Геология поиски и разведка месторождений нефти и газа. Конспект месторождения нефти


Геология поиски и разведка месторождений нефти и газа - Конспект

Л.В.Милосердова

Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа

Конспект лекций

по программе

НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

под редакцией к.г.-м.н., доц. В.Г.Мартынова

__________

Москва, 2003

____________________________

ОГЛАВЛЕНИЕ

Предисловие

Введение

Часть 1. Геология нефти и газа

1.1. Основные сведения о форме, размерах и строении Земли.

1.2. Земная кора и ее строение.

1.3. Главные источники энергии геологических процессов.

1.4. Тектонические движения. Тектонические структуры.

1.4.1. Общие представления о тектонических движениях.

1.4.2. Новейшие и современные тектонические движения.

1.4.3. Тектонические структуры.

1.5. Минералы и горные породы.

1.5.1. Общие представления о минералах и горных породах.

1.5.2. Магматические горные породы.

1.5.3. Метаморфические горные породы.

1.5.4. Осадочные горные породы.

1.5.5. Породы - коллекторы и породы - флюидоупоры.

1.5.6. Нетрадиционные коллекторы.

1.5.7. Каустобиолиты.

1.5.8. Вода в недрах Земли.

1.6. Стратисфера и графическое изображение ее элементов

1.6.1. Структурные формы осадочных пород.

1.6.2. Изображение геологических тел и их свойств.

Геологические карты и разрезы.

1.7. История Земли.

1.7.1. Методы восстановления истории Земли.

1.7.2. Стратиграфическая (геохронологическая) шкала.

1.7.3. Основные этапы развития Земли.

1.7.4. Жизнь в круговороте углерода и истории Земли.

1.7.5. Ритмы и ранги в земной коре.

1.8. Нефть и газ в недрах Земли.

1.8.1. Нефть, газ, газогидраты. Их химические и

физические свойства.

1.8.2. Происхождение нефти и газа.

1.8.2.1. Концепции неорганического происхождения

нефти.

1.8.2.2. Концепции органического происхождения нефти

(исторический аспект).

1.8.2.3. Образование природного газа.

1.8.3. Современная модель образования залежей нефти

и газа.

1.8.3.1. Аккумуляция рассеянного органического

вещества (РОВ).

1.8.3.2. Преобразование рассеянного органического

вещества в углеводороды.

1.8.3.3. Миграция. Природные резервуары.

1.8.3.4. Ловушки.Образование залежей.

1.8.3.5. Элементы залежей.

1.8.3.6. Генетическая классификация залежей.

1.8.3.7. Консервация залежей.

1.8.3.8. Разрушение залежей.

1.8.4. Нефтегазогеологическое районирование.

1.8.4.1. Иерархия нефтегазогеологических объектов.

1.8.4.2. Основные нефтегазогеологические провинции

России и сопредельных стран.

Часть 2. Поиски и разведка нефти и газа.

2.1. Общее представление о поисково-разведочном

процессе.

2.2. Ресурсы, запасы и их категории.

2.2.1. Общее представление о ресурсах и запасах.

Их классификации.

2.2.2. Подсчетные параметры (исходные данные) и

их определение на различных этапах и стадиях

геологоразведочных работ.

2.2.3. Подсчет и пересчет запасов различными методами.

2.2.4. Размещение ресурсов углеводорода в мире.

2.2.5. Нетрадиционные ресурсы.

2.3. Методы поисково-разведочных работ на нефть и газ

или откуда геологи знают то, что они знают

2.3.1. Геологическое картирование.

2.3.2. Аэрокосмические методы.

2.3.3. Буровые работы.

2.3.4. Геохимические методы.

2.3.5. Геофизические методы.

2.3.5.1.Общее представление о геофизических методах.

2.3.5.2. Методы разведочной (полевой) геофизики.

2.3.5.3. Методы геофизческих исследований скважин

(каротаж).

2.3.5.4. Принципы интерпретации геофизических данных.

2.3.5.5. Прямые методы поисков нефти и газа.

2.3.6. Комплексирование геофизических, геохимических,

аэрокосмических и геологических исследований.

2.4. Этапы и стадии геологоразведочных работ

2.4.1. Региональный этап.

2.4.1.1. Стадия прогноза нефтегазоносности.

2.4.1.2. Стадия оценки зон нефтегазонакопления.

2.4.2. Поисково-оценочный этап.

2.4.2.1. Стадия выявления и подготовки объектов к

поисковому бурению.

2.4.2.2. Построение геологической модели месторождения

(залежи).

2.4.2.3. Стадия поисков месторождений и оценки залежей.

Подстадия поисков.

2.4.2.4. Подстадия оценки месторождений.

2.5. Системы размещения скважин при поисках и оценке

месторождений нефти и газа.

2.5.1. Заложение скважин на антиклиналях.

2.5.1.1 Заложение скважин на антиклиналях простого,

ненарушенного строения.

2.5.1.2 Заложение скважин на нарушенных разломами,

блоковых антиклиналях.

2.5.1.3 Заложение скважин на антиклиналях в особых

случаях.

2.5.2 Заложение скважин на неантиклинальных ловушках(НАЛ).

2.5.2.1. Поиски в ловушках литологического класса.

2.5.2.2. Поиски в рифах и выступах палеорельефа.

2.6. Разведочно-эксплуатационный этап.

2.6.1. Проведение разведочно-эксплуатационного этапа.

2.6.2. Количество разведочных скважин.

2.6.3. Особенности разведки газовых месторождений.

2.6.4. Особенности разведки месторождений на шельфе.

2.6.5. Подсчет и пересчет запасов различными методами.

2.7. Эффективность геолого-разведочных работ на нефть и газ.

2.7.1. Показатели эффективности геолого-разведочных работ.

2.7.2. Причины падения добычи нефти и эфективности

поисково - разведочных работ.

2.7.3. Пути повышения эффективности поисково-разведочных

работ на нефть и газ.

Часть 3. Некоторые геологические аспекты

нефтегазового производства

3.1. Геологические вопросы при разработке месторождений.

3.1.1. Геолого-промысловое обоснование технологических

решений проектирования разработки.

3.1.2. Регулирование процесса разработки.

3.2. Геологические аспекты разработки трудноизвлекаемых

запасов нефти.

3.2.1. Общие сведения о трудноизвлекаемых запасах.

3.2.1.1 Структура трудноизвлекаемых запасов в

энергетическом балансе.

3.2.1.2 Классификация трудноизвлекаемых запасов.

3.2.1.3 Применение материалов аэрокосмических съемок

при изучении залежей с трудноизвлекаемыми

запасами.

3.2.2. Методы увеличения нефтеотдачи в залежах с

трудноизвлекаемыми запасами.

3.2.2.1. Физико-химические методы.

3.2.2.2. Теплофизические методы.

3.2.2.3. Термохимические методы.

3.2.2.4. Режимные методы.

3.2.2.5. Методы механического разрушения пласта

или его призабойной зоны.

3.2.2.6. Технологические методы.

3.3. Геологические вопросы транспортировки и хранения

нефти, газа и отходов нефтегазового производства.

3.4. Проблемы геоэкологии и экологического мониторинга

в нефтегазовой отрасли.

3.4.1. Проблема техногенного нарушения недр в

нефтедобывающих регионах.

3.4.2. Проблема радоактивного загрязнения недр

продуктами ядерных взрывов.

3.4.3. Охрана недр при бурении скважин и разработке

месторождений.

3.4.4. Геоэкологический мониторинг.

3.5. Геологические аспекты экономической оценки

неразведанных месторождений.

Заключение. Проблемы и перспективы удовлетврения

энергетических потребностей в мире.

Не то, что мните вы, природа,

Не слепок, не бездушный лик,

В ней есть душа, в ней есть свобода

В ней есть любовь, в ней есть язык.

Ф.Тютчев

часть 1.

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА.

    1. Основные сведения о форме, размерах и строении Земли.

Земля имеет форму, близкую к форме трехосного эллипсоида вращения, точнее, – геоида – тела неправильной формы которое принял бы уровень воды, если вся Земля была бы покрыта океаном. Рельеф Земли добавляет свои неровности. Форма Земли, к тому же, непостоянна.

Во - первых, она искажается приливами, в результате которых в разное время отдельные части Земли воздымаются и опускаются. Например, на широте Москвы «каменные приливы» достигают 50 см. Это явление практически не учитывается классической нефтегазовой геологией, однако, сейчас можно встретить публикации, в которых изучается зависимость процессов нефтегазонакопления и нефтеотдачи от «каменного дыхания» Земли.

Во вторых, скорость вращения Земли неравномерна. Она то замедляет свое вращение, и тогда ее полярная ось приобретает больший размер, то ускоряет, и тогда размер полярной оси уменьшается. Это явление также не учитывается классической нефтегазовой геологией, хотя в настоящее время с этими ротационными силами связывают образование систем трещин и некоторые другие явления. Отличие формы Земли от шара очень невелико, по сравнению с ее размером. Радиус Земли в среднем 6371 км. Самая глубокая скважина – Кольская – глубиной 12262 м - составляет ничтожную часть ее толщины, а только на такую глубину у нас имеются каменные образцы горных пород. Все остальные сведения о недрах - косвенные. По этим данным – сейсмическим, изучения состава метеоритов, измерениям средней плотности Земли и сопоставлением этих наблюдений с плотностью известных горных пород, признано, что Земля состоит из оболочек - геосфер, разделенных границами с резкими изменениями физических свойств ее вещества. В основном – это изменения скорости прохождения сквозь Землю упругих волн. Сейчас таких геосфер выделяется более десятка, но самые резкие границы разделяют ядро, в котором выделяют внутреннее (ядрышко) и внешнее ядро мантию (верхнюю и нижнюю) и земную кору.

Расчетная плотность – ядра – 11-8 г/см. куб. Предполагается, что его состав - железоникелевый. Плотность мантии 3-5 г/см куб. Считается, что она состоит из железно-никелевых силикатов. В верхней части мантии расположены очаги расплавленных пород (первичного магматизма), получившие название астеносфера - ослабленная сфера (рис. 1).

Внешнее ядро

13.6

6371

Рис. 1.1 Земля, ее строение и состав.

Фрагменты астеносферы фиксируются, главным образом, под островными дугами, в таких районах как Япония, срединно-океанические хребты. Под такими территориями, как древние платформы, астеносфера наблюдается в виде отдельных линз. Сверху залегает земная кора, имеющая резко различное строение в разных своих частях. Земная кора вместе с надастеносферной мантией и астеносферой образует литосферу (каменную сферу).

Температура в недрах Земли по разным оценкам достигает 3,5 – 6 тыс. град. Однако, несмотря на такие гигантские величины, вещество в Земле не расплавлено из-за гигантских давлений, а находится в особом состоянии, которое пока в лабораторных условиях в достаточном объеме не воссоздано, и в должной степени не изучено.

Давление на глубинах 50-100 км составляет 30 тыс. атм., а в центре Земли достигает 3,5 млн. атм.

Изменения значений давления в глубинах Земли приведено в табл. 4.

Таблица 4.

Температура (по Б.Гутенбергу) и давление (по Буллену)

в глубине Земли

Глубина, км

20

100

500

640

1900

2900

6370

Температура,˚С.

600

1400

1800

2000 –5000

Давление, мегабары

0,009

0,025

0,140

0,2

0,9

1,3

3,5-3,9

В целом Земля представляет собой равновесную систему, однако, в отдельные промежутки времени и на отдельных участках, обнаруживаются отклонения от этого равновесия. В этих зонах возникают перепады давлений, которые постепенно релаксируют. Первыми всегда стремятся переместиться из области большего давления в область меньшего давления флюиды(смесь жидкостей и газов, находящаяся в недрах).

Земля, как планета еще не завершила своего развития. В ее недрах проходит гравитационная дифференциация вещества. Легкие элементы поднимаются, тяжелые – опускаются. Продолжается радиоактивный распад элементов, в результате которого Земля продолжает разогреваться, а выделяющееся тепло по конвекционным ячеям поступает к ее поверхности.

    1. Земная кора и ее строение.

Земная кора или литосфера (литос – камень) – каменная оболочка Земли имеет различное строение под океанами и континентами (рис. 1.2). Под океанами ее толщина едва достигает 10 км. В ней выделяется 2 слоя – «базальтовый», сходный по сейсмическим свойствам с базальтами, маломощный осадочный, состоящий из слоистых пород, образующих стратисферу (слоистую сферу).

Под континентами и шельфом, который является континентом, покрытым океанскими водами, земная кора имеет толщину (мощность) 15-20 км под равнинными территориями и увеличивается до 75 км под горными сооружениями. В ней выделяется 3 слоя - «базальтовый», «гранитный» и «осадочный». Мощность коры тем больше, чем выше горы. То есть, в земной коре образуются, так называемые, «корни гор», и ее вес на мантию всюду остается постоянным, потому что плотность гранитного слоя намного меньше, чем базальтового. Это явление было названо изостазией. В настоящее время эта модель строения земной коры усложняется и пересматривается.

Осадочный слой на континентах имеет различную мощность – от нулевой (например, на Балтийском или на Украинском щитах), в горных сооружениях, до нескольких километров на материковых платформах. В отдельных местах он достигает толщины 10 км и более в Прикаспийской впадине.

Рис.1.2. Основные типы строения земной коры и ее главные структурные элементы (по В.Е.Хаину).

1 –осадочный слой, 2 – гранитный слой,3 – базальтовый слой, 4 – верхняя мантия, 5 – характеристика слоев (в числителе – средняя мощность в км, в знаменателе – средние скорости сейсмических волн, км/с).

Температура в земной коре возрастает с увеличением глубины – на равнинных территориях – в меньшей степени, в горных районах и предгорьях – в большей. Есть на Земле локальные участки, где температура поверхности аномально высока – Исландия, Камчатка, и др. Прирост температуры на 100 м глубины называется геотермическим градиентом. В табл.5 приведены значения геотермического градиента, замеренные в скважинах.

Таблица 5.

Средние величины геотермических градиентов в нефтегазоносных регионах

России и ближнего зарубежья (по А.А.Карцеву и др., 2001 с упрощениями).

Регион

Интер-вал глубин, км

Средний

геотерми

ческий

градиент в °С/100м

Регион

Интер-вал глубин, км

Средний геотерми

ческий

градиент в °С/100м

Печорская синеклиза

0,5-2,5

2,7

Восточное Предкавказье (Терско-Каспийский прогиб)

≤2,0

4,0 в аномалиях до 9

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция

0,5-2,5

1,8

Днепровско-Донецкая впадина

0,5-3,5

2,7

Южно-Мангышлакская впадина

≤2,5

3,75

Припятский прогиб

0,5-3,0

1,4

Сурхан-Дарьинская впадина

2,0

3

Прикаспийская впадина

0,5-3,0

2,0

Куринская впадина

≤2,5

3,5

Бухаро-Хивинский район

≤2,0

3

Рионская впадина

≤3

2,6

Центральное Предкавказье

≤3,5

3,7

Западно-Сибирская плита

≤3,5

3,4

Вся толща земной коры, в большей, или меньшей степени пронизана потоками флюидов – газами и растворами воды и углеводородов, которые поступают в литосферу, как из мантии, так и из атмосферы и гидросферы. В целом земная кора находится в равновесии, и только там, где изостазия нарушается, чтобы это равновесие восстановить в земной коре активизируются, различные движения. Флюиды, будучи наиболее подвижными компонентами геосфер, устремляются из областей высокого давления в области низкого давления.

    1. Главные источники энергии

геологических процессов.

Земля питается от двух главных источников энергии. Они порождают два типа геологических процессов – экзогенные – внешние, происходящие, главным образом за счет энергии Солнца, и эндогенные – внутренние, происходящие за счет внутренних процессов в Земле.

