Скоплений углеводородов

Горные породы - вместилища нефти и газа. Нефтяные залежи и месторождения. Методы поисков углеводородов.

Нефть и газ залегают в недрах Земли на разных глубинах (от нескольких сотен метров до нескольких километров). Их поиски не возможны без знания геологии – науки, изучающей возникновение, состав и строение Земли, историю зарождения и развития жизни на ней.

По современным представлениям в центре Земли находится расплавленное железо - никелевое ядро, радиус которого около 3500 км. Его температура предположительно 2 - 4 тыс. ⁰С, плотность вещества 6 - 11 тыс. кг/м³, а давление в центре 426 тыс. МПа. Ядро окружено мантией толщиной около 3000 км, сложенной веществом, которое характеризуется пластическим, аморфным состоянием. Выше мантии лежит твердая оболочка – земная кора, сложенная горными породами, важнейшими составными частями которых являются минералы. Минералами называют природные вещества приблизительно однородные по химическому составу и физическим свойствам, являющимися продуктами физико-химических процессов, совершаемых в земной коре. Земная кора толщиной предположительно 30 - 70 км неоднородна, в ней выделяются (сверху - вниз) осадочный, гранитный и базальтовый слои. В некоторых местах базальтовые слои подстилают ложе океанов, а граниты выходят на дневную поверхность (рис.2.1).

(По предположению современной геологической науки земная кора состоит из 7 больших плит и 12 малых толщиной 100 км. Плиты, как льдины, дрейфуют вдоль великих разломов, сталкиваются, смещаются, сокрушают друг друга. Радиус Земли 6571 км и увеличивается на 1 мм в год.)

По происхождению горные породы подразделяют на изверженные (магматические), осадочные и метаморфические (видоизмененные).

И з в е р ж е н н ы м и называют горные породы, образовавшиеся в результате застывания расплавленной магмы, вылившейся на поверхность земли или в ее недрах. Большинство изверженных пород имеет кристаллическое строение, представляют плотные очень крепкие однородные массивы (базальты, граниты), составляют 95% от общей массы горных пород и являются породами коренными. Животных и растительных остатков не содержат. Под действием сил внешних (солнце, ветер, вода), и внутренних (тектонических), породы разрушаются. Разрушенные измельченные породы по мере изменения условий окружающей среды постепенно переходят в твердое состояние, образуя новую горную породу. В отличие от коренных их называют о с а д о ч н ы м и горными породами. По способу образования осадочные породы делятся на обломочные состоящие из обломочного материала (пески, песчаники, алевролиты, глины и др.); химического происхождения, образовавшиеся вследствие выпадения солей из водных растворов и реакций в земной коре (известняки, доломиты, гипс, каменная соль, руда железа и др.); органического происхождения, состоящие из отмерших животных и растительных организмов (известковые образования из скелетов морских организмов и кораллов, мел, трепел), а также смешанного происхождения.

Рис.2.1 Схема внутреннего строения (по современным гипотезам) 1 – гранито-гнейсы; 2 – базальты; 3 – мантия; 4 – наружная часть ядра; 5 – внутренняя часть ядра; 6 – земная кора.

Большинство нефтяных и газовых месторождений найдены в осадочной (самой верхней) толще земной коры, ниже ее на Земном шаре выявлено более 300 месторождений, запасы которых сосредоточены в кристаллическом фундаменте. Мощность кристаллического фундамента точно не установлена, но по видимому в пределах от 3 до 8 км.

Метаморфические горные породы образовались из осадочных и изверженных при их погружении в толщу земной коры, которые под влиянием высоких температур и давлений приобрели новые свойства.

Характерным признаком осадочных пород является их слоистость. Каждый слой (пласт) отличаются друг от друга составом, структурой, окраской и разделен поверхностью напластования, ограничивающий пласт снизу (подошва) и сверху (кровля). Кровля нижележащего пласта является подошвой лежащего сверху.

