводні пентан, гексан, гептан. Вуглеводневі гази зазвичай можуть містити вуглекислий газ, азот, сірководень та невеликі кількості рідкісних газів (гелію аргону, неону).

Природні вуглеводневі гази мають такі фізичні властивості, щільність, в'язкість, коефіцієнт стисливості газу, розчинність газу рідини.

Що таке нафту, природний газ?

Якими основними властивостями мають нафту, гази?

Які є теорії походження нафти?

Які нафти називають парафіністими?

Якими властивостями мають нафту?

Основні:

Додаткові: стор.93-99

Умови залягання нафти, природного газу та пластової води у земній корі

План вивчення теми

• 1. Поняття про породи - колектори. Групи порід – колекторів.
• 2. Порові простору в гірських породах, їх види, форма та розміри.
• 3. Колекторські властивості гірських порід.
• 4. Гранулометричний склад.
• 5. Пористість, тріщинуватість.
• 6. Проникність.
• 7. Карбонатність.
• 8. Методи вивчення колекторських властивостей.
• 9. Нафтогазонасиченість порід - колекторів.
• 10. Породи – покришки. Поняття про природні резервуари та пастки. Водонафтові газонафтові контакти. Контури нафтогазоносності.
• 11. Поняття про поклади та родовища нафти та газу.
• 12. Руйнування покладів.
• 13. Пластові води, їхня промислова класифікація. Рухлива та пов'язана вода.
• 14. Загальні відомості про тиск і температуру в нафтових та газових пластах. Карти ізобарів, їх призначення.

Короткий виклад теоретичних питань.

Природний резервуар - природне містище для нафти, газу і води, всередині якого вони можуть циркулювати і форма, якого обумовлена ​​співвідношенням колектора з породами, що вміщають його (колектор) погано проникними. Виділяють три основні типи природних резервуарів: пластові, масивні, літологічно обмежені з усіх боків.

Гірські породи, що мають здатність вміщувати нафту, газ і воду і віддавати їх у промислових кількостях під час розробки, називаються колекторами. Колектори характеризуються ємнісними та фільтраційними властивостями.

Покришками називають погано проникні гірські породи, що перекривають і екранують скупчення нафти та газу. Наявність покришок - найважливіша умова збереження накопичень нафти та газу.

Пастка - частина природного резервуару, в якому завдяки структурному порогу, стратиграфічному екрануванню, літологічному обмеженню можливе утворення скупчень нафти та газу. Будь-яка пастка є об'ємною тривимірною формою, в якій в силу ємнісних, фільтраційних і екрануючих властивостей накопичуються і зберігаються вуглеводні.

Міграцією нафти та газу називаються різні переміщення цих флюїдів у товщі гірських порід. Розрізняють міграцію первинну та вторинну.

Під покладом нафти та газу розуміються локальні промислові скупчення цих корисних копалин у проникних колекторах - пасток різного типу. Просторово обмежена ділянка надр, що містить поклад або кілька покладів нафти і газу, розташованих на одній площі, називається родовищем.

Запитання для самоконтролю на тему:

Які є види природних резервуарів?

Основні властивості порід – колекторів?

Що таке пастка?

Види пасток нафти та газу?

Види міграції нафти та газу?

Види родовищ нафти та газу?

Нафтогазоносні провінції

План вивчення теми

• 1. Районування нафтогазоносних територій Росії, перспективність розвитку;
• 2. Поняття про нафтогазоносні провінції, області та райони, зони нафтогазононакопичення.
• 3. Основні нафтогазоносні провінції та області Росії.
• 4. Найбільші та унікальні нафтові та нафтогазові родовища Росії.
• 5. Характеристика нафтогазоносних провінцій, що мають розвинуту нафтову промисловість(Західно-Сибірській, Волго-Уральській, Тімано-Печорській, Північно-Кавказькій, Східно-Сибірській).
• 6. Основні риси геологічної будови та нафтогазоносність.

Короткий виклад теоретичних питань.

На сході європейської частини РФ розташовуються великі території Волго - Уральська, Прикаспійська нафтогазоносні провінції.

Волго - Уральська нафтогазоносна провінція міцно увійшла до історії нафтогазовидобувної промисловості країни під назвою Другого Баку.

Західно-Сибірська нафтогазоносна провінція відповідає епіпалеозойській платформі, що займає значну частину території величезної Західно-Сибірської низовини.

Прикаспійська нафтогазоносна провінція, розташована на південному сході європейської частини РФ

Необхідно розглянути їх основні риси геологічної будови, нафтогазонність, родовища нафти та газу.

Запитання для самоконтролю на тему:

• 1. Загальна характеристика Волго – Уральської нафтогазоносної провінції?
• 2. Загальна характеристика Західно-Сибірської нафтогазоносної провінції?
• 3. Загальна характеристика прикаспійської нафтогазоносної провінції?
• 4. Основні риси геологічної будови провінцій?

Основні та додаткові джерела на тему

Основні: стор.92 -110; 119 – 132; 215 - 225

Додаткові: стор.105-122

Режими покладів нафти та газу

План вивчення теми

• 1. Джерела енергії в пластах, коротку характеристику режимів роботи нафтових та газових покладів
• 2. Природні режими нафтових та газових покладів, геологічні чинники їх формування та прояви.
• 3. Тиск насичення та його вплив на режим роботи покладів.
• 4. Коротка характеристика водонапірного, упруговодонапірного, газонапірного (режиму газової шапки), розчиненого газу та гравітаційного режимів.
• 5. Характеристика природних режимів газових та газоконденсатних покладів.
• 6. Визначення режимів роботи покладів у процесі дослідно-промислової експлуатації.

Короткий виклад теоретичних питань.

Пластова енергія в покладах нафти та газу може бути така: натиск крайових вод; пружні сили нафти, газу та води; розширення газу розчиненого у нафті; тиск стисненого газу; сила тяжіння. Прояв пластової енергії обумовлюється характером підземного резервуара, типом покладу та формою покладу; колекторськими властивостями пласта всередині покладу та поза нею, складом та співвідношенням флюїдів у покладі, віддаленістю від галузі живлення пластових вод та умовами розробки.

Режимом покладу називається характер прояву пластової енергії, що рухає нафту і газ по пласту до вибоїв свердловин і залежить від природних умовта заходів щодо впливу на пласт.

Залежно від джерела пластової енергії, що забезпечує пересування нафти з пласта в свердловину, існують такі режими нафтових покладів: водонапірний, напруговодонапірний режими; режим розчиненого газу; газонапірний та гравітаційний режими. При одночасному прояві енергії кількох видів прийнято говорити про змішаний або комбінований режим

У розробці газових родовищ використовують водонапірний, газовий, змішаний режими. Водонапірний режим зустрічається дуже рідко.

Технологія розтину продуктивних горизонтів зумовлює підвищення продуктивності свердловин, що покращує приплив нафти і газу зі слабопроникних пропластків, що в кінцевому рахунку сприяє збільшенню нафтовіддачі пластів.

Методи розкриття пластів залежно від пластового тиску та ступеня насиченості пласта нафтою, ступеня дренування, положення газо - водонафтового контакту та глибини залягання пласта та інших факторів.

Конструкцію вибоїв свердловин вибирають з урахуванням літологічних і фізичних властивостей та розташування свердловин на поклади, тому вибої свердловин можуть бути відкритими або з обсадженими стовбурами.

Запитання для самоконтролю