Солнце основной поставщик энергии на Землю. Излучение Солнца достигает 1026 кал/сек, на Землю попадает ½ млрд. части этой энергии. Однако за 3 дня мы получаем на Землю от Солнца больше тепла, чем дало бы сжигание всех запасов угля, нефти и лесов планеты. В среднем на Землю от Солнца поступает 10-2 кал/см2с. За счет неравномерного поступления энергии Солнца на разные широты происходят атмосферные явления - ветер, течение рек, рост и таяние ледников. Благодаря энергии Солнца развивается животный и растительный мир, продуцирующие накопление горючих ископаемых, существует человек.

Экзогенные процессы протекают в приповерхностных частях Земли. Их деятельность направлена, преимущественно, на разрушение поднятий рельефа (денудацию, эрозию), перенос (транспортировку) разрушенного вещества в пониженные участки и их заполнение (аккумуляцию, седиментацию). За счет энергии Солнца протекает фотосинтез, позволяющий переводить окисную форму углерода (СО2) в закисную, в органическое вещество и углеводороды. Затем это вещество захоранивается в виде горючих полезных ископаемых.

Пока недостаточно изучена роль энергии ударных воздействий метеоритов, падающих на Землю сейчас, и, вероятно, в несравненно большей степени, раньше, когда атмосфера была еще недостаточно плотной.

Эндогенные процессы протекают в недрах Земли и вызывают землетрясения, извержения вулканов, переплавление и химическое изменение горных пород под действием высоких давлений и температур. В результате преобразуются (метаморфизуются) старые и образуются новые горные породы, нарушается их первоначальное залегание. В этом случае перемещение геологических тел может происходить и против силы тяжести. В горных породах образуются разрывы. С эндогенными процессами связано возникновение материков, океанических впадин и горных систем.

Эндогенные процессы обусловлены напряжениями в теле Земли, образованными в результате гравитационной дифференциации, и радиоактивного разогрева вещества Земли. Причем, в виде тепла к поверхности Земли энергия приходит в очень небольшом количестве – всего в целом 10-6 кал/см2. Основная доля эндогенной энергии проявляются в форме конвекционных потоков, порождая движения материков и воздымание гор (рис. 1.3).

Рис. 1.3.

Конвекционные ячеи в мантии и структуры

земной коры

В меньшем масштабе сходные процессы возникают и в осадочной оболочке. Так образуются соляные, грязевые, гранитные диапиры - структуры, образованные «протыканием» вышележащих пород нижележащими. Такая ситуация в земной коре возникает, если легкие породы (каменная соль) окажутся погребенными под более тяжелыми (глиной). При этом они стремятся всплыть сквозь вышележащие толщи. Получившиеся геологические образования называются диапиры, а само явление – диапиризм. С ними часто бывают связаны месторождения нефти и газа.

Итак, вещество поступает в земную кору из мантии, здесь оно преобразуется, обогащается кислородом, и вновь затягивается в мантию, или продолжает участвовать в циклах преобразования горных пород внутри земной коры.

textarchive.ru

Л.В.Милосердова - Милосердова Л.В. Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа. Конспект лекций

Милосердова Л.В. Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа. Конспект лекцийДоступные файлы (1):

n1.doc

Л.В.Милосердова

Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газаКонспект лекций

по программеНЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

под редакцией к.г.-м.н., доц. В.Г.Мартынова

__________Москва, 2003____________________________ОГЛАВЛЕНИЕПредисловие

Введение

Часть 1. Геология нефти и газа

1.1. Основные сведения о форме, размерах и строении Земли.

1.2. Земная кора и ее строение.

1.3. Главные источники энергии геологических процессов.

1.4. Тектонические движения. Тектонические структуры.

1.4.1. Общие представления о тектонических движениях.

1.4.2. Новейшие и современные тектонические движения.

1.4.3. Тектонические структуры.

1.5. Минералы и горные породы.

1.5.1. Общие представления о минералах и горных породах.

1.5.2. Магматические горные породы.

1.5.3. Метаморфические горные породы.

1.5.4. Осадочные горные породы.

1.5.5. Породы - коллекторы и породы - флюидоупоры.

1.5.6. Нетрадиционные коллекторы.

1.5.7. Каустобиолиты.

1.5.8. Вода в недрах Земли.

1.6. Стратисфера и графическое изображение ее элементов

1.6.1. Структурные формы осадочных пород.

1.6.2. Изображение геологических тел и их свойств.

Геологические карты и разрезы.

1.7. История Земли.

1.7.1. Методы восстановления истории Земли.

1.7.2. Стратиграфическая (геохронологическая) шкала.

1.7.3. Основные этапы развития Земли.

1.7.4. Жизнь в круговороте углерода и истории Земли.

1.7.5. Ритмы и ранги в земной коре.

1.8. Нефть и газ в недрах Земли.

1.8.1. Нефть, газ, газогидраты. Их химические и

физические свойства.

1.8.2. Происхождение нефти и газа.

1.8.2.1. Концепции неорганического происхождения

нефти.

1.8.2.2. Концепции органического происхождения нефти

(исторический аспект).

1.8.2.3. Образование природного газа.

1.8.3. Современная модель образования залежей нефти

и газа.

1.8.3.1. Аккумуляция рассеянного органического

вещества (РОВ).

1.8.3.2. Преобразование рассеянного органического

вещества в углеводороды.

1.8.3.3. Миграция. Природные резервуары.

1.8.3.4. Ловушки.Образование залежей.

1.8.3.5. Элементы залежей.

1.8.3.6. Генетическая классификация залежей.

1.8.3.7. Консервация залежей.

1.8.3.8. Разрушение залежей.

1.8.4. Нефтегазогеологическое районирование.

1.8.4.1. Иерархия нефтегазогеологических объектов.

1.8.4.2. Основные нефтегазогеологические провинции

России и сопредельных стран.

Часть 2. Поиски и разведка нефти и газа.

2.1. Общее представление о поисково-разведочном

процессе.

2.2. Ресурсы, запасы и их категории.

2.2.1. Общее представление о ресурсах и запасах.

Их классификации.

2.2.2. Подсчетные параметры (исходные данные) и

их определение на различных этапах и стадиях

геологоразведочных работ.

2.2.3. Подсчет и пересчет запасов различными методами.

2.2.4. Размещение ресурсов углеводорода в мире.

2.2.5. Нетрадиционные ресурсы.

2.3. Методы поисково-разведочных работ на нефть и газ

или откуда геологи знают то, что они знают

2.3.1. Геологическое картирование.

2.3.2. Аэрокосмические методы.

2.3.3. Буровые работы.

2.3.4. Геохимические методы.

2.3.5. Геофизические методы.

2.3.5.1.Общее представление о геофизических методах.

2.3.5.2. Методы разведочной (полевой) геофизики.

2.3.5.3. Методы геофизческих исследований скважин

(каротаж).

2.3.5.4. Принципы интерпретации геофизических данных.

2.3.5.5. Прямые методы поисков нефти и газа.

2.3.6. Комплексирование геофизических, геохимических,

аэрокосмических и геологических исследований.

2.4. Этапы и стадии геологоразведочных работ

2.4.1. Региональный этап.

2.4.1.1. Стадия прогноза нефтегазоносности.

2.4.1.2. Стадия оценки зон нефтегазонакопления.

2.4.2. Поисково-оценочный этап.

2.4.2.1. Стадия выявления и подготовки объектов к

поисковому бурению.

2.4.2.2. Построение геологической модели месторождения

(залежи).

2.4.2.3. Стадия поисков месторождений и оценки залежей.

Подстадия поисков.

2.4.2.4. Подстадия оценки месторождений.

2.5. Системы размещения скважин при поисках и оценке

месторождений нефти и газа.

2.5.1. Заложение скважин на антиклиналях.

2.5.1.1 Заложение скважин на антиклиналях простого,

ненарушенного строения.

2.5.1.2 Заложение скважин на нарушенных разломами,

блоковых антиклиналях.

2.5.1.3 Заложение скважин на антиклиналях в особых

случаях.

2.5.2 Заложение скважин на неантиклинальных ловушках(НАЛ).

2.5.2.1. Поиски в ловушках литологического класса.

2.5.2.2. Поиски в рифах и выступах палеорельефа.

2.6. Разведочно-эксплуатационный этап.

2.6.1. Проведение разведочно-эксплуатационного этапа.

2.6.2. Количество разведочных скважин.

2.6.3. Особенности разведки газовых месторождений.

2.6.4. Особенности разведки месторождений на шельфе.

2.6.5. Подсчет и пересчет запасов различными методами.

2.7. Эффективность геолого-разведочных работ на нефть и газ.

2.7.1. Показатели эффективности геолого-разведочных работ.

2.7.2. Причины падения добычи нефти и эфективности

поисково - разведочных работ.

2.7.3. Пути повышения эффективности поисково-разведочных

работ на нефть и газ.

Часть 3. Некоторые геологические аспекты

нефтегазового производства

3.1. Геологические вопросы при разработке месторождений.

3.1.1. Геолого-промысловое обоснование технологических

решений проектирования разработки.

3.1.2. Регулирование процесса разработки.

3.2. Геологические аспекты разработки трудноизвлекаемых

запасов нефти.

3.2.1. Общие сведения о трудноизвлекаемых запасах.

3.2.1.1 Структура трудноизвлекаемых запасов в

энергетическом балансе.

3.2.1.2 Классификация трудноизвлекаемых запасов.

3.2.1.3 Применение материалов аэрокосмических съемок

при изучении залежей с трудноизвлекаемыми

запасами.

3.2.2. Методы увеличения нефтеотдачи в залежах с

трудноизвлекаемыми запасами.

3.2.2.1. Физико-химические методы.

3.2.2.2. Теплофизические методы.

3.2.2.3. Термохимические методы.

3.2.2.4. Режимные методы.

3.2.2.5. Методы механического разрушения пласта

или его призабойной зоны.

3.2.2.6. Технологические методы.

3.3. Геологические вопросы транспортировки и хранения

нефти, газа и отходов нефтегазового производства.

3.4. Проблемы геоэкологии и экологического мониторинга

в нефтегазовой отрасли.

3.4.1. Проблема техногенного нарушения недр в

нефтедобывающих регионах.

3.4.2. Проблема радоактивного загрязнения недр

продуктами ядерных взрывов.

3.4.3. Охрана недр при бурении скважин и разработке

месторождений.

3.4.4. Геоэкологический мониторинг.

3.5. Геологические аспекты экономической оценки

неразведанных месторождений.

Заключение. Проблемы и перспективы удовлетворения

энергетических потребностей в мире.

Не то, что мните вы, природа,

Не слепок, не бездушный лик,

В ней есть душа, в ней есть свобода

В ней есть любовь, в ней есть язык.

Ф.Тютчев

часть 1.

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА.

    1. Основные сведения о форме, размерах и строении Земли.

Земля имеет форму, близкую к форме трехосного эллипсоида вращения, точнее, – геоида – тела неправильной формы которое принял бы уровень воды, если вся Земля была бы покрыта океаном. Рельеф Земли добавляет свои неровности. Форма Земли, к тому же, непостоянна.

Во - первых, она искажается приливами, в результате которых в разное время отдельные части Земли воздымаются и опускаются. Например, на широте Москвы «каменные приливы» достигают 50 см. Это явление практически не учитывается классической нефтегазовой геологией, однако, сейчас можно встретить публикации, в которых изучается зависимость процессов нефтегазонакопления и нефтеотдачи от «каменного дыхания» Земли.

Во вторых, скорость вращения Земли неравномерна. Она то замедляет свое вращение, и тогда ее полярная ось приобретает больший размер, то ускоряет, и тогда размер полярной оси уменьшается. Это явление также не учитывается классической нефтегазовой геологией, хотя в настоящее время с этими ротационными силами связывают образование систем трещин и некоторые другие явления. Отличие формы Земли от шара очень невелико, по сравнению с ее размером. Радиус Земли в среднем 6371 км. Самая глубокая скважина – Кольская – глубиной 12262 м - составляет ничтожную часть ее толщины, а только на такую глубину у нас имеются каменные образцы горных пород. Все остальные сведения о недрах - косвенные. По этим данным – сейсмическим, изучения состава метеоритов, измерениям средней плотности Земли и сопоставлением этих наблюдений с плотностью известных горных пород, признано, что Земля состоит из оболочек - геосфер, разделенных границами с резкими изменениями физических свойств ее вещества. В основном – это изменения скорости прохождения сквозь Землю упругих волн. Сейчас таких геосфер выделяется более десятка, но самые резкие границы разделяют ядро, в котором выделяют внутреннее (ядрышко) и внешнее ядро мантию (верхнюю и нижнюю) и земную кору.

Расчетная плотность – ядра – 11-8 г/см. куб. Предполагается, что его состав - железоникелевый. Плотность мантии 3-5 г/см куб. Считается, что она состоит из железно-никелевых силикатов. В верхней части мантии расположены очаги расплавленных пород (первичного магматизма), получившие название астеносфера - ослабленная сфера (рис. 1). Внешнее ядро13.6

6371

Рис. 1.1 Земля, ее строение и состав.Фрагменты астеносферы фиксируются, главным образом, под островными дугами, в таких районах как Япония, срединно-океанические хребты. Под такими территориями, как древние платформы, астеносфера наблюдается в виде отдельных линз. Сверху залегает земная кора, имеющая резко различное строение в разных своих частях. Земная кора вместе с надастеносферной мантией и астеносферой образует литосферу (каменную сферу).

Температура в недрах Земли по разным оценкам достигает 3,5 – 6 тыс. град. Однако, несмотря на такие гигантские величины, вещество в Земле не расплавлено из-за гигантских давлений, а находится в особом состоянии, которое пока в лабораторных условиях в достаточном объеме не воссоздано, и в должной степени не изучено.

Давление на глубинах 50-100 км составляет 30 тыс. атм., а в центре Земли достигает 3,5 млн. атм.Изменения значений давления в глубинах Земли приведено в табл. 4.Таблица 4.

Температура (по Б.Гутенбергу) и давление (по Буллену)

в глубине Земли

Глубина, км 20 100 500 640 1900 2900 6370
Температура,˚С. 600 1400 1800 2000 –5000
Давление, мегабары 0,009 0,025 0,140 0,2 0,9 1,3 3,5-3,9

В целом Земля представляет собой равновесную систему, однако, в отдельные промежутки времени и на отдельных участках, обнаруживаются отклонения от этого равновесия. В этих зонах возникают перепады давлений, которые постепенно релаксируют. Первыми всегда стремятся переместиться из области большего давления в область меньшего давления флюиды (смесь жидкостей и газов, находящаяся в недрах).

Земля, как планета еще не завершила своего развития. В ее недрах проходит гравитационная дифференциация вещества. Легкие элементы поднимаются, тяжелые – опускаются. Продолжается радиоактивный распад элементов, в результате которого Земля продолжает разогреваться, а выделяющееся тепло по конвекционным ячеям поступает к ее поверхности.

    1. Земная кора и ее строение.

Земная кора или литосфера (литос – камень) – каменная оболочка Земли имеет различное строение под океанами и континентами (рис. 1.2). Под океанами ее толщина едва достигает 10 км. В ней выделяется 2 слоя – «базальтовый», сходный по сейсмическим свойствам с базальтами, маломощный осадочный, состоящий из слоистых пород, образующих стратисферу (слоистую сферу).

Под континентами и шельфом, который является континентом, покрытым океанскими водами, земная кора имеет толщину (мощность) 15-20 км под равнинными территориями и увеличивается до 75 км под горными сооружениями. В ней выделяется 3 слоя - «базальтовый», «гранитный» и «осадочный». Мощность коры тем больше, чем выше горы. То есть, в земной коре образуются, так называемые, «корни гор», и ее вес на мантию всюду остается постоянным, потому что плотность гранитного слоя намного меньше, чем базальтового. Это явление было названо изостазией. В настоящее время эта модель строения земной коры усложняется и пересматривается.

Осадочный слой на континентах имеет различную мощность – от нулевой (например, на Балтийском или на Украинском щитах), в горных сооружениях, до нескольких километров на материковых платформах. В отдельных местах он достигает толщины 10 км и более в Прикаспийской впадине.

Рис.1.2. Основные типы строения земной коры и ее главные структурные элементы (по В.Е.Хаину).