Первичная форма залегания пластов почти горизонтальная. Но земная кора всегда находится в движении, в результате пласт принимает любое наклонное положение. Земная кора в одних местах погружается, в других вздымается. Эти движения могут быть колебательными, складчатыми и разрывными. При колебательных и складчатых движениях происходят пластические нарушения. Колебательные движения приводят к образованию очень пологих прогибов и вздутий, складчатые - к образованию складок. Складку изгибом вниз называют с и н к л и н а л ь, изгибом вверх - а н т и к л и н а л ь. Антиклиналь и синклиналь образуют полную складку. (рис.2.2)

Рис.2.2 Полная складка

Если при колебательных и складчатых движениях земной коры пласты не выдерживают напряжения и разрываются, то образуются трещины, по которым пласты смещаются относительно друг друга. К разрывным нарушениям относят сброс, взброс, сдвиг, надвиг, горст, грабен.

Основные геологические структуры – платформа и геосинклиналь.

Платформа - это тектоническая единица земной коры, подвергавшаяся колебательным движениям с небольшой амплитудой без резкого изменения своей первоначальной структуры.

Геосинклиналь - наиболее подвижный участок земной коры, сложенный мощными толщами осадочных горных пород с интенсивно прогибающимся дном и с интенсивным поднятием, превращающимся в горы.

Для образования скоплений углеводородов необходимо сочетание ряда условий: породы коллекторы, природные резервуары, ловушки, миграция.

Горные породы, обладающие пустотами и способностью вмещать, а затем при определенных условиях отдавать (т.е. пропускать через систему каналов, связывающих эти пустоты), жидкости и газы, называют породами-коллекторами. К таким породам относятся пески, песчаники, известняки, конгломераты, суммарный объем пор в которых составляет 18 - 30 и более процентов от общего объема породы, (один кубический метр породы содержит 136 - 190 л нефти).

Породы-коллекторы обладают такими физическими свойствами как пористость, проницаемость, удельная поверхность, гранулометрический (механический) состав, механические свойства.

Пористость характеризует наличие пор и каналов между зернами, а также трещин и каверн. Коэффициент пористости определяют как отношение объема пустот к объему всей породы и выражают в долях единицы или в процентах. Жидкости и газы занимают те пустоты, которые соединены каналами и характеризуются коэффициентом пористости эффективной.

Проницаемостью горных пород называют их свойства пропускать сквозь себя жидкости и газы. Абсолютно непроницаемых пород нет – при соответствующем давлении можно продавить жидкость и газ через любую породу. Проницаемость породы тем меньше, чем меньше размер пор и каналов их соединяющих. Породы нефтяных и газовых месторождений имеют в основном капиллярные каналы, диаметром от 0.5 до 0.0002 мм. В каналах меньшего диаметра (субкапиллярные) поверхностные силы настолько велики, что движение жидкости в них практически не происходит. Единица проницаемости в системе СИ – 1м² – проницаемость такой пористой среды, в которой через площадь 1м² и длиной 1м при перепаде давления 1Па фильтруется 1м³ жидкости вязкостью 1Па·с. В промысловой практике пользуются единицей проницаемости дарси (Д), которая в 10¹² меньше проницаемости в 1м².

Величина 0.001Д = 1 миллидарси (мД). Проницаемость нефтяных и газовых пластов в пределах 100 – 2000 мД или (0,2 – 2) мкм².

Удельная поверхность породы (удельная площадь поверхности) - суммарная поверхность зерен, составляющих породу, в единице ее объема. Ее значение в нефтесодержащих породах колеблется в пределах от 40000 до 230000 1/м. Породы, имеющие большую удельную поверхность непроницаемые (глины, глинистые сланцы и т.п.).

Г р а н у л о м е т р и ч е с к и й (механический) с о с т а в породы выражают как процентное содержание отдельных фракций (по размеру зерен) в образце породы. От гранулометрического состава породы зависят такие свойства пород, как пористость, проницаемость, удельная поверхность, капилярные свойства и т.д, а также количество нефти, которое остается в пласте после окончания эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен.

Коллекторские свойства карбонатных пород характерны трещиноватостью. Степень трещиноватости горной породы характеризуется объемной (Т) и поверхностной (Р) плотностью трещин и их густотой (Г).

М е х а н и ч е с к и е с в о й с т в а - наибольшее значение в нефтяных технологиях имеют упругость, прочность на сжатие и растяжение.

Для скопления углеводородов в породах коллекторах обязательно их перекрытие пластами непроницаемых пород, которые называют покрышками (глина, каменная соль, гипс, мергели, глинистые известняки).