1 –осадочный слой, 2 – гранитный слой,3 – базальтовый слой, 4 – верхняя мантия, 5 – характеристика слоев (в числителе – средняя мощность в км, в знаменателе – средние скорости сейсмических волн, км/с).

Температура в земной коре возрастает с увеличением глубины – на равнинных территориях – в меньшей степени, в горных районах и предгорьях – в большей. Есть на Земле локальные участки, где температура поверхности аномально высока – Исландия, Камчатка, и др. Прирост температуры на 100 м глубины называется геотермическим градиентом. В табл.5 приведены значения геотермического градиента, замеренные в скважинах.Таблица 5.

Средние величины геотермических градиентов в нефтегазоносных регионах

России и ближнего зарубежья (по А.А.Карцеву и др., 2001 с упрощениями).

Регион Интер-вал глубин, км Средний

геотерми

ческий

градиент в °С/100м

Регион Интер-вал глубин, км Средний геотерми

ческий

градиент в °С/100м

Печорская синеклиза 0,5-2,5 2,7 Восточное Предкавказье (Терско-Каспийский прогиб) ?2,0 4,0 в аномалиях до 9
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция 0,5-2,5 1,8
Днепровско-Донецкая впадина 0,5-3,5 2,7 Южно-Мангышлакская впадина ?2,5 3,75
Припятский прогиб 0,5-3,0 1,4 Сурхан-Дарьинская впадина 2,0 3
Прикаспийская впадина 0,5-3,0 2,0 Куринская впадина ?2,5 3,5
Бухаро-Хивинский район ?2,0 3 Рионская впадина ?3 2,6
Центральное Предкавказье ?3,5 3,7 Западно-Сибирская плита ?3,5 3,4

Вся толща земной коры, в большей, или меньшей степени пронизана потоками флюидов – газами и растворами воды и углеводородов, которые поступают в литосферу, как из мантии, так и из атмосферы и гидросферы. В целом земная кора находится в равновесии, и только там, где изостазия нарушается, чтобы это равновесие восстановить в земной коре активизируются, различные движения. Флюиды, будучи наиболее подвижными компонентами геосфер, устремляются из областей высокого давления в области низкого давления.

    1. Главные источники энергии
геологических процессов.Земля питается от двух главных источников энергии. Они порождают два типа геологических процессов – экзогенные – внешние, происходящие, главным образом за счет энергии Солнца, и эндогенные – внутренние, происходящие за счет внутренних процессов в Земле.

Солнце основной поставщик энергии на Землю. Излучение Солнца достигает 1026 кал/сек, на Землю попадает Ѕ млрд. части этой энергии. Однако за 3 дня мы получаем на Землю от Солнца больше тепла, чем дало бы сжигание всех запасов угля, нефти и лесов планеты. В среднем на Землю от Солнца поступает 10-2 кал/см2с. За счет неравномерного поступления энергии Солнца на разные широты происходят атмосферные явления - ветер, течение рек, рост и таяние ледников. Благодаря энергии Солнца развивается животный и растительный мир, продуцирующие накопление горючих ископаемых, существует человек.

Экзогенные процессы протекают в приповерхностных частях Земли. Их деятельность направлена, преимущественно, на разрушение поднятий рельефа (денудацию, эрозию), перенос (транспортировку) разрушенного вещества в пониженные участки и их заполнение (аккумуляцию, седиментацию). За счет энергии Солнца протекает фотосинтез, позволяющий переводить окисную форму углерода (СО2) в закисную, в органическое вещество и углеводороды. Затем это вещество захоранивается в виде горючих полезных ископаемых.

Пока недостаточно изучена роль энергии ударных воздействий метеоритов, падающих на Землю сейчас, и, вероятно, в несравненно большей степени, раньше, когда атмосфера была еще недостаточно плотной.

Эндогенные процессы протекают в недрах Земли и вызывают землетрясения, извержения вулканов, переплавление и химическое изменение горных пород под действием высоких давлений и температур. В результате преобразуются (метаморфизуются) старые и образуются новые горные породы, нарушается их первоначальное залегание. В этом случае перемещение геологических тел может происходить и против силы тяжести. В горных породах образуются разрывы. С эндогенными процессами связано возникновение материков, океанических впадин и горных систем.

Эндогенные процессы обусловлены напряжениями в теле Земли, образованными в результате гравитационной дифференциации, и радиоактивного разогрева вещества Земли. Причем, в виде тепла к поверхности Земли энергия приходит в очень небольшом количестве – всего в целом 10-6 кал/см2. Основная доля эндогенной энергии проявляются в форме конвекционных потоков, порождая движения материков и воздымание гор (рис. 1.3).

Рис. 1.3.

Конвекционные ячеи в мантии и структуры

земной коры

perviydoc.ru

Геология поиски и разведка месторождений нефти и газа - Конспект

Иногда в рекламных материалах и паспортах указываются меньшие разрешения. Они относятся к практически недостижимым идеальным условиям.

Ультрафиолетовая съемка. Атмосфера Земли интенсивно поглощает ультрафиолетовое излучение, поэтому применение ультрафиолетовых съемок не получило широкого распространения. С другой стороны, углеводороды способны светиться при облучении ультрафиолетом. Поэтому люминесцентная съемка используется для обнаружения нефти и газов – чаще всего не природных месторождений, а техногенных загрязнений.

Съемка в видимом и ближнем инфракрасном диапазоне. Глаз человека видит изображение в интервале примерно от 0,4 (фиолетовый цвет) – 0,75 (красный цвет) мкм. Свойства излучения ближнего инфракрасного (ИК) диапазона очень близки к свойствам видимого спектра, их воспринимают фотопленки и другие датчики и их обычно используют совместно со съемками в видимом цвете. Съемку ведут в широкой полосе видимого и ближнего ИК спектра, или же в отдельных узких зонах. В настоящее время существуют многочисленные варианты узкополосных съемочных аппаратов. При этом съемка в коротковолновой части спектра рекомендуется при работах на шельфе, так как это излучение проходит сквозь воду, а также в пустынных засушливых регионах. Однако геологи больше любят работать с ближней инфракрасной областью спектра, так как на этих изображениях строение территории выступает обычно наиболее наглядно. Изображения можно визуализировать в монохромном (черно-белом), или полихромном (цветном) виде. Изображения, полученные в отдельных узких зонах спектра можно кодировать в различные цвета, и соединять друг с другом складывая их, вычитая, и делая различные другие математические действия, так, чтобы интересующий исследователя объект выглядел наиболее выразительно. Для этого, только нужно знать, что именно интересует исследователя, где это находится и как выглядит.

Инфракрасная съемка фиксирует тепловое излучение поверхности Земли как собственное, так и отраженное от земли солнечное. Материалы инфракрасной съемки используют для установления границ горных пород с различной теплоемкостью, которая предопределяется различным литологическим составом. Разрывные нарушения, особенно обводненные, отчетливо читаются на снимках в виде темных полос за счет испарения воды и охлаждения пород в зонах разрывов.

Месторождения нефти и газа также сопровождаются тепловыми аномалиями в результате жизнедеятельности живущих в месторождении бактерий. Важным применением тепловых снимков является контроль промышленных стоков, загрязнениями акваторий аварий на нефтепроводах, пожары.

Радиолокационная съемка основана на способности геолого-геоморфологических объектов по-разному отражать узконаправленные на них радиоимпульсы сантиметрового диапазона. К недостаткам метода относится сравнительно низкое разрешение, к достоинствам – всепогодность (возможны также съемки и в ночное время), выразительное изображение структур, проникновение под слой растительности и почвы.

Характеристики изображений, связанные с высотой полета приблизительны, потому, что они зависят также от применяемой аппаратуры. Тем не менее, очевидно, что чем больше высота полета, тем значительнее обзорность получаемых изображений и тем меньше размер деталей, которые мы можем разглядеть. Остальные упомянутые в таблице виды съемок не требуют каких-либо пояснений.

Чтобы извлечь из снимка геологическую информацию, его необходимо отдешифрировать – распознать в линиях и пятнах геологические объекты, которые они отражают. Наилучшим образом на снимках дешифрируются разломы и трещины. Они выделяются в виде прямых линий, называемых линеаментами - отрезками рек, границами фототона и фоторисунка. Неплохо выделяются антиклинальные складки, солянокупольная тектоника и грязевые вулканы. Наилучшим образом на снимках отражаются проявления новейшей и часто - современной тектоники. Дешифровочные признаки, элементы ландшафта и, следовательно, особенности фотоизображения отражающие один и тот же геологический объект могут отличаться друг от друга в различных геологических контекстах, ландшафтных условиях, и на разных снимках.

* * *

Широкое применение аэрокосмических методов в практике нефтегазопоисковых работ связано с большой их результативностью при незначительных затратах труда и средств. Эти методы позволяют точнее нацеливать дорогостоящие геофизические и буровые работы, сокращать их объем, ускорять время проведения геолого-структурной съемки. Аэрокосмические методы могут применяться, как самостоятельный вид работ, а могут входить как обязательная составляющая в комплекс работ по геологическому картированию и других нефтегазогеологических работ, являясь основой для интерполяции точечных наблюдений, своеобразным «информационным цементом» для других геологических данных.

Аэрокосмический метод – косвенный. Он обязательно требует подтверждения наземными работами.

2.11.3. Буровые работы.

Истина - на основании долота.

Разнообразные буровые работы – самые дорогостоящие и времяемкие в комплексе нефтегазогеологических исследований. Из назначения скважины вытекает тот типовой набор геолого-геофизических исследований, который в ней проводится и в большой степени влияет на ее стоимость.

При планировании места заложения скважины составляется геолого-технический наряд, в котором по установленной форме приводятся все сведения, которые могут понадобиться буровому мастеру при ее бурении. Это литолого- стратиграфический разрез с предполагаемыми мощностями, необходимые параметры бурового раствора, виды бурового инструмента и диаметры труб, возможные осложнения при бурении, виды и глубины отбора проб и аналитических работ. Геолого - технический наряд составляется на основе всех имеющихся данных о территории, аналогий и теоретических моделей. Краткая сводка различных видов скважин приведена в таблице 23. На рис. 2.3. приведена карта размещения глубоких и сверхглубоких скважин и глубинных сейсмических профилей на территории России и прилегающих территорий.

Рис. 2.3. Карта расположения глубоких и сверхглубоких скважин

и глубинных сейсмических профилей (По Ершову, 1986).

1 – буровые скважине, а – сверхглубокие и б – глубокие,

2 сейсмические профили существующие, 3 – планируемые.

Таблица 23.

Классификация скважин и их характеристика

Вид скважин

Назначение

Краткая характеристика

Опорные

Изучение литолого-стратиграфических характеристик разреза и перспектив нефтегазоносности до фундамента, или на максимально возможную глубину.

Закладывается на участках максимально полного разреза. Работы ведутся с максимально возможным отбором керна и шлама и полным комплексом ГИС и опробованием перспективных на нефть и газ горизонтов. Самый дорогой вид скважин, бурятся 1 на тыс. кв. км.

Параметрические

Изучение литолого-стратиграфических характеристик разреза нефтегазоперспективных зон или ранее не вскрытых частей разреза, взаимоотношений стратиграфических комплексов, изучение геофизических параметров разреза, его гидрогеологических, термобарических характеристик, оценка перспектив нефтегазносности.

Закладываются в точках предположительно максимально информативных для выявления локальных стуктур, или профилями. Данные увязываются с региональными геофизическими работами. Бурятся с максимально возможным отбором керна и шлама в перспективных частях разреза, полным комплексом геофизических исследований. Бурятся до фундамента, или на технически доступную часть разреза (реально - потенциально нефтегазоносную часть разреза).

Структурные

Построение структурной карты. Выявление и детализация строения перспективных объектов, прослеживание тектонических нарушений и т.д.

Закладываются по сетке на перспективных структурах. Неглубокие и многочисленные скважины, бурятся до определенного маркирующего горизонта, дают косвенные данные о структуре. Отбор керна и шлама только по достижении проектного горизонта. Вытесняются сейсмическими работами

Поисковые

В последствии могут использо-ваться как разведоч-ные

Выявление новых промышленных месторождений, залежей в обособленных блоках и частях разреза.

Закладываются в точке с максимальной вероятностью обнаружения залежи. Проводится поинтервальный отбор керна по части разреза, не изученному бурением и сплошной отбор в предполагаемых продуктивных интервалах. Проводится полный комплекс промыслово-геологических исследований, отбор шлама, опробование пластоиспытателем в процессе бурения. В настоящее время бурятся до глубин 1,5 – 5,5 км.

Продолжение таблицы 23.

Разведочные

(впоследствии могут использоваться как эксплуатационные)

Оценка запасов по промышленным категориям и сбор данных для составления проекта разработки.

Бурятся на площадях с установленной нефтегазоносностью, в точках, предположительно максимально информативных для характеристики залежи. Отбор керна в интервалах залегания продуктивных горизонтов, промыслово-геофизические исследования, опробование в процнссе бурения пластоиспытателями и испытание продуктивных горизонтов после окончания бурения, пробная эксплуатация.

Эксплуатационные

Опытно-промышленная эксплуатация разведываемых залежей, доразведка разрабатываемых объектов, скважины предназначенные для обеспечения оптимальных режимов эксплуатации и контроля за разработкой.

Бурятся на небольших месторождениях, для эксплуатации дополнительных скважин иногда используются уже готовые разведочные скважины.

Специальные

Обеспечение процесса разработки и ее контроля

Нагнетательные, наблюдательные и т.д. По возможности для специальных целей используются уже пробуренные скважины.

Технические

Обеспечение жизнедеятельности месторождения

Скважины, поставляющие воду, служащие для захоонения отходов и т.д.

2.11.4. Геохимические методы

Геохимические методы поисков залежей нефти и газа связаны с тем, что идеальных покрышек в природе не существует, и углеводороды проникают на поверхность Земли и в приповерхностные части атмосферы. В практике нефтегазопоисковых работ выделяются следующие задачи проведения геохимических работ.

  • Геохимические поиски, направленные на выявление приповерхностных аномалий, отражающих возможную продуктивность глубинных геоструктурных элементов.

  • Глубинный (разноуровенный) прогноз нефтегазоносности и выявление продуктивных пластов по результатам бурения поисково-разведочных скважин.

Ведущими в традиционном комплексе прямых геохимических поисков являются следующие виды.

  1. Газо-геохимические методы, основанные на поисках качественных и количественных аномалий углеводородных и неуглеводородных газов в породах (в почве, подпочвенных отложениях, водах, приземной и подземной атмосфере). В результате выделяются прямые и косвенные показатели нефтегазоносности недр. К прямым показателям относится обнаружение углеводородных газов - метана и его гомологов, а к косвенным – неуглеводородных компонентов - гелия, радона, ртути и др. Они фиксируют зоны повышенной проницаемости пород, разломов, очагов разгрузки подземных вод.

  2. Гидрогеохимические методы, основанные на изучении закономерностей изменения солевого, компонентного, микроэлементного и газового состава вод в зонах массопереноса углеводородов.

  3. Биогеохимические основываются на явлениях биохимического взаимодействия живого вещества и углеводородов. В результате регистрируются культуры бактерий, избирательно окисляющих метан и его гомологи в почвах и подпочвенных образованиях.

  4. Литогеохимические методы включают три вида съемок – литохимические, минералогические, литофизические. В основе методов лежат факт изменения физико-химических свойств пород под воздействием мигрирующих углеводородов.

При исследованиях в скважинах применяются:

  • Газовый каротаж, основанный на определении содержания и состава углеводородных газов и битумов в промывочной жидкости. Газы из бурового раствора выделяются вакуумной дегазацией.

  • Анализ выделенных газов, а также анализ образцов керна и шлама.

* * *

Распространенность геохимических методов связана с их сравнительно низкой стоимостью.

2.11.5. Геофизические методы.

Зри в корень.

Козьма Прутков

2.11.5.1. Общее представление о геофизических методах.

В настоящее время основные сведения о недрах мы получаем косвенным путем, на основании дистанционного изучения физических свойств Земли и ее частей. Эти методы получили название геофизических, а сама наука – геофизики. Геофизика включает две части.