Коллектор, кровлю (верх) и подошву (низ) которого составляют пласты покрышки, называют природным резервуаром (рис.2.3). В земной коре существуют резервуары различных типов. Наиболее типичные элементарные складки (антиклинали, синклинали, купола и моноклинали). Их называют пластовыми. Мощная толща трещиноватых известняков, ограниченных в кровле и подошве глинистыми пластами, образуют резервуар массивный. Если проницаемые породы заключены в непроницаемые, то резервуар ограничен литологически.

Подавляющее большинство природных резервуаров насыщено водой. Образовавшиеся углеводороды, попав в заполненный водой природный резервуар, вследствие разности плотностей воды и углеводородов, начинают перемещаться (мигрировать) по резервуару до какого либо препятствия, являющегося для них ловушкой, и в ней скапливаться или просачиваться при наличии трещин в земной коре на поверхность. Нефть, как вещество более легкое, перемещается по пористому пласту в верхнюю, а вода опускается в нижнюю часть складки.

Рис.2.3. Принципиальные схемы природных резервуаров нефти и газа: 1 – пластовый, 2 – массивный, 3 – пластово-массивный, 4 – литологически ограниченный.

Ловушка – часть природного резервуара, в котором со временем устанавливается равновесие между газом, нефтью и водой, а их перемещение остановлено. В природе существуют самые разнообразные виды ловушек.

Рис. 2.4. Принципиальные схемы ловушек нефти и газа 1 – структурные: а – сводовая, б – тектонически-экранированная; 2 – литологические: в – с выклиниванием коллектора, г – с замещением коллектора непроницаемыми слоями; 3 – стратиграфическая, 4 – рифогенная, 5 – литолого-стратиграфическая. Обозначения: 1 – пески, 2 – глина, аргиллит, 3 – известняк, 4 – доломит, 5 – каменная соль, 6 – направление движения нефти и газа, 7 – трещины, 8 – стратиграфическое несогласие, 9 – нефтяная залежь.

Ловушкой нефти может быть часть природного резервуара, находящегося в повышенном структурном положении по отношению к окружающим участкам и их называют структурными. Они связаны в основном с антиклиналями и куполами и наиболее распространены. В отличие от структурных, литологические ловушки обусловлены изменением состава данного горизонта, когда пористые породы окружены непроницаемыми (алевролиты, глины). При тектонических нарушениях в виде разрывов и смещений слоев, пористые породы граничат с непроницаемыми и образуют ловушки экранированные. Существуют также и стратиграфические ловушки, связанные с переходом пористых слоев к более плотным породам другого возраста.В этих случаях нефть двигается по пластам вверх до тех пор, пока ее дальнейшее движение становится невозможным. В природе существуют и другие типы ловушек (рис.2.4).

Естественное скопление нефти или газа в природных резервуарах образуют нефтяные, газовые или газоконденсатные залежи, в которых газ нефть и вода распределяются по вертикали в соответствии с их плотностями. Если давление в залежи равно давлению насыщения при данной температуре, то газ, как более легкий располагается над нефтью, образуя газовую шапку. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворяется в нефти (рис.2.5).

При образовании в пористых породах гидратов, их залежи называют газогидратными.

Кроме нефтяных и газовых залежей в верхней части осадочной толщи содержатся массовые скопления битумов.

Рис.2.5. Схема нефтегазового месторождения: А – газовый пласт; Б и В – нефтяные пласты

Нефтяные залежи могут находиться в местах образования нефти или мигрировать в пористой среде.

Тип залежи зависит от строения ловушки, свойств коллектора, покрышек, наличия или отсутствия тектонических нарушений.

Толщина нефтяных и газовых пластов может колебаться от нескольких сантиметров до нескольких десятков метров, а их ширина и длина от нескольких десятков метров до многих километров. Наиболее распространены залежи антиклинального типа (рис 2.6.).

Границу, разделяющую нефть и воду в пласте называют водонефтяным контактом (ВНК), а границу между газом и нефтью – газонефтяным контактом (ГНК). Граница между газом и водой в газовых скважинах – газоводяной контакт (ГВК).

Линия пересечения поверхности ВНК с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности, а с подошвой пласта – внутренним.

Расстояние от верхней точки залежи до контакта с водой – высота залежи.

Совокупность залежей, находящихся в недрах земной коры на единой площади, называют м е с т о р о ж д е н и е м.

Жидкости (вода, нефть) и газы находятся в пласте под определенным давлением, которое называют п л а с т о в ы м. Давление в пласте до начала его разработки называют начальным пластовым давлением р_пл.нач. Его величина связана с глубиной залегания пласта и приближенно равна давлению столба пресной воды (плотностью 1000 кг/м³ ) высотой равной глубине залегания пласта (гидростатическое давление).

р_{пл. нач.} = H×r×g

где

H - глубина залегания пласта, м; r - плотность воды, кг/м³

g- ускорение свободного падения (9.81 м/с²).

Но в природе встречаются залежи нефти (жидкости и газа) с аномально низкими (ниже гидростатического) и аномально высокими пластовыми давлениями. Отношение пластового давления к давлению столба пресной воды высотой равной глубине пласта, называют коэффициентом аномальности. Низкие пластовые давления встречаются чаще в равнинных областях земной поверхности, а высокие в горных.

Рис.2.6. Сводовая газо-нефтяная залежь: 1 – внутренний контур газоносности; 2 – внешний контур газоносности; 3 – внутренний контур нефтеносности; 4 – внешний контур нефтеносности.

Точную величину пластового давления определяют глубинными манометрами. При наличии на устье избыточного давления

р_пл = H r g + р_уст

где р_{уст -} давление на устье скважины, Па.

Если известна плотность жидкости заполняющей скважину, при частичном ее заполнении, пластовое давление

р_пл = Н₁ r g (Н₁ - высота столба жидкости в скважине, м).

По мере углубления температура в земной коре возрастает. Величину погружения в недра Земли, соответствующую повышению температуры на 1 ⁰С, называют геотермической ступенью G, которая для верхних слоев Земли в среднем равна 33 м, но в различных точках земного шара она может быть больше или меньше. Для расчета чаще используют величину геотермического градиента, характеризующую повышение температуры горных пород при погружении в них на каждые 100 м от зоны постоянной температуры и в среднем равен 3 ⁰С.

Нейтральный слой земли (зона постоянной температуры) - ближайший к дневной поверхности слой, температура в котором не изменяется при суточных и сезонных колебаниях температуры атмосферного воздуха.

В недрах земли нефть и газ находятся при повышенном давлении и температуре. Нефть содержит значительное количество растворенного газа. Растворенный газ снижает плотность и вязкость нефти, увеличивает ее объем.

Отношение объема нефти с растворенным в ней газом в пластовых условиях v_пл к ее объему после дегазации в нормальных условиях V,называют объемным коэффициентом . В большинстве случаев он равен от 1.1 до 2.

Под влиянием пластовой температуры и растворенного газа вязкость нефти в пласте может быть в 4 - 10 раз ниже, чем на поверхности. Это создает благоприятные условия для ее движения в проницаемой среде

Обычными спутниками нефти и газа являются пластовые воды, которые находятся непосредственно в пониженной части пласта (краевые и подошвенные) или залегающие в самом пласте в виде водоносного пропластка (промежуточные). Кроме того, выделяют верхние и нижние водоносные пласты, расположенные соответственно выше или ниже продуктивного пласта.

В нефтяной (газовой) части залежи со времени ее образования также находится вода, которая удерживается в ней за счет поверхностного натяжения, занимает наиболее мелкие поры и по пласту не движется. Называют такую воду остаточной или связанной, и в залежах ее содержится обычно 10-20 %, но иногда достигает 40 и более процентов. Знать количество связанной воды важно при подсчете запасов нефти и газа, для чего вводятся коэффициенты водонасыщенности Кв, нефтенасыщенности Кн и газонасыщенности Кг

Кв = Ve/ V_пор; Кн = Vн/ V_пор; Кг = Vг/ V_пор,

где Ve, Vн, Vг - объемы пор насыщенные соответственно водой, нефтью и газом; V_пор - объемы всех пор.

Пластовые воды обычно высокой минерализации, нередко с концентрацией минеральных солей до 300 кг/м³ с повышенным содержанием йода и брома. Минеральные вещества, входящие в их состав, представлены солями натрия, калия, кальция, магния и др.

Плотность пластовых вод, как правило, больше плотности пресной воды. Вязкость воды обычно меньше вязкости нефти и снижается при повышении температуры.