  • Общую геофизику литосферы (физику Земли), изучающую строение Земли в целом.

  • Прикладную геофизику, изучающую верхние части земной коры. В прикладной геофизике существуют два самостоятельных направления.

  • Разведочная (полевая геофизика). Главная задача разведочной геофизики - поиски и разведка полезных ископаемых. Кроме того, ее методы используются для решения различных практических задач в области инженерной геологии и в других областях.

  • Геофизические исследования скважин (ГИС, промысловой геофизики, каротаж4[1])

Эти методы используют одни и те же физические поля - гравитационное, электрическое, магнитное, электромагнитное, но отличаются по решаемым задачам. В нефтегазовой геологии используются методы прикладной геофизики.

2.11.5.2. Методы разведочной (полевой) геофизики.

Перечень основных методов разведочной геофизики и их краткая характеристика приведены в табл. 24.

Гравитационные методы, гравиразведка. Физической основой гравиразведки является способность различных по плотности горных пород создавать различные изменения в гравитационном поле. На Земле сила тяжести зависит не только от плотности слагаемых данный участок Земли горных пород, но и от широты пункта наблюдения, а также ряда других факторов. Поэтому для геологоразведочных целей вычисляют аномалии, как результат измерения, из которого вычтено поле идеализированной Земли. В результате гравиметрических работ получают количественные и качественные плотностные характеристики исследуемого объекта в виде схем, карт, разрезов, распределения особых точек и других.

Таблица 24.

Основные методы разведочной геофизики

Физическое поле

Физическое свойство

Метод и его

разновидности

Измеряемый параметр

Гравитационное

Плотность (σ), пористость (kп)

Гравиметрическая разведка,

Ускорение притяжения и вторые производные потенциала притяжения

Магнитное

Магнитная восприимчивость (א).Остаточное намагничивание (Jr)

Магнитная разведка

Модуль полного вектора магнитного поля, компонента напряженности магнитного поля (вертикальная).

Электрического тока постоянного, или переменного

Электрическое (омическое) сопротивление (ρ)

Электропрофилирование

Электрозондирование

Распределение потенциала электрического поля на земной поверхности и внутри скважин. Электрический и магнитный веторы переменного электромагнитного поля

Упругих (сейсмических) колебаний

Модуль Юнга (Е)

Коэффициент Пуассона (σ)

Скорость распространения продольных упругих колебаний (ν)

Сейсмологические исследования строения земной коры. Корреляционный метод изучения землетрясений (КМИЗ).

Сейсморазведка методом преломленных волн (МПВ), в т.ч. корреляционным (КМПВ). Сейсморазведка методом отраженных волн (МОВ) и др.

Время (сек) и скорость распространения отраженных и преломленных волн от пункта возбуждения, до пункта приема колебаний.

Термическое

Теплопроводность (λ). Теплоемкость (С)

Съемка земной поверхности в инфракрасных лучах (10-20 мкм)

Радиационная температура

Электро-

магнитное

Радиоактивное излучение

Гамма - съемка,

Радиоактивность

Гравиразведка наиболее эффективна при изучении вертикальных и субвертикальных границ раздела плотностей, при поисках хорошо локализованных объектов. Важными достоинствами гравиразведки является ее относительная дешевизна и оперативность проведения.

Магнитные методы (магниторазведка) основаны на различии в интенсивности намагничивания горных пород в магнитном поле, благодаря чему в окружающем их пространстве возникают магнитные аномалии. Магнитные свойства пород меняются и в толщах, перекрывающих залежь нефти в ее окрестностях под действием мигрирующих углеводородов. Это позволяет применять магниторазведку как прямой метод поисков нефти.

Магниторазведка относится к числу рекогносцировочных, поисковых методов благодаря своей дешевизне и оперативности. Обычно ею решаются следующие задачи.

  • Изучение общего геологического строения земной коры в районах закрытых молодыми осадочными отложениями, или водами морей, тектоническое районирование таких территорий.

  • Трассирование разломов, даек, жил и других геологических тел, контролирующих месторождения нерудных полезных ископаемых;

  • Микромагнитные наблюдения с целью определения главных направлений трещиноватости и тектонических напряжений в осадочных толщах.

Электрические методы (электроразведка) основаны на изучении аномалий распределения электрических характеристик недр. Существует два вида электрических характеристик горных пород – электрическое сопротивление и электрическая поляризуемость – способность среды накапливать и отдавать электрические заряды.

В зависимости от применяемых электрических токов различают электроразведку методами постоянного тока и методами переменного поля.

К методам постоянного тока относятся:

  • электропрофилирование – измерение удельного сопротивления пород на одной, или двух глубинах по заранее заданным направлениям. Применяется при решении структурных задач, выявления и прослеживания контактов пород с различными электрическими свойствами.

  • электрозондирование – определение мощности и глубины залегания горизонтальных, или полого залегающих слоев, отличных по электрическому сопротивлению. Глубина исследования, в зависимости от задач и применяемых методик – от нескольких метров до нескольких километров.

  • метод естественного поля – применяется для поисков рудных (сульфидных) месторождений;

Методы переменного поля разделяются на методы токов низкой (до 1000 герц) и высокой частоты. В настоящее время методы электроразведки применяют для решения широкого круга геологических задач, основные из которых, следующие.

  • При региональных исследованиях - определение глубины залегания слоев повышенной проводимости в нижней части коры и верхней мантии, кристаллического фундамента, разломов в фундаменте и осадочном чехле, расчленение осадочного чехла, прослеживание зон выклинивания литологических комплексов;

  • При детальных работах – изучение рельефа поверхности фундамента, выделение и прогнозирование локальных структур в осадочном чехле, поиски локальных подсолевых структур, картирование надвигов и поднадвиговых структур, поиски рифов, литологически, стратиграфически и литологически экранированных ловушек

  • Прямые поиски нефти как области с аномально высоким удельным сопротивлением.

Бросая в воду камешки, следи за кругами, ими образуемыми, иначе бросание это будет пустой забавою

Козьма Прутков.

Сейсмические методы.Главная группа из геофизических методов изучения недр, но они и самые дорогостоящие. Именно с помощью сейсмических методов геофизикам удалось обнаружить в недрах границы раздела и выделить основные геосферы. Сейсмика изучает поле упругих сейсмических волн. При землетрясениях такие волны в течение 10 – 20 мин пронизывают всю планету. По выражению Б.Б.Голицына землетрясения являются «фонарем, освещающим внутреннее строение нашей планеты». Возникнув в очаге (гипоцентре) землетрясения (сейсмического возмущения) упругие волны распространяются с определенной скоростью по всем направлениям путем упругих перемещений частиц среды. Их скорость в различных породах различна. В целом распространение сейсмических волн описывается законами оптики. На границах разделов с разными скоростями их распространения, упругие волны испытывают отражение и преломление. Поэтому наряду с прямыми волнами регистрируются волны отраженные и преломленные, которые прошли большее расстояние от источника возмущения. Величина запаздывания возмущения характеризует глубину залегания сейсмической границы (рис. 2.4).

При сейсморазведочных работах возмущение создается различными взрывными и невзрывными методами, и чем сильнее возмущение, тем более глубокие недра удается изучить. Методы сейсморазведки классифицируются по различным признакам. Внутри основных методов выделяют их модификации, которые также иногда называют самостоятельными методами. Наиболее употребительны из них следующие:

  • МОВ – метод продольных отраженных волн, в котором выделяются метод общей глубинной точки (ОГТ), метод регулируемого направленного приема (РНП) и др. Метод отраженных волн используется для определения глубины и характера залегания границ раздела, выявления ловушек. При благоприятных условиях –для получения данных о литологии, фациальном составе пород, и даже характере флюидов в поровом пространстве.

  • МПВ - метод преломленных волн – универсальный метод, главной особенность которого является большой диапазон глубин – от минимальных до 10-15 км.

Существует множество неупомянутых методик сейсморазведки. Остановимся только на 3D – объемной сейсморазведке – трехмерной сейсморазведке – модификация метода отраженных волн по системе многократных перекрытий, отличающаяся от 2D (обычной, профильной) сейсморазведки плотной изометричной, или почти изометричной сетью наблюдений. Ее высокая геологическая эффективность достигается благодаря высокой детальности и точности сейсмических изображений среды. Сейсмические трассы задаются по сетке 12,5х25 м – 25х50 м в плане. Так как съемка такой плотной сетью очень дорога, применяются также экономичные варианты сейсморазведки с сетью, разреженной до пределов обеспечивающих уверенное решение геологической задачи.

textarchive.ru

Геология поиски и разведка месторождений нефти и газа - Конспект

1.8.3. Современная модель образования залежей нефти и газа.

В обобщенном виде современная модель формирования залежей нефти и газа в результате накопления органического вещества (ОВ) и его преобразования в углеводороды (УВ) приведена в таблице 12.

Таблица 12.

Образование залежей углеводородов.

Стадия

Состояние и формы нахождения ОВ и УВ

Геологические условия среды, формирующей скопления

Источники энергии, преобразующие ОВ, УВ

и их скопления.

Накоп-ление и захоронение

ОВ

Исходное органическое вещество осадков в диффузно - рассеянном состоянии

Водная среда с анаэробной геохимической обстановкой.

Биохимическое воздействие организмов и ферментов, действие каталитических свойств минералов

Генерация УВ

УВ нефтяного ряда в рассеянном состоянии

Потенциально нефтегазоматеринские толщи с анаэробной геохимической средой

Геостатическое давление, температура недр, высвобождающаяся внутренняя химическая энергия ОВ при перестройке в УВ, радиация из вмещающих пород.

Миграция УВ

УВ в свободном и водогазорастворенном состоянии

Породы-коллекторы

Гравитация, геодинамическое давление, гидродинамические процессы, капиллярные силы, диффузия.

Аккумуляция

УВ

Скопления УВ

Породы-коллекторы и покрышки, ловушки.

Гравитация, геодинамическое давление, гидродинамические процессы, капиллярные силы, диффузия.

Консервация

УВ

Скопления УВ

Породы-коллекторы и покрышки, ловушки, восстановительная геохимическая среда, застойный режим пластовых вод, благоприятные давления и температуры.

Разрушение

скоплений УВ

УВ в рассеянном состоянии

Разрушение покрышек, или ловушек, растворение, окисление, разложение УВ

Тектонические движения, химические и биологические процессы, диффузия

1.8.3.1. Аккумуляция рассеянного органического вещества (РОВ).

Органическое вещество накапливается в осадках в диффузно- рассеянном состоянии и разлагается под воздействием биохимических процессов и микроорганизмов (процесс протекает до глубины 50м).

Породы, и способные в подходящих условиях генерировать углеводороды

называются нефтематеринскими.

Такие породы содержат в повышенных (до 0,5%) концентрациях органическое вещество, накапливаются в субаквальной анаэробной среде в условиях относительно устойчивого погружения бассейна седиментации. Более всего обогащены таким веществом темные глинистые толщи типа олигоцен-миоценовой майкопской серии Кавказа, девонского доманика Волго-Уральского и Тимано-Печорского бассейнов, карбонатные (рифогенные) формации.

Общей особенностью осадочных толщ, вмещающих залежи нефти - их субаквальное происхождение, то есть осаждение в водной среде. Первоначально представлялось, что такие толщи должны обязательно откладываться в морских условиях, но после открытия крупных месторождений в континентальных, озерных, дельтовых фациях в Китае стало ясно, что среда должна быть водной, но не обязательно морской. Нефтесодержащие толщи должны обладать не менее чем 2-3 километровой мощностью. Толщи такой мощности могут накапливаться в крупных впадинах земной коры, для чего требовалось длительное и устойчивое погружение соответствующих участков земной коры. Такие участки называются нефтегазоносными бассейнами.

1.8.3.2. Преобразование рассеянного органического вещества в углеводороды. По мере погружения осадков, при повышении температуры до 80-1000С. (10-30%) органического вещества (ОВ) преобразуется в нефть. На большей глубине (6 км) при 1200С – в газ (рис. 1.23).

В различных тектонических условиях геотермическая ступень различна. На древних платформах температура растет с глубиной медленнее, чем на молодых, а в геосинклинальных областях температура растет с глубиной быстрее всего, поэтому, и глубина формирования залежей нефти различна в различных регионах. Определенную роль играют и местные факторы. Например, мощные толщи каменной соли, имеющие хорошую теплопроводность, являются «природными холодильниками». Их присутствие увеличивает величину геотермической ступени и глубину, на которой могут образовываться залежи нефти. По некоторым оценкам эта величина может достигать 7 км. Диапазон газообразования значительно шире.

Нефтеобразованию существенно способствуют поступающие из мантии флюиды. Это особенно заметно в молодых рифогенных бассейнах типа Суэцкого залива Красного моря. Таким образом, глубинный, эндогенный фактор принимает существенное участие в процессе нефте- и газогенерации.

Рис. 1.23. Общая схема генезиса углеводородов в зависимости от глубины при среднем геотермическом градиенте.

Так как действие этого фактора происходит импульсами, то и генерация углеводородов также может иметь несколько фаз (рис. 1.24). Активная роль флюидов подробно изучается в так называемой флюидодинамической теории. В соответствии с этой концепцией, нефтегазообразование - это универсальный саморазвивающийся процесс, закономерно сопровождающий существование осадочных бассейнов, которые являются накопителями органического вещества и производителями углеводородов. Осадочные бассейны являются «заводами» по производству нефти и газа.

1.8.3.3. Миграция. Природные резервуары.

Под действием высокого давления недр углеводороды отжимаются, эмигрируют из нефтематеринских пород в породы-коллекторы. Происходит эмиграция, или первичная миграция нефти. Коллекторы могут находиться в переслаивании с материнскими глинами, а иногда это могут быть и сами глины, если они достаточно трещиноваты. Примером может служить баженовская свита. Западной Сибири, залегающая в кровле юры, или миоценовая свита Монтерей Калифорнии. Однако гораздо чаще коллекторы залегают выше по разрезу осадочного бассейна, чем нефтематеринские толщи, или замещают их по простиранию. Так образуются нефтегазоносные комплексы – сочетания нефтематеринских пород, коллекторов и флюидоупоров.

Вместе с нефтью, или раньше нее в неизмеримо больших количествах из материнской породы отжимается вода. Поэтому породы-коллекторы практически всегда водоносные. Вода в них имеет различное происхождение. Она может быть захоронена вместе с осадками (погребенная), проникать с поверхности (инфильтрационная), или поступать из глубин (ювенильная).

Рис. 1.24. Схема взаимодействия процессов погружения, конвекционного прогрева и нефтеобразования в осадочных бассейнах. 1 – осадочный разрез в условиях погружения, флюидонасыщенные зоны разуплотнения (I),: 2 – нефтегазовая, 3 – газонефтяная, 4 – газовая, 5 – термального газа, 6 – кислых газов, 7 – газорудная, 9 – астеносфера, 0- земная кора, 10 – верхняя мантия, 11 – соляные купола (V), 12 – грязевые диапиры (IV), 13 – разломы, 14 – изотермы, 15 – перемещение неуглеводородных теплоносителей (III), 16 – перемещение углеводородных потоков(II), 17 – направление движения УВ, 18 – направление движения водно-углекислых флюидов.

В свободном, или растворенном состоянии углеводороды мигрируют по порам и трещинам по природному резервуару (внутрипластовая, или межпластовая миграция.). Если миграция осуществляется по пласту, она называется боковая, или латеральная, вверх – вертикальная. Миграция происходит либо в растворе с водой (молекулярная), либо в свободном состоянии - фазовая.

Легче и лучше миграция проходит по порам, уже «смазанным» углеводородами.

Миграция углеводородов идет из областей повышенного давления в области пониженного давления. Однако в этот общий принцип могут вмешаться дополнительные факторы.

  1. Сила тяжести. Вода может увлекать нефть своим потоком. Однако на ее перемещение действуют кроме перепада давлений силы гравитации, направленные вниз. В спокойном же состоянии углеводороды, наоборот, всплывают над водой.