Самым надежным признаком присутствия нефтяных залежей в глубинных слоях земли являются выходы нефти и газа на дневную поверхность. Чтобы установить закономерность скопления нефти, нужно изучить и восстановить всю историю земной коры – перемещения по ее поверхности морей, смены климатов, развитие растительного и животного мира. Это возможно при изучении окаменелых остатков животных и растений, которые называют «руководящими окаменелостями» (фауной). По ним определяют и сопоставляют возраст тех или иных отложений.

Считают, что Земля, как планета оформилась не менее 6 млрд. лет тому назад, а земная кора около 3 млрд.

Всю огромную толщу пород земной коры геология делит на группы, системы, отделы, ярусы, подъярусы, горизонты и свиты.

Промежутки времени, в которых происходило отложение пород каждого из этих делений толщи земной коры, соответственно разделены на эры, периоды, эпохи, века и времена. Всем им присвоено определенные названия, в основном по местности, где впервые были найдены и изучены отложения этих систем (пермская, юрская), названию племен населяющих эти местности (кембрийская, силурийская), по преобладающему в горной породе полезному ископаемому(меловая, каменноугольная). Каждая эра характеризует собой определенный этап в развитии жизни на земле.

Наиболее древние эры – архейская и палеозойская, продолжительностью 1.0-2.5 млрд. лет. В архейскую эру появились простейшие организмы, остатки которых в осадочных породах не сохранились. В отложениях протерозойской эры встречаются останки самых древних беспозвоночных животных. Выше залегают породы палеозойской эры (продолжительность 466 – 545 млн. лет), в которой существовали разнообразные формы живых и растительных организмов. Она делится снизу вверх на кембрийский, силурийский, девонский, каменноугольный и пермский периоды. Каменноугольный период ознаменовался развитием влаголюбивых растений, в пермский – появились рептилии, хвойные растения, образовались Уральские горы. Мезозойская эра продолжительностью 166 – 195 млн. лет состоит из триасового, юрского (в котором появились млекопитающие) и мелового периода. Кайнозойская эра продолжительностью 55 – 65 млн. лет продолжается по сей день. Состоит из третичного (палеогеновый, неогеновый) и четвертичного периодов. В третичный период происходит бурное развитие млекопитающих, образование гор (Пиренеи, Альпы, Карпаты, Гималаи, горы Крыма и Кавказа) и современных морей. Начало четвертичного периода – ледниковая эпоха и появление человека.(Геохронологическая таблица представлена в Приложении 2).

Изучение любого района начинается с геологической съемки.

Геологическая съемка заключается в изучении строения слоев земли по естественным обнажениям горных пород (берег реки, овраг, ущелье, вершина горы) и нанесении на топографическую основу. Изучают остатки организмов, порядок и характер залегания слоев. По материалам геологической съемки определяют возраст пород, условия их образования (морские, континентальные и пр), устанавливают геологическую историю района, процесс развития жизни, структурные особенности залегания слоев пород (прогибы, складки, купола). В местах, где нет выходов горных пород на дневную поверхность, копают шурфы (колодцы), шахты, бурят неглубокие скважины из которых поднимают горные породы на поверхность. По результатам геологической съемки составляют структурные и геологические карты, которые показывают, где и какие породы выходят на поверхность и как они залегают на глубине, выявляются геологические структуры, подлежащие дальнейшему изучению (рис.2.7). Геологическая съемка дает возможность судить лишь о самых верхних комплексах горных пород. Тип структуры может прослеживаться и по глубокозалегающим отложениям, но не во всех случаях глубинная структура имеет четкое выражение на дневной поверхности. Для установления форм глубоко залегающих пород бурят структурные (структурно-поисковые) скважины и используют геофизические методы поиска.

Бурение структурных скважин глубиной 300 – 500 м проводится на опорные горизонты по которым устанавливают антиклинальные структуры нижележащих пластов.

Рис. 2.7. Структурная карта

Г е о ф и з и ч е с к и е методы включают гравитационную разведку (измерение силы тяжести), магнитную разведку (измерение магнитного поля), сейсмическую разведку (измерение скорости распространения взрывных волн) и другие. Геофизическими методами с различной степенью приближения изучают земную толщу на глубинах несколько десятков километров.