  2. Капиллярные силы, удерживающие воду и нефть в порах.

  3. Диффузия, ориентированная перпендикулярно градиенту концентрации вещества и направленная в сторону меньших концентраций. Особенно активно диффузия действует в газах, что ведет к разрушению залежей.

Порода-коллектор в обрамлении пород - флюидоупоров, по которому может перемещаться флюид, называется природным резервуаром. Различают пластовые, массивные, пластово-массивные и литологические природные резервуары (рис. 1.25).

Рис. 1.25. Природные резервуары

1 – пластовый. 2 – массивный, 3 – пластово-массивный,

4 -литологически ограниченный (по Л.П.Мстиславской, 1996).

  • Пластовый, у которого толщина (метры, первые десятки метров) намного меньше, чем площадь распространения (сотни квадратных километров). Коллектор в нем ограничен непроницаемой породой и в кровле, и в подошве. Основная циркуляция флюидов в ней происходит вдоль пласта. Гидродинамический потенциал таких резервуаров очень велик, а при отборе флюидов в нескольких локальных участках пластовые давления восстанавливаются достаточно быстро.

  • Массивный – такой, у которого размер по разным направлениям примерно сопоставим. Обычно, это рифовые массивы, или подобные им выступовые тела. Размеры их от десятков метров до десятков километров. Циркуляция флюидов происходит в разных направлениях. Основное экранирующее значение имеет перекрытие плохо проницаемыми породами сверху.

  • Пластово-массивный – если толща пластов-коллекторов, переслоенная непроницаемыми породами, имеет общий водонефтяной контакт, говорят о пластово-массивном резервуаре;

  • Литологический – образует наиболее обширную группу – это резервуары, в которых породы-коллекторы ограничены со всех сторон. Это могут быть линзы песка в глинистой толще, или какой-то участок повышенной трещиноватости, или кавернозности в массиве осадочных, или изверженных пород; погребенная речная долина, выполненная песчано-алевритистыми осадками.

1.8.3.4. Ловушки. Образование залежей.

В природных резервуарах существуют такие участки, по которым флюиды не могут перемещаться и образуют скопления. Такие участки природных резервуаров называются ловушками (рис. 1.26). Углеводороды перемещаются по пласту - коллектору до тех пор, пока не встретят и не заполнят ловушку. Тогда они образуют залежи - естественные, единичные, скопления нефти и газа в коллекторе.

Рис. 1.26. Ловушки (по Л.П.Мстиславской, 1996).

  1. структурные а - сводовая, б – тектонически экранированная,

2 - литологические, в – с выклиниванием коллектора,

г – с фациальным замещением коллектора непроницаемыми породами,

3 – стратиграфическая, 4 – рифогенная, 5 – литолого-стратиграфическая.

Классификации ловушек чрезвычайно разнообразны. Как правило, среди них выделяют следующие виды.

  • Структурные, в которых флюиды улавливаются обратным падением пород, или тектоническим экраном. То есть ловушку образуют структурные формы;

  • Литологические, в которых флюиды улавливаются благодаря замещению по разрезу пород-коллекторов не коллекторами. Это замещение может происходить либо вследствие уменьшения толщины породы-коллектора до нуля – выклиниванием породы, либо постепенным (фациальным замещением) породы коллектора породой флюидоупором;

  • Стратиграфические, в которых экранирующей поверхностью является поверхность несогласия;

  • Рифогенные – образованные рифами;

  • комбинированные - Структурно-стратиграфические.

Необходимое условие образования залежи – наличие над пластами-коллекторами непроницаемых, или слабопроницаемых пород – флюидоупоров и замкнутых структур. Именно наличию покрышек кунгурской соли (нижняя пермь) обязаны своей сохранностью гигантские залежи газа, конденсата и нефти в массивных карбонатных резервуарах по периферии Прикаспийской синеклизы. Но чаще роль покрышек играют глины.

Залежи могут формироваться из рассеянных углеводородов, (первичные), или из разрушенных залежей – (вторичные).

Скорость накопления нефти в первичных залежах составляет n х 10–13 кг/м2с. Скорость же вторичной миграции по данным И.В.Высоцкого составляет от 12 до 700 т/год.

Чаще всего ловушками служат антиклинальные складки. Такие ловушки называют традиционными. Все остальные – нетрадиционные, хотя это название устарело. В настоящее время, все чаще объектом добычи становятся залежи в неантиклинальных ловушках - рифогенных, литологических, стратиграфических. В последнее время внимание привлекают так называемые жильные залежи, связанные с зонами трещиноватости.

Так же как и для ловушек существует понятие традиционных и нетрадиционных залежей. В широком смысле слова, к нетрадиционным относятся залежи в неантиклинальных ловушках, в негранулярных коллекторах, а также те, в которых запасы оказываются трудноизвлекаемыми для современных методов разработки.

1.8.3.5. Элементы залежей.

В залежи выделяется (рис. 1.27).

  • Кровля– граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с перекрывающими их породами-флюидоупорами.

  • Подошва - граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с подстилающими их породами-флюидоупорами. Если залежь находится в массивном природном резервуаре, или пласт заполнен нефтью или газом не на полную мощность, подошвой служит граница нефти или газа с водой.

  1. Водонефтяной контакт (ВНК) граница между нефтью и водой,

  2. Газоводяной контакт (ГВК) - граница между газом и водой,

  3. Газонефтяной контакт (ГНК) - граница между газом и нефтью,

  4. Внешний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с кровлей пласта

  5. Внутренний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с подошвой пласта

  6. Высота залежи (h) разница абсолютных отметок между водонефтяным (газонефтяным) контактом и самой высокой точкой залежи. Полная высота залежи складывается из высот нефтяной и газовой частей. Следует различать высоту залежи и амплитуду ловушки разницу между абсолютными отметками самой высокой части структуры и самой нижней замкнутой стратоизогипсой.

  7. Длина залежи - максимальное расстояние по прямой, соединяющее наиболее удаленные точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.

  8. Ширина залежи минимальный диаметр, соединяющий точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.

Рис. 1.27. Элементы залежи Части пласта - 1 – водяная, 2 – водонефтяная, 3 – нефтяная, 4 – газонефтяная, 5 – газовая.

1.8.3.6. Генетическая классификация залежей.

Так как основным параметром залежи является геометрия вмещающего резервуара, генетическая классификации залежей в основных чертах является морфологической. Наиболее полно и последовательно генетический принцип изложен в классификации залежей А.А.Бакирова.

В классификации А.А.Бакирова учитываются не только форма ловушек, но и их генезис самих залежей, что позволяет более обосновано строить их модели и проектировать разведку. В классификации выделяются четыре основных класса, которые разделяются на группы, подгруппы и типы.

Структурные залежи – самый распространенный класс, и его классификация наиболее разветвленная.

Самые распространенные залежи структурного класса – антиклинальные, а в них - сводовые. Они характеризуются тем, что залежь находится в сводовой части ловушки. Висячие залежи –довольно редкий вид. В них водонефтяной контакт не горизонтален. Причины этого различные, чаще всего связаны с разными гидродинамическими напорами и разными коллекторскими свойствами. Тектонически экранированные залежи могут находиться в различных частях ловушки, – как на своде, так и на крыльях. При этом часть залежи ограничена разрывным нарушением, является обязательным составным элементом залежи. В приконтаковых залежах сводовая часть обычно замещена каким-либо инородным телом (соляным куполом, грязевым вулканом и т.д.).

О группе моноклинальных залежей следует сказать, что они могут формироваться только в случае осложнения моноклинали какими-либо дополнительными структурами – складками и разрывами.

Залежи синклиналей чрезвычайно редкие, они могут формироваться только в случае безводных скоплений нефти.

Так как структурные залежи наиболее легкий объект для поисков, то их фонд к настоящему времени в значительной степени исчерпан, поэтому все больший интерес представляют залежи других классов.

В классе литологических залежей выделяются две принципиально разные группы – литологически экранированные, образованных пластовыми природными резервуарами, и литологически ограниченные, формирующихся в литологических природных резервуарах.

Стратиграфические залежи обусловлены стратиграфическими несогласиями. При этом, залежи могут формироваться как в размытых и перекрытых частях структур, так и в возвышенностях погребенного ископаемого рельефа. Особый интерес представляют стратиграфические залежи, связанные с выступами блоков фундамента в нижнем структурном этаже. В последних двух типах залежей коллекторами служит древняя поверхность рельефа – трещиноватая и разрушенная древним выветриванием.

Последний по порядку, но не по значению - класс рифогенных залежей - содержащий многие богатейшие месторождения.

На рисунках 1.28 – 1.31 приведены схематические геометрические образы залежей этих типов – структурная карта, и соответствующий им разрез.

Кроме перечисленных существуют и другие классы залежей. Например, в настоящее время все больший интерес нефтяников вызывает класс жильных залежей, приуроченных к зонам трещиноватости горных пород.

Таблица 13 Генетическая классификация залежей.

Класс

Группа

Тип

Вид

Структурный

Антиклиналей

Сводовые

Простого, ненарушенного строения (рис. 1.28 - I)

Осложненные разрывами (рис. 1.28 –II)

Осложненные диапиризмом (в т.ч. грязевым) (рис.1.28. – III).

Осложненные соляными куполами

Осложненные вулканическими образованиями

Висячие

Простого, ненарушенного строения (рис. 1.29 -I)

Осложненные разрывами

Осложненные диапиризмом (в т.ч. грязевым)

Осложненные соляными куполами

Вулканическими образованиями

Тектонически - экранированные

Осложненные разрывами (рис. 1.29 -I)

Осложненные диапиризмом (в т.ч. грязевым)

Осложненные соляными куполами

Вулканическими образованиями

Поднадвиговые (рис. 1.29 -III )

Блоковые (рис. 1.29 -IV)

Приконтактовые

Соляным штоком (рис. 1.30 -I)

Осложненные грязевым диапиром.

Моноклиналей

Экранированные разрывом (-ами) (рис. 1.30 -II )

Экранированные флексурами и структурными носами (рис. 1.30 -III)

Синклиналей (рис. 1.30 -IV)

Литологический

Литологически экранированные

Участки выклинивания коллектора (рис. 1.31 -I)

Фациального замещения (рис. 1.31 -II)

Экранированные битумной пробкой (рис. 1.31 -III)

Литологически ограниченные

Шнурковые, или рукавообразные

Русла палеорек (рис. 1.31 -IV)

Дельты палеорек

Баровые тела (рис. 1.31 - V)

Линзы (рис. 1.31 -VI)

Стратиграфический

Структурно-стратиграфические (рис. 1.32 -I)

Останцовые (рис. 1.32 -II)

Выступовые 1.32 -III

Рифогенный (рис. 1.32 -IV)

Одиночных рифов

Ассоциаций рифов

Тектонический – жильный.3[1]

textarchive.ru

Геология поиски и разведка месторождений нефти и газа - Конспект

Рис. 1.28. Сводовые залежи нефти

I – простого, ненарушенного строения, II – осложненные разломом (сбросом), III – осложненные диапиром (вулканом, грязевым вулканом, соляным куполом). 1 – нефть (в разрезе), 2 – нефть (на структурной карте), 3 – стратоизогипсы, 4 – разлом на разрезе, 5 – разлом на структурной карте, 6 – коллектор (песок), 7 – флюидоупор (глина), диапир (соляной купол, вулканогенное образование) 9 – известняк, 10 – алевролит.

Рис. 1.29. Структурные сводовые висячие и структурные тектонически экранированные залежи антиклиналей I – висячая залежь простого, ненарушенного строения, II – тектонически - экранированная залежь, осложненная сбросом, III – поднадвиговая залежь, IV - блоковая залежь. Условные обозначения те же, что и на рис. 1.28.

Рис. 1.30. Структурные залежи - приконтактовые, моноклиналей и синклиналей. I – приконтактовая , II – моноклинали, осложненной разломом, III – моноклинали, осложненной структурным носом, IV - синклинали.

Условные обозначения те же, что и на рис. 1.28.

Рис. 1.31. Литологические залежи. Литологически экранированные - связанные с участками выклинивания коллектора - I, фациального замещения коллектора - II, экранированные битумной пробкой, III.

Литологически ограниченные: шнурковые, связанные с руслами и дельтами палеорек IV баровыми телами - V, линзами - VI.

Условные обозначения: 1 - линия выклинивания, 2 - битумная пробка, 3 - линия пересечения нефтеносного пласта с дневной поверхностью. Остальные обозначения те же, что и на рис. 1.28.

Рис. 1.32. Стратиграфические залежи. Структурно - стратиграфические - I, останцовые (связанные с палеохолмами палеорельефа) - II, выступовые, блоковые, (связанные с выступами блоков фундамента) III. Залежи рифогенного класса, -IV. Условные обозначения: 1 - срез подстилающих залежь толщ поверхностью несогласия, 2 - выступ фундамента, гипсово-ангидритовая толща, 4 - поверхность несогласия. Остальные обозначения те же, что и на рис. 1.28.

1.8.3.7. Консервация залежей.

Флюиды в ловушке распределяются по своему удельному весу. Сверху – газ, затем – нефть и внизу – вода. Залежи консервируются. В зависимости от соотношения мощности слоя коллектора и высоты залежи выделяют полнопластовые и неполнопластовые (водоплавающие) залежи. В зависимости от взаимного количества нефти и газа, по типам флюидов залежи разделяют (рис. 1.33) на газовые(1), газовые с нефтяной оторочкой (до 20%газа)(2), нефтегазовые и газонефтяные(3), нефтяные с газовой шапкой (4), нефтяные (5), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные.

Рис. 1.33. Классификация залежей по типам флюидов.

I - газовая, II - газовая с нефтяной оторочкойa,б – полнопластовые, в -неполнопластовая, III – газоконденсатная, IV – нефтегазоконденсатная, V - нефтегазовая залежи, 1 – газ, 2 – газоконденсат, нефть, 4 - вода.

Законсервированная залежь продолжает жить. Особенно активные процессы происходят в ней на водонефтяном и газонефтяном контакте, которые представляют собой не геометрические поверхности, а тела определенной мощности от сантиметров до метров, с постепенными переходами в содержании нефти и воды.

1.8.3.8. Разрушение залежей.

Залежи могут быть разрушены в результате действия следующих факторов.

  • Исчезновения ловушки из-за ее наклона.

  • Образования дизъюнктивного нарушения.

  • Выведения ловушки в области, близкие к поверхности Земли (в окислительные условия).

  • При воздействия микроорганизмов.

  • Выведения ловушки на поверхность земли

  • При попадании ловушки в большие глубины и под воздействие метаморфизма (повышение давления и температуры на глубине).

Если сравнить те факторы, которые разрушают залежь, и те, благодаря которым она формируется, то удивления достойно, что в мире существуют нефтяные и газовые залежи.

1.8.4. Нефтегазогеологическое районирование.

Сущность нефтегазогеологического районирования заключается в разделении территорий и акваторий по геотектоническому, генетическому признакам на различные таксономические категории – провинции (бассейны), области, районы, зоны, месторождения (местоскопления) и залежи. Определяющим для районирования являются:

  • степень сходства тектонического строения,

  • состав формаций,

  • закономерности размещения месторождений,

  • приуроченность к определенным структурам и литологическим комплексам.

Принципы районирования, принятые в различных научных школах различны. Здесь предлагается районирование, принципы которого были разработаны в научной школе А.А.Бакирова (кафедра теоретических основ поисков и разведки нефти и газа), и развиваются в настоящее время В.И.Ермолкиным и Л.В.Каламкаровым. Основные особенности этой школы заключаются не в бассейновом, а в провинциальном районировании, которое учитывает не только современное состояние геологического строения, но и историю его геологического развития. Тем не менее, ясно, что из каких принципов ни исходить – бассейновых, или провинциальных, основные месторождения углеводородов следует искать в крупных осадочных бассейнах мира.

1.8.4.1. Иерархия нефтегазогеологических объектов.

Залежи обычно встречаются группами, приуроченными к различным слоям в определенных тектонических структурах. Отдельные залежи объединяются в следующие ассоциации.

  • Месторождения(местоскопления) - совокупность залежей нефти и газа в разрезе отложений на одной и той же площади. Иногда месторождения состоят из одной залежи.

  • Зоны (ассоциации смежных, сходных по геологическому строению залежей, приуроченных к единой группе связанных между собой ловушек). Чаще всего зоны нефтегазонакопления связаны с валами, валообразными, или изометричными поднятиями, региональными зонами выклинивания.

  • Области, (территории, приуроченные к крупному тектоническому элементу - свод, вал). Иногда, правда, нефтегазоносные области бывают приурочены к внутриплатформенным впадинам. Обычно, внутри единой нефтегазоносной области условия нефтегазонакопления сходные.

  • Провинции(бассейны)- ассоциации смежных нефтегазоносных областей, связанные с тектоническими погружениями. Для нефтегазоносной провинции характерны общность тектонического строения, истории развития, стратиграфического диапазона нефтегазоносности.

Залежи могут располагаться на одном, или нескольких этажах нефтегазоносности - в частях геологического разреза, отличающихся возрастом, строением, находящихся на различных высотах, и, обычно, разведываемых и разрабатываемых самостоятельно. В зависимости от геологического строения территории, выделяются провинции платформенного (связанные с молодыми и древними платформами), переходного и геосинклинального типа.

Распределение месторождений нефти и газа на поверхности Земли очень неравномерно. Заведомо лишены промышленных залежей абиссальные равнины океанов и срединно-океанические хребты, кристаллические щиты древних платформ с выходами на поверхность глубокометаморфизованных пород, осевые зоны складчато-покровных сооружений, сложенные интенсивно дислоцированными породами. Однако и здесь могут иметь место поднадвиговые залежи. (Скалистые горы Канады и США, Куба).

Основные ресурсы нефти сосредоточены в относительно молодых - мезозойских и кайнозойских отложениях. Однако добыча нефти ведется и из палеозойских отложений, а в Восточной Сибири – даже из отложений верхнего протерозоя. Размещение нефтегазоносных провинций России и сопредельных государств, а также их основные характеристики приведено на рис. 1.35 и в табл. 15.(По Л.В.Каламкарову). Кроме нефтегазоносных провинций выделяются перспективные провинции, промышленная нефтегазоносность которых не доказана, но предполагается. Это территории, приуроченные к Мезенской и Московской синеклизам, Львовской впадине, синклинориям Восточных Карпат, Араксинской межгорной впадине, Тургайской синеклизе, Сыр-Дарьинской синеклизе, межгорным прогибам Тянь-Шаня и впадинам Казахского щита (Кузнецкая, Северо-Минусинская, Алакольская, Зайсанская), Приамурским и Приморским впадинам и другим территориям.

Характеристика конкретных провинций и отдельных месторождений приведена в работе Краткая энциклопедия нефтегазовой геологии, М., 1998.

1.8.5.2. Основные нефтегазогеологические провинции

России и сопредельных стран.

Провинции древних платформ.

Как уже говорилось в первом разделе, древними называются платформы, стабилизировавшиеся к кембрию. Осадочный чехол, соответственно сложен породами палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Иногда, в отдельных частях территория переходит к платформенной стадии развития в докембрии, и тогда осадочный чехол может быть сложен и докембрийскими – рифейскими и вендскими породами, залегающими в осадочном чехле. На территории России и сопредельных государств расположены две древние платформы - Русская и Восточно-Сибирская.

Рис. 1.34. Нефтегазоносные провинции России и ближнего зарубежья.
Таблица 15. Нефтегазоносные провинции России и сопредельных стран.

Провинция

Тектоническая

структура

Мощность осадочного чехла в км

Основные нефтегазоносные

комплексы

Примеры

месторождений

Нефтегазоносные провинции древних платформ

Древняя (докембрийская) русская платформа

Волго-Уральская

Волго-Уральская

синеклиза

1-6

P,C,D

Ромашкинское, Оренбургское

Тимано-Печорская

Печорская синеклиза

1-7

T, P ,C, D, S, O

Усинское

Шапкинское

Прикаспийская

Прикаспийская

6-16

K, J, T, P, C, D

Тенгиз,

Астраханское

Днепровско-Припятская

Днепровско-Донецкий грабен, Припятская впадина

2-10

J, T, P, C, D

Речицкое

Шебелинское

Прибалтийская

Балтийская

синеклиза

1 – 3,5

S, O, C,

Красноборское, Ушаковское

Сибирская (Восточно-Сибирская) платформа

Ангаро-Ленская (Лено-Тунгусская)

Лено-Тунгусская

плита

2 - 7

C, V, R

Марковское, Среднеботуобинское

Лено-Вилюйская

Вилюйская синеклиза

2-14

J, T, P,

Средневилюйское

Енисейско-Хатангская (Енисейско-Анабарская)

Енисей-Хатангский, Лено-Анабарский

прогибы

2-11

K, J, T, P

Пеляткинское

Нефтегазоносные провинции молодых платформ

Западно-Сибирская

Западно-Сибирская эпигерцинская плита

1,5-5,5

K, J

Самотлор, Уренгой

Туранская

Туранская эпигерцинская плита

2-6

P, K, J, T

Предкавказско-Крымская (Скифская)

Скифская эпигерцинская плита

2-6

N, P, K, J, T, P

Нефтегазоносные провинции складчатых территорий (геосинклинальные)

Закавказская

Закавказский межгорный прогиб, Южно-Каспийская впадина

3-10

N, P, K

Нефтяные камни

Западно-Туркменская

Западно-Туркменская межгорная впадина

1-15

N, P,

Газли

Тяньшань-Памирская

Ферганская, Таджикская, Чу-Сарысуйская межгорные впадины

2-9

N, P, K, J, P, C, D

Дальневосточная (Охотская)

Синклинории о-ва Сахалин и п-ва Камчатки

2-6

N

Нефтегазоносные провинции переходных территорий

Предуральская

Предуральский

прогиб

4-14

P, C, D, S, O

Предкарпатская

Предкарпатский

прогиб

2-8

N, P, K, J

Предкавказская

Предкавказский

прогиб

4-12

N, P, K, J, T

Предверхоянская

Предверхоянский

прогиб

2-14

J

Нефтегазоносные провинции арктических морей России

Баренцевоморская

Баренцевоморская древняя плита

3-18

J, T

Нефтегазоносные провинции молодых платформ. На территории России и ближнего зарубежья располагается самая большая в мире молодая Евразиатская платформа, в пределах которой выделяются Западно-Сибирская, Туранская и Скифская плиты. Осадочный чехол молодых платформ сложен преимущественно мезозойскими и кайнозойскими толщами, однако, так как платформа не сразу утрачивает тектоническую активность. Отложения, образующиеся в этих условиях, относятся к так называемому «промежуточному, или переходному комплексу».

Провинции складчатых и переходных территорий. Нефтегазоносные провинции этих типов связаны с межгорными прогибами (синклинориями) и предгорными прогибами, отделяющими платформы от горных сооружений, в настоящее время активно погружающимися и покрывающимися осадками. Характерной особенностью месторождений этих провинций является нарушенность разрывными нарушениями, приуроченность к опрокинутым складкам и надвигам.

* * *

Земля – не застывший в безмерном Космосе круглый булыжник, расслоенный, подобно луковице, а иерархически неоднородная на всех масштабных уровнях подвижная самоорганизующаяся, система, пронизанная флюидами. Нефть и газ - естественный продукт ее развития. Свою особую роль в системе Земли занимает и человек.

Мы довольно много знаем о земной коре. Но о еще большем мы лишь догадываемся и вынуждены принимать решения на основе неполных данных.

Так связан, съединен от века

Союзом кровного родства

Разумный гений человека

С творящей силой естества

Скажи заветное он слово

И миром новым естество

Всегда откликнуться готово

На голос родственный его.

Ф.И.Тютчев

Если в поиск не пойдешь,

То и нефти не найдешь...

Е.Скобелин. Учение о нефти

Принимаясь за дело, соберись с духом.

Козьма Прутков

textarchive.ru

Геология поиски и разведка месторождений нефти и газа - Конспект

Структура извлекаемых запасов России

Характеристка запасов

Относительное содержание

Активные запасы

31%

Залежи в пластах с проницаемостью < 0,05мкм2

41%

Подгазовые залежи

18,7%

Залежи с вязкостью >мПа*с

9%

Остальное

0,3%

3.17.1.2. Классификация трудноизвлекаемых запасов.

В настоящее время не существует единой классификации трудноизвлекаемых запасов. Для рассмотрения геологических аспектов изучения трудноизвлекаемых запасов наиболее удобна классификация, предложенная В.И.Ермолкиным с добавлениями (таблица 31).

Рассмотрим кратко различные классы трудноизвлекаемых запасов.

Аномальных нефтей и нефтяных газов

Высоковязкие нефти занимают 9% в общей структуре запасов России, или 14% среди трудноизвлекаемых запасов. При разработке высоковязких нефтей можно либо

Среди методов уменьшения вязкости нефти наиболее традиционные и применяемые, это различные способы теплового воздействия на пласт. К сожалению, эти методики весьма капиталоемкие.

Газовый фактор 200 м3/т осложняет добычу, требует повышенных затрат на обустройство скважин, и на нагнетательные скважины.

Наличие Н2S, CO2 осложняет добычу, требует повышенных мер техники безопасности, разнообразного антикоррозионного оборудования.

Неблагоприятных коллекторов

Залежи в пластах с проницаемостью < 0,05 мкм2- это наиболее распространенные залежи. Они составляют 65% среди трудноизвлекаемых запасов. Разработка этих залежей требует более плотных сеток скважин - в 2, а иногда и более раз.

Таблица 32.

Трудноизвлекаемые запасы

Классы

Виды

Аномальных нефтей и нефтяных

газов

Вязкость нефти <30 спз

Газовый фактор 200 м3/т

Наличие Н2S, CO2

Неблагоприятных коллекторов

Проницаемость <0,05 мкм2

Начальная нефтенасыщенность <55%, глинистость >2%

Два, или более типа коллектора с пористостью и проницаемостью, различающихся на 2 порядка

Прерывистые К<0,6, расчлененные >3

Терригенные пласты нефтенасыщенной мощностью <2м, карбонатные <4м

Контактных зон

Нефть – вода нефтенасыщенная мощность <3 м

Нефть-газ мощность газонасыщенной части пласта в 3 раза больше мощности нефтенасыщенной части

Факторов, осложняющих бурение скважин и добычу нефти

Глубина 4000 и более м

Пластовая температура >1000C и <300C

Аномально высокое пластовое давление (Кан = 1,7)

и аномально низкое (Кан = 0,7)

Техногенные

Остаточные запасы нефти при достижении выработки начальных извлекаемых запасов нефти на 65-75% и обводненности продукции до 75-80%

Залежи в пластах с начальной нефтенасыщенность <55%, глинистостью >2% так же, как и в предыдущем случае требуют более плотной сетки скважин, а также применения методов вытеснения с помощью различных веществ.

Залежи в двух, или более типах коллекторов с пористостью и проницаемостью, различающихся на 2 порядкатребуют тщательной изоляции (цементирования) проницаемых пластов от непроницаемых. Также при работе с такими коллекторами применяют увеличение депрессии. То же относится к пластам прерывистым и расчлененным, а также к маломощным пластам, запасы которых достигают (5%). В этот же раздел следует, по-видимому, отнести и залежи в трещинных карбонатных коллекторах, отличающихся повышенной неоднородностью по рапространению пористости, проницаемости, распространенности и прерывистости.

Залежи контактных зон, в том числе подгазовые залежи, хотя и занимают значительное место в некоторых регионах (например, в Северных районах Западной Сибири их запасы достигают 16%), до сих пор не имеют эффективной технологии разработки.

Трудноизвлекаемые запасы, связанные с различными факторами, осложняющими добычу. Как правило, применение легкосплавных труб позволяет вести добычу с больших (более 4000 м) глубин. Опытным полигоном для бурения набольшие глубины служит бурение сверхглубоких скважин, и первая из них - Кольская сверхглубокая, о которой уже рассказывалось ранее. Опробованное на Кольской сверхглубокой скважине специализированное оборудование позволяет вести добычу и при высоких (более 1000) пластовых температурах. При низких пластовых температурах применяется разогрев пластов паром, или другими способами описанными далее. Запасы, приуроченные к пластам с аномально высоким пластовым давлением, нередко встречаются в массивных рифогенных залежах. Добыча их требует "усиленных" буровых установок и противовыбросового оборудования. Добыча из пластов с аномально низким пластовым давлением требует повышенных депрессий на пласт.

Наконец, техногенные остаточные запасы, доля которых в недрах неуклонно возрастает, требуют для извлечения применения, главным образом, физико-химических методов добычи.

При работе с трудноизвлекаемыми запасами особенно важно иметь правильную и подробную модель залежи. Среди различных методов геолого-геофизического изучения недр при работе с трудноизвлекаемыми запасами пока недостаточно оценены аэрокосмические методы.

3.17.1.3. Применение материалов аэрокосмических съемок

при изучени залежей с трудноизвлекаемыми запасами

Применение материалов аэрокосмических съемок может быть полезно не во всех случаях, а только при разработке высоковязких нефтей, и при разработке залежей в низкопроницаемых коллекторах. Аэрокосмические методы оказываются полезными главным образом потому, что на них лучше, чем каким-либо другим способом фиксируется сеть разрывов различного размера и происхождения.

Разрыв, как геологическое тело интересен для изучения трудноизвлекаемых запасов в следующих аспектах:

  • зона наибольшей проницаемости недр,

  • зона аномальных (пониженных) литостатических давлений,

  • зона термопереноса,

  • зона аномальных физических и химических свойств горных пород,

  • зона, разделяющая мозаично-подвижную матрицу земных недр.

Как хорошо видно на снимках с самолета, или из космоса, земная кора разделена разрывами на систему иерархически упорядоченных подвижных блоков, разрывами различного размера и характера. Поэтому можно прогнозировать зоны разрывов, как участки повышенной проницаемости коллекторов. По этим участкам можно ожидать перемещения агентов воздействия на пласт, а также - прогнозировать зоны перемещения блоков при строительстве наклонных и горизонтальных скважин.

Для этих целей рекомендуются детальные и локальные снимки масштабов 1:1000 - 1:100000. При этом не следует ограничиваться одним масштабом, а обязательно следует пользоваться принципом "Масштабной этажерки", То есть сначала изучать изображения обзорного масштаба, на которых интересующий объект виден как единое целое, а контексте свой рамы. При этом на изображениях можно выделить разрывы трансрегиональные, проходящие без изменений через изучаемое месторождение и региональные, которые свойственны изучаемому месторождению, и внутрирегиональные, или локальные, формирующие разрывную структуру месторождения.

Затем изучают разрывы на снимках более крупного масштаба, и главным объектом исследования служит система региональных разрывов. При изучении следует широко применять статистические методы, и следует постараться выявить закономерности распространения разрывов по территории. Затем можно переходить к изучению изображений все более и более крупного масштаба. Обычно статистически значимые закономерности удается выявить для разрывов длиной в первые сотни метров и шириной в первые метры, или десятки сантиметров.

Как правило, при этом удается выявить регулярную сеть, с вложенными друг в друга ячеями размером примерно 300, 900, 1500,4500, 10 000 м, разрывами ориентированными в субширотном, субмеридиональном, северо-восточном и северо-западном направлениях. В каждом конкретном случае могут быть установлены свои параметры.

Наилучшим образом для этих целей подходят изображения, сделанные в ближней инфракрасной зоне спектра. Но в каждом конкретном регионе могут быть наиболее оптимальными и другие зоны спектра.

При применении аэрокосмических методов, как правило, можно воспользоваться готовыми негативами, которые имеются практически для всей территории России и сопредельных государств. Эти негативы остаются после залетов аэрофотосъемки, проводимой для составления и обновления топографических карт, и хранятся в региональных отделах ГУГКа (Государственного управления геодезии и картографии).

3.17.2. Методы увеличения нефтеотдачи

в залежах с трудноизвлекаемыми запасами

Как уже указывалось ранее, освоение залежей с трудноизвлекаемыми запасами требует нетрадиционных методов, еще называемых методами увеличения коэффициента извлечения (МУН). Нетрадиционными методами воздействия на пласт принято называть все методы воздействия на пласт, отличающиеся от широко применяемого (традиционного) метода заводнения с нагнетанием в пласт обычной воды.

Нетрадиционные методы разработки обычно применяются в комплексе друг с другом, но рассмотрим их по отдельности. Для удобства рассмотрения объединим их в следующие группы:

1. Физико-химические методы основаны на заводнении, но предусматривают повышение его эффективности добавкой различных химических реагентов - полимеров, поверхностно-активных веществ (ПАВ), кислот, щелочей и т.д.

2. Теплофизические методы заключаются в нагнетании в пласты теплоносителей - горячей воды, или пара.

3. Термохимические методы заключаются во внутрипластовом горении нефти - сухом, влажном, или сверхвлажном.

4. Режимные методы связаны с изменением режима пласта, например, с форсированным забором и закачкой жидкости.

5. Методы механического разрушения пласта, или его призабойной зоны.

6. Технологические методы основываются на циклической закачке различных компонентов.

7. Экзотические методы. К этим методам относятся пока не опробованные реально методы. Например, использование специальных культур бактерий, которые преобразуют высоковязкие углеводороды с образованием в качестве продуктов их жизнедеятельности менее вязких углеводородов или (и газа).

При планировании разработки нетрадиционными методами следует учитывать, что многие из них чрезвычайно дорогостоящие, требуют использования нетрадиционных реагентов и оборудования, плотных сеток скважин. Поэтому при проектировании и внедрении этих методов особое внимание следует уделять вопросам экономики.

Необходимо также тщательно анализировать все особенности геологического строения залежи и литологического состава природного резервуара. Эта необходимость, обусловлена тем, что при низкой нефтенасыщенности и высокой глинистости коллекторов, интенсивной трещиноватости эффективность многих нетрадиционных методов резко снижается.

3.17.2.1. Физико-химические методы

Физико-химические методы это методы, связанные с заводнением, но предусматривают повышение его эффективности, добавкой различных химических реагентов, создавая концентрации этих веществ 0, 001-0,4%. Добавка создает оторочки растворов в объеме 10-50% общего объема пустот залежи, которые и вытесняют нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания обычной воды (рабочего агента). Плотности сеток скважин при применении этого метода те же, что и при обычном заводнении.

В качестве реагентов используются полимеры, щелочи, кислота, поверхностно-активные вещества: Сравнительная характеристика применения этих веществ приведена в таблице 33.

3.17.2.2. Теплофизические методы.

Среди теплофизических методов наиболее популярна обработка нефтеносного пласта паром. Метод применим при высокой вязкости нефти - вплоть до 1000 мПа-с и более. При этом оторочка пара перемещается водой от нагнетательной скважины к добывающей скважине. Метод ограничен глубиной 1000 м, потому что при большей глубине потери тепла становятся чрезмерными. Оптимальны нефтенасыщенная толщина 10-40 м., высокая (более 0,2) пористость и проницаемость (более 0,5 мкм2). Метод эффективен при высокой начальной нефтенасыщенности, так как при этом минимальны потери тепла.

Однако нагнетание пара может вызвать:

Обработка горячей водой аналогична обработке паром, однако, применяется при добыче высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина. Метод менее эффективен, чем пар и требует больших количеств горячей воды.

Таблица 33

Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Рабочий агент

Физическая сущность

метода

Рекомендации

Ограничения

Примечания

Полимеры (чаще всего раствор полиакриламида),

Повышает вязкость воды, уменьшая относительную вязкость пластовой нефти. Это увеличивает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения), что способствует улучшению вытесняющих свойств воды

При разработке залежей с повышенной вязкостью (10-50 мПас), на начальных стадиях разработки при низкой обводненности, потому что при фильтрации раствора в обводненной пористой среде пород происходит адсорбция полимера на стенках пор.

Проницаемость > 0,1мкм2, глинистость коллекторов не более 8-10%, Т0 не выше 800, так как при высокой температуре полимеры не загущают воду.

Щелочей - каустическая или кальцинированная сода, аммиак, силикат натрия

При взаимодействии щелочи с органическими кислотами нефти образуются поверхностно-активные вещества, улучшающие смачиваемость породы и отмывающие свойства воды.

Метод наиболее эффективен в малоглинистых гидрофобных коллекторах.

Серная

кислота

Опытно-промышленное применение в Западной Сибири и Татарии.

Поверхностно-активные вещества (ПАВ)

Улучшение

смачиваемости

При повышенной гидрофобности коллекторов, с начала разработки (из-за высокой адсорбционной способности коллекторов в водонасыщенных пластах). С повышенной вязкостью (10-30 мПас), проницаемостью > 0,03 мкм2

При глинистости коллекторов не более 8-10%,. Т0 не выше 700.

Применяется не в чистом виде, а с другими реагентами

Продолжение таблицы 33

Смешивающего вытеснения - вытеснение нефти смешивающимися с ней агентами

Двуокись углерода, или ее водный раствор

Углекислота растворяется в нефти, увеличивая ее объем в 1,5 - 1,7 раза, снижается вязкость нефти

На поздних стадиях разработки, так как не адсорбируется на стенках пустот. При высоких давлениях улучшается 8-14 МПС.

Вязкостью ≤10-15 мПас, при большей вязкости смешиваемость с нефтью ухудшается

Сжиженные нефтяные

газы (пропан)

Углекислота растворяется в нефти, увеличивая ее объем в 1,5 - 1,7 раза, снижается вязкость нефти

8-14 Мпа.

Сухой газ

высокого

давления

Углекислота растворяется в нефти, увеличивая ее объем в 1,5 - 1,7 раза, снижается вязкость нефти

Пластовое давление 10 -20 Мпа. Вязкость < 5 мПас, толщина пластов 10-15 м. Проницаемость - низкая при высокой нефтенасыщенности, 60-70%

Мицеллярное заводнение

Эмульсия - легкая углеводородная жидкость, и пресная вода; ПАВ - стабилизатор образуют раствор, заполняющий около 10% пустотного пространства, узкую оторочку которого перемещают более широкой оторочкой буферной жидкости (полимер), а ее, в свою очередь - водой.

Для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов в однородных терригенных коллекторах, не содержащих карбонатного цемента при проницаемости не более 0,1 мкм2 и вязкость и 3-20 мПа-с, т.к. при большей вязкости требуется большая вязкость буферной жидкости

Соли разлагают раствор, поэтому вода должна быть пресной с самого начала. Т 0 не выше 800.

Метод

дорогой

3.17.2.3. Термохимические методы

Сухое прямоточное горение заключается вподжоге на забое воздухонагнетательной скважины. Затем зона горения перемещается по направлению к добывающим скважинам. В результате достигается температура до 7000С. Метод применяется только в терригенных коллекторах и требует плотных сеток скважин (2-3 га/скв.).

Прямоточное влажное, или сверхвлажное горение получается, если перед фронтом горения перемещается оторочка пара. Осуществляется поджогом на забое воздухонагнетательной скважины и затем перемещением зоны горения по направлению к добывающим скважинам. При этом развивается температура 300 - 5000С. Метод применим как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах. Для применения метода необходимы плотные сетки скважин (12-16 га/скв). Сверхвлажное горение рекомендуется применять на месторождениях с вязкостью (30-1000 мПа-с), на глубинах 1500-2000 м. Необходима проницаемость коллекторов более 0,1 мкм2, нефтенасыщенность 30-35%, толщина 3-4 м.

3.17.2.4. Режимные методы.

Среди режимных методов, в первую очередь, описываются методы, заключающиеся в форсированном отборе жидкости (ФОЖ). Метод рекомендуется применятьна расчлененных пластах, где с увеличением депрессии в разработку могут быть вовлечены ранее не работавшие части разреза. Для снижения влияния форсирования на соседние скважины, форсированный отбор жидкости обязательно должен сопровождаться компенсацией отбора жидкости закачкой. Выбор скважин для форсирования следует вести с учетом перераспределения фильтрационных потоков в пласте, что, в свою очередь должно приводить к вводу в разработку дополнительных запасов нефти из застойных зон. Поэтому при законтурном или рядном заводнении проводить форсированный отбор жидкости следует, в первую очередь, на скважинах II ряда. Так как фазовая проницаемость для нефти между нагнетательным и I рядом скважин уменьшается с ростом обводненности значительно быстрее, чем между I и II рядом скважин. Значительная часть закачиваемой воды отбирается I рядом вытесняемых скважин. Вытеснение по всем проницаемым пропласткам по направлению скважин II ряда будет более равномерным, что позволит увеличить нефтеотдачу пласта в целом.

3.17.2.5. Методы механического разрушения пласта,

или его призабойной зоны.

Среди указанной группы методов наиболее распространен метод гидравлического разрыва пласта (ГРП). В результате его применения происходит повышение проницаемости призабойной зоны низкопроницаемых слабодренируемых неоднородных и расчлененных пластов-коллекторов. Гидроразрыв пласта заключается в создании искусственных и расширении имеющихся трещин в породах призабойной зоны повышенным давлением (до 60 Мпа) жидкости. Это могут быть нефть, пресная, или минерализованная вода, нефтепродукты (мазут, керосин, дизельное топливо) или другие. Для предотвращения смыкания трещин после снижения давления в жидкость вводят либо хорошо окатанный крупнозернистый песок, либо искусственные пластиковые, или стеклянные шарики. Наибольшее применение для этих целей получили чистые кварцевые пески с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм.

textarchive.ru

Геология поиски и разведка месторождений нефти и газа - Конспект

Рис. 1.19. Основные циклы органического углерода на Земле (по Вельте)

Заимствовано из работы «Геология и геохимия, 2000.

На самых заключительных стадиях метаморфизма углерод переходит в инертную форму – графит.

В работе этого механизма с необходимостью участвует кислород, а весь свободный кислород планеты имеет биогенное происхождение. Так как он плохо растворим в воде, он идет в атмосферу, увеличивая его содержание уже на границе докембрия – кембрия до величин, сопоставимых с современным. Живые существа не только производят кислород, но и потребляют его. В биосфере проходит реакция nCO2 + nh3O ↔ (СН2О)n + nO2. Слева направо реакция идет как фотосинтез, справа налево – как дыхание, горение, гниение. Увеличение содержания кислорода в атмосфере (то есть смещение равновесия), как известно из курса химии, возможно только при удалении одного из продуктов реакции – захоронения восстановленного, то есть не окисленного органического вещества.

Возраст древнейших пород, в которых найден углерод заведомо органического происхождения (по соотношению изотопов 12С и 13С) - это возраст древнейших осадочных пород. Временем 3,4 млрд. лет датируются первичные микроорганизмы(?) – цианобактерии (сине-зеленые водоросли) - то есть это время зарождения жизни и возникновения источника молекулярного кислорода. Примерно 2 млрд. лет назад биосфера «вывернулась наизнанку» – вместо кислородных оазисов вокруг скоплений живых организмов появились анаэробные «карманы». Тогда же содержание кислорода в атмосфере достигло 1% от современного (точка Пастера). Именно с этой пороговой концентрации энергетически выгодным для жизни становятся не реакции брожения, а реакции окисления. Начинается необратимое отравление (с точки зрения анаэробов) атмосферы кислородом. В течение протерозоя мир постепенно становится аэробным (рис. 1.16).

Роль жизни как планетного геологического фактора в наиболее последовательной форме раскрыл замечательный русский ученый, основоположник геохимии В.И.Вернадский. Он писал «…Вещество биосферы благодаря им <космическим и солнечным лучам> проникнуто энергией; оно становится активным, собирает и распределяет в биосфере полученную в форме излучений энергию, превращает ее, в конце концов, в энергию в земной среде свободную, способную производить работу... Жизнь является великим, постоянным и непрерывным нарушителем химической косности поверхности нашей планеты. Можно говорить о всей жизни, о всем живом веществе как о едином целом в механизме биосферы, хотя только часть его – зеленая, содержащая хлорофилл растительность – непосредственно использует солнечный луч, создает через него фотосинтезом химические соединения, неустойчивые в термодинамическом поле биосферы при умирании организма, или при выходе из него. С этой зеленой частью непосредственно и неразрывно связан весь остальной живой мир.” Зеленые растения составляют основание трофической пирамиды “Дальнейшую переработку созданных ею химических соединений представляет все вещество животных и бесхлорофильных растений… Можно рассматривать всю эту часть живой природы, как дальнейшее развитие одного и того же процесса превращения солнечной световой энергии в действенную энергию Земли. Часть живого вещества не возвращается сразу же после гибели организма назад в биосферу, а захоранивается”. В результате “Мы имеем здесь дело с новым процессом – с медленным проникновением внутрь планеты лучистой энергии Солнца, достигшей его поверхности. Этим путем живое вещество меняет биосферу и земную кору… Вся земная кора целиком, на всю доступную нашему наблюдению глубину изменена этим путем… Скопления этих органических веществ являются очагами огромной потенциальной энергии, “погребенными лучами Солнца…”

* * *

Таким образом, живое вещество, зародившись на заре истории Земли, создало кислородную атмосферу, что позволило стратегии жизни перейти от анаэробных форм к значительно более эффективным, аэробным. Улавливая, пропуская через себя, восстанавливая и концентрируя углерод, живое вещество планеты создает, таким образом, концентрированные сгустки энергии в виде скоплений месторождений горючих ископаемых.

1.7.5. Ритмы и ранги в земной коре.

Нет столь великой вещи, которую не превзошла бы величиной еще большая. Нет вещи столь малой, в которую не вместилась бы еще меньшая.

Козьма Прутков

Рассматривая окаменевшую летопись Земли – стратиграфический разрез - можно видеть, что он состоит из отдельных слоев, фиксирующих отдельные акты накопления осадка. Отдельные слои объединяются в толщи, сложенные повторяющимися ритмами, характеризующими условия осадконакопления. Если накапливающиеся ритмы имеют сходный состав, мы говорим, что скорость прогибания территории (или подъем воды мирового океана) примерно соответствует скорости накопления осадка (компенсированное прогибание). Когда породы вверх по разрезу становятся более глубоководными, это свидетельствует о некомпенсированном прогибании. И та и другая ситуация соответствует трансгрессии (наступлению) моря. В тех случаях, когда породы вверх по разрезу представлены все более мелководными разностями, это свидетельствует об обмелении бассейна осадконакопления – регрессии (отступлении) моря, или переполнении бассейна осадконакопления слишком большим количеством сносимого с суши материала.

В геологических разрезах встречаются закономерно чередующиеся регрессивные и трансгрессивные серии. Любой геологический разрез состоит из различных пород, и его неоднородность проявляется на разных масштабах его изучения и обусловлена цикличностью смены условий осадконакопления.

Вспышки тектонической активности и обогащение атмосферы углекислым газом, приводят сначала к расцвету растительной жизни, стоящей в основании трофической пирамиды, затем атмосфера перенасыщается кислородом, становится холоднее (уменьшается парниковый эффект), органический мир скудеет, и продукты его жизнедеятельности и отмершие остатки могут быть быстро захоронен благодаря разрушению гор, образованных в результате тектонической активности. В результате возникают максимумы нефтеобразования (это одна из моделей взаимосвязей тектоно-органических циклов нефтегазообразования).

Какой бы отрезок времени, и какую территорию ни взять, мы найдем системы наложенных друг на друга больших и малых ритмов. Поднятия сменяются погружениями. Как окаменевшие волны застыли в недрах Земли складки, разломы образуют периодически сети. На локальном уровне конкретного месторождения (например, Усть-Балыкского) периодичность тектонической активности проявляется в следующем: на месторождении встречаются 7-10 участков, где с интервалом 2 – 3 года, или 5 - 6 лет происходят аномалии (по интенсивности и импульсивности) проявления современных напряженно – деформационных процессов, протекающих в земной коре вплоть до земной поверхности. С этими геодинамическими аномалиями связаны изменения дебитов скважин (30-40%), аварии, связанные со сломом обсадных колонн или их искривлением (более 60%), порывы трубопроводов различного назначения (76-94%). Выявление закономерностей в периодичности этих процессов по времени и территории позволяет их прогнозировать (Касьянова,1999).

Познание закономерностей распределения этих периодов и использование их в целях нефтегазовой геологии даст в руки геологов мощный инструмент прогноза.

1.8. Нефть и газ в недрах Земли.

1.8.1. Нефть, газ, газогидраты.

Их химические и физические свойства.

Нефти, газы и продукты их преобразований, находящиеся в недрах Земли, представляют собой сложную систему, растворены друг в друге органических компонентов, включающих до 900 индивидуальных веществ. Нефть - маслянистая, часто смолистая жидкость, как правило, окрашенная примесями в различные цвета, флюоресцирующая на свету.

Основные химические элементы, из которых состоит нефть - 83-87 % углерода (С), 12-14 % водорода (Н), до 7% серы (S). Сера обычно присутствует в виде сероводорода, или меркаптанов. Она встречается не часто, но является очень вредной примесью, так как усиливает коррозию металлов и вредна для людей. Также в нефтях присутствует до 1,7% азота – совершенно безвредного газа. В виде разнообразных соединений встречается до 3.5 % кислорода. В очень небольших количествах в нефтях обнаружены металлы – ванадий, никель, железо, свинец.

Соединения (минералы) нефти чрезвычайно разнообразны. Они могут формировать цепочки разной длины. Такие углеводороды называются - парафиновые(предельные, или углеводороды метанового ряда - метан, этан и т.д.), имеющие общую формулу Сnh3n+2, где n число атомов углерода. Парафиновые углеводороды бывают нормальные и изопарафины (образующие не цепи, а решетки)Рис. 1.21. При n от 1 до 4 парафиновые углеводороды являются газами, при n от 5 до 15 – жидкостями, а при больших цепочках твердыми веществами – парафинами.

H H H H H

I I I I I

Н – С – С - С – С – С – Н

I I I I I

H H H H H

H H H H

I I I I

Н – С – С -----– С –-С– Н

I I I I

H H H С H

I

H

н – Пентан

Изопентан

Рис. 1.21. Примеры структуры углеводородов парафинового ряда.

Температура плавления парафинов при нормальных давлениях – 50-60ºС. В пласте парафины обычно находятся в растворенном состоянии, но при разработке могут выпадать в виде кристаллов, закупоривая поры, и создавая другие проблемы при эксплуатации залежи.

Нафтеновыеуглеводороды (цикланы) имеют формулу Сnh3n

Нафтены улучшают экплуатационные свойства бензинов и масел, являются сырьем для получения ароматических углеводородов (рис. 1.22 А).

Ароматические углеводороды (арены) имеют формулу Сnh3n-6 Они обладают хорошей растворяющей способностью, но высокотоксичны (рис. 1.22.Б).

А Б

Рис. 1.22. Примеры структуры углеводородов

нафтенового (А) и ароматического (Б) рядов.

Чистые, без примесей, газы не имеют запаха, а жидкие углеводороды пахнут приятно для каждого нефтяника. Неприятный запах углеводородам придают разнообразные примеси, главным образом меркаптаны.

Физические свойства нефтей различны, меняясь в зависимости от химического состава, температуры и давления, а также от растворенного в нефти газа.

Плотность нефти колеблется от 0,77 до - 1.1 г/см куб. Чаще всего встречаются нефти с плотностью - 0,82 - 0,92 г/см куб. В пласте ее значения меньше, чем на поверхности, за счет присутствия газа. Плотность нефти меряется как в г/см3, так и в 0АРI. Соотношения между этими величинами приведены в приложении - 2 - справочные данные.

Температура кипения различных нефтей меняется - от 30 до 600° в зависимости от их химического состава. На этом свойстве основана разгонка нефтей на фракции.

Вязкость нефтей различна и непостоянна - она сильно зависит от температуры, уменьшаясь при ее повышении. На этом свойстве основаны методы добычи нагревом и паром.

Поверхностное натяжение нефтей также бывает различным, но всегда меньшим, чем у воды. Это свойство используется для вытеснения нефти водой из пор пород-коллекторов.

Нефть диэлектрик, что используется в электрокаротаже.

Теплота сгорания до 45 500 дж./кг, (каменный уголь 33 600 дж/кг) 1 см куб нефти способен вскипятить полстакана воды. Нефть - сгусток энергии, видимо, поэтому до сих пор человечество никак не выполнит завет Д.И.Менделеева - "Нефть не топливо, топить можно и ассигнациями".

Растворимость газа в воде до 10 м/м, в нефти до 50 м/м. Критическая температура для метана 83°С.

Оптические свойства нефтей.

Чистые, без примесей углеводороды бесцветны, цвет нефтям придают примеси, в основном - смолы.

Оптическая активность нефтей – способность вращать плоскость поляризации света. Она обусловлена хиральностью (киральностью) молекул углеводородов в нефтях. Это вид изомерии, фундаментальное свойство органических соединений существовать в виде пространственно несовместимых зеркально симметричных форм - энантиомеров (как перчатки на левую и правую руку). Оптически активными могут быть только хиральные молекулы. Важнейшие ферментативные процессы в живых организмах протекают стерео селективно, с участием только одного энантиомера. Большинство нефтей вращают плоскость поляризованного луча вправо, известны и левовращательные нефти. Отмечено, что чем моложе нефть, тем больше угол поворота поляризованного луча. Поскольку образование веществ, обладающих оптической активностью, характерно для жизненных процессов, то оптическая активность нефтей является свидетельством их генетической связи с биологическими системами. Установлено, что главными носителями оптической активности нефти являются циклоалканы – хемофоссилии.

Показатели преломления и спектры поглощения нефтей разнообразны и строго индивидуальны. На этом свойстве нефтей основаны их ИК и УФ спектроскопия.

Люминесценция – свечение под действием облучения неотъемлемое свойство нефтей и продуктов их преобразования. Люминесцируют не чистые вещества, а их растворы, главным образом смол. На люминесцентных свойствах соединений нефти основан ряд эффективных и простых методов их исследования.

Нефти очень разнообразны, их классифицируют по разным признакам. См. приложение 3.

Газовые углеводородные системы.

Природные газы – это углеводородные растворы, имеющие в атмосферных условиях газообразное состояние. Природные газы находятся в Земле в различном состоянии: свободные в атмосфере и в газовых залежах, растворенные в водах, сорбированные, окклюдированные, в виде твердых растворов (газогидраты) (Баженова, 2000). Газы, растворенные в нефти и выделяющиеся при разработке, называются попутными.

Основными компонентами природного газа являются углеводороды от метана (основная доля) до бутана. Кроме того, природные газы включают углекислый газ, азот, сероводород, инертные газы. По соотношению метана и других компонентов, природные газы делятся на сухие, состоящие преимущественно из метана- 85% и содержащие менее 10 cм3/м3 конденсата, тощие (содержащие 10 – 30 cм3/м3 конденсата) и жирные (30 -90 cм3/м3 конденсата).

Свойства газов на поверхности и в пластовых условиях отличаются. На растворимость природного газа влияют температура, давление, состав газа и нефти. Растворимость газа в нефти повышается с ростом давления, понижением температуры, растет в ряду С1 – С4, и с уменьшением плотности нефти. Давление, при котором данная нефть полностью насыщена газом, называется давлением насыщения. Если давление в залежи падает, то газ выделяется в свободную фазу.

Из не углеводородных газов, присутствующих в месторождениях природного газа, упомянем сероводород и гелий.

Сероводород (h3S) – бесцветный горючий высокотоксичный газ с характерным резким запахом. При концентрации его в воздухе более 0,1% можно умереть, предельно допустимое его содержание в воздухе – 0,01 мг/л. В природных газах содержание сероводорода редко превышает 1%

Гелий (Не) – благородный (химически инертный) раз без цвета и запаха. Среднее содержание гелия в земной коре 1∙10 –6 вес.%, в атмосфере 5,2∙10 –4 об.%, в природных газах содержание гелия достигает 18 об%, в попутных – 0,5%. Гелий – ценнейшее химическое сырье.

Газогидрат (газовый клатрат)– соединение метана с водой, имеющее облик подтаявшего льда. Область его устойчивости при нормальном давлении – до -4°С. Кристаллическая решетка клатратов построена из молекул воды, во внутренних полостях которых находятся молекулы газа, образующего гидрат. Незаполненная газом решетка существовать не может, чем отличается ото льда. Техногенные газогидраты, образующие пробки в газопроводных скважинах и стволах, известны более 150 лет. В настоящее время в природном состоянии газовые клатраты описаны в зонах распространения вечной мерзлоты, в придонных илах Мирового океана. Проблеме гидратов газа и их промышленного использования посвящена многочисленная литература. Однако, многие вопросы размещения, добычи и использования газовых гидратов разработаны недостаточно. Самое главное - не вполне еще ясно, являются газогидраты уникальным природным образованием, имеющим исключительно научный интерес, или перспективным нетрадиционным промышленным источником газового сырья.

1.8.2. Происхождение нефти и газа.

1.8.2.1. Концепции неорганического происхождения нефти.

Идея возможности неорганического происхождения нефти была выдвинута в XIX веке замечательным естествоиспытателем А.Гумбольтом. Позднее популярность неорганической теории была связана с авторитетом Д.И.Менделеева и с привлекательностью космических идей В.Д.Соколова. Позднее концепции неорганического происхождения развивались петербургским геологом Н.А.Кудрявцевым, киевским исследователем Б.Н.Кропоткиным, а также зарубежными учеными – К.Мак-Дерматом, Ф.Хойлем и др.

  • В нашей стране наиболее широкую известность получила теория, сформулированная Д.И.Менделеевым, доложенная им в 1876 году в Русском химическом обществе. По его мнению, вода, проникая по разломам в глубинные недра Земли, вступает во взаимодействие с карбидами металлов. Образовавшиеся при этом взаимодействии углеводородные пары по тем же разломам поднимаются в верхние части земной коры, где конденсируются, образуя скопления нефти.

В 1889 году в Московском обществе испытателей природы В.Д.Соколов доложил свою концепцию неорганического происхождения нефти. Это было время увлечения теорией космизма, начинал работать К.Э.Циолковский. Идеи единства вещественного состава Солнечной системы, естественных связей земного и небесного носились в воздухе. Сущность же теории сводилась к следующему:

  1. Углеводороды возникают в космических телах на ранних стадиях их развития из углерода и водорода, количество которых во всех космических телах, в том числе и в Земле огромны.

  2. Возникшие таким образом углеводороды на Земле поглощаются расплавленной магмой.

  3. При остывании магмы и кристаллизации магматических горных пород, углеводороды отделяются от нее, и мигрируют по трещинам и разломам.

  4. Попадая в верхние части литосферы, и конденсируясь, углеводороды дают основной материал для образования различных битумов.

В настоящее время имеется много различных моделей неорганического происхождения нефти. Они основываются на следующих фактах.

  • Многочисленные месторождения приурочены к зонам разломов.

  • Встречаются месторождения в магматических и метаморфических горных породах.

  • Углеводороды встречаются в веществе, извергающемся из вулканов, в ультраосновных породах (кимберлитах) алмазоносных трубках взрыва, в метеоритах и хвостах комет, атмосфере планет и в рассеянном космическом веществе.

Схематически неорганическая теория в современной интерпретации выглядит следующим образом. Источником углеводородов является вода и углекислый газ, которых в мантии содержится в 1 куб. м 180 кг и 15 кг соответственно (по данным Е.К.Мархинина). В присутствии закисных соединений металлов (главным образом закиси железа) образуются углеводороды. Высокие давления недр Земли подавляют термическую деструкцию сложных молекул углеводородов. По расчетам Э.Б.Чекалюка оптимальные глубины для синтеза, полимеризации и циклизации углеводородов из воды и углекислого газа составляют 100-200 км.

На эти аргументы можно возразить следующее:

  1. Не все месторождения приурочены к зонам разломов.

  2. В магматические и метаморфические горные породы углеводороды могли попасть из осадочных пород в результате миграции.

  3. Углеводороды космоса и магматических проявлений существуют в единичных молекулах и совершенно незначительных примесях. Никто не спорит, что углеводороды образуются химическим путем. Однако крупные скопления таким образом сформироваться не могут.

Важным достоинством концепций неорганического происхождения нефти является ее оптимистичность. Количество воды и углекислого газа в мантии по человеческим меркам неисчерпаемо и это дает нам надежду на то, что ресурсы нефти и газа на Земле значительно больше разведанных сегодня, и продолжают пополняться, то есть теоретически безграничны.

1.8.2.2. Концепции органического происхождения нефти (исторический аспект).

Соображения об органическом происхождении нефти были сделаны в 1759 году М.В.Ломоносовым в работе «О слоях земных». Он полагал, что нефть образовалась из каменного угля под воздействием высоких температур. «…Выгоняется подземным жаром из приуготовляющихся каменных углей оная бурая и черная масляная материя и вступает в разные рассолы…». Первые эксперименты получения нефтеподобных продуктов из органического вещества животного происхождения были проделаны немецким химиком Г.Гефером, который нагревал животные жиры при повышенном давлении до температуры 320-4000.

Современная концепция органического происхождения нефти восходит к монографии И.М.Губкина «Учение о нефти». В соответствии с этой моделью, нефть образуется следующим образом:

Исходное вещество для образования нефти – органическое вещество морских илов, состоящее из животных и растительных организмов. Перекрывающие илы осадки предохраняют его от окисления. Погруженный на глубины до 50 м он перерабатывается анаэробными микробами. При погружении в глубокие недра горные породы, содержащие РОВ (рассеянное органическое вещество) попадают в область давлений 15-45 МПа и температур 60 - 150°. Такие условия находятся на глубинах 1,5 – 6 км. Под действием возрастающего давления нефть вытесняется в проницаемые породы (коллекторы), по которым она мигрирует к месту образования будущих залежей.

Отечественная нефтегазовая геология подтвердила положения И.М.Губкина. На основе прогнозов, сделанных на базе этой теории, развитой его многочисленными последователями, отечественная нефтегазовая геология долгие годы позволяла прогнозировать и открывать месторождения, что сделало Советский Союз ведущей нефтегазовой державой мира. Основные аргументы в пользу биогенного происхождения нефти следующие:

  1. Приуроченность 99,9% промышленных скоплений нефти к осадочным породам.

  2. Сосредоточение наибольших запасов в отложениях геологических периодов с наибольшей активностью биосферы.

  3. Сходство элементного, и, главное, - изотопного состава живого вещества и нефтей.

  4. Оптическая активность нефтей.

1.8.2.3. Образование природного газа.

Природный газ распространен в природе гораздо шире, чем нефть. Его формирование может происходить различными способами.

При биохимическом процессе образование метана происходит в результате переработки органического вещества бактериями. (Иногда эти бактерии поселяются на нефти, которые перерабатывают ее в метан, азот и углекислый газ).

Термокатализ заключается в преобразовании в газ органического вещества под действием давлений и температур в присутствии катализаторов – глин. Наиболее интенсивно термокатализ происходит при температуре 150-200°.

Если глины с повышенным содержанием органического вещества обогащены ураном, может запуститься радиационно-химический процесс образования газа, который заключается в воздействии радиоактивного излучения, на углеродные соединения. В результате органическое вещество распадается на метан, водород и окись углерода. Оксид углерода, в свою очередь, распадается на кислород и углерод, при соединении с водородом которого также образуется метан.

При механических воздействиях на угли на контактах зерен возникают напряжения, которые служат источниками энергии для механохимического образования метана.

Космогенный процесс описан при описании космической модели образования нефти В.Д.Соколова.

Главное значение в природе, вероятно, имеют термокаталический и биохимический способы образования метана. Возможно, определенную роль играет и «космический» (он же «мантийный») метан, наблюдаемый в «черных курильщиках».

textarchive.ru