Магнитную съемку можно производить с самолета, исследуя большие труднодоступные и недоступные пространства, занятые морями, болотами, лесами, пустынями,

Наша планета – это огромный магнит, вокруг которого расположено магнитное поле, на характеристику которого влияют породы, слагающие земную кору. Магматические породы более магнитоактивные, чем осадочные и над местом их залегания возникает магнитная аномалия. Магниторазведка применяется для определения положения пород кристаллического фундамента, так как они наиболее магнитовосприимчивы, а его рельеф во многом определяет особенности геологического строения залегающих выше осадочных пород.

Магниторазведка ведется обычно в комплексе с гравитационной разведкой, основанной на изучении силы тяжести в земле, которая непостоянна. У полюсов она больше, чем у экватора, на участках развития плотных тяжелых пород она будет больше нормальной. Измеряя силу тяжести определяем мощность и глубину залегания фундамента на платформе, а также осадочной толщи и ее мощности. Измеряется гравиметром.

Суть электроразведки заключается в изучении естественного или искусственно создаваемого электрического поля. Электропроводимость пород характеризуется удельным электрическим сопротивлением. Сопротивление осадочных пород сильно колеблется: при насыщении их водой оно уменьшается, при наличии нефти резко возрастает. Зная величину сопротивления горных пород, можно определить и условия их залегания, определить локальные поднятия. Измерение силы тока и разности потенциалов производят при помощи чувствительных гальванометров и потенциометров (рис.2.8).

Рис.2.8. Искусственно созданное электрическое поле при электроразведке

Наиболее эффективными для поисков структур являются сейсмические методы разведки, основанные на изучении распространения в земных слоях упругих колебаний. Если произвести в каком либо пункте взрыв заряда, заложенного на некоторой глубине, в земной коре будут распространяться упругие волны. Моменты прихода этих колебаний в различных пунктах регистрируются приборами.

Известно, что взрывные волны, переходящие в звуковые, в воздухе распространяются со скоростью около 332 м/с. скорость их распространения в горных породах различна и зависит от плотности пород. Например, в глинах достигает 2 км/с, в известняках от 3 до 5.5, в кристаллических породах 4.5 - 7.0 км/с.

От места взрыва волны распространяются в разные стороны. Часть из них движется в глубину до встречи границы, разделяющую породы с разными плотностями. Здесь волны преломляются и частично отражаются, которые, достигнув дневной поверхности, регистрируются специальными приборами – сейсмоприемниками (рис.2.10).

Рис.2.9 Принципиальная схема сейсморазведки 1. Сейсмоприемники; 2. Точка взрыва. Пунктирные линии – «трассы» сейсмических волн

В сейсмической разведке используются два метода – отражения и преломления волн.

Сейсмометрия дает возможность зондировать всю толщину осадочных пород до кристаллического фундамента, определять его глубину и рельеф, а в осадочной толще выявить различные тектонические нарушения, структурные образования, благоприятные для скопления нефти и газа. Особенно эффективен при исследовании неизученных площадей в комплексе с аэромагнитной съемкой, гравиметрией и электроразведкой.

Одним из главных показателей газонефтеносности района является наличие на поверхности земли горючего газа. Если на глубине есть углеводородная залежь, то от нее, проникая через все слои земной коры, поднимается поток углеводородных газов, которые в силу большей плотности, чем воздух, скапливаются в подпочвенных слоях. Повышенное содержание газа от 0.001 до 0.01 грамма в литре воздуха, можно уловить в пробах, взятых на глубине 2 - 3 метра специальными приборами (газовая съемка по «запаху»). Лазерные газоанализаторы позволяют определять наличие нефтяных и газовых залежей по содержанию метана непосредственно на поверхности земли. Квантовые генераторы - лазеры способны определить одну молекулу метана среди 30 миллионов других. Приборы эти можно устанавливать на самолетах и вертолетах и поиск залежей вести с воздуха.

Л юминесцентно - битуминологическая съемка исследует ареал рассеяния битумов. Над залежами нефти и газа содержание битумов в породе повышается. Пробы пород, отобранные на небольших глубинах, изучаются в ультрафиолетовом диапазоне света. По люминесцентной характеристике определяют тип битума и его возможную связь с залежью.

В недрах земли существуют анаэробные бактерии, которые питаются углеводородами нефти и газа. На этих свойствах основан бактериологический способ разведки, который похож на метод газовой съемки. И там, где обнаруживают их аномально большое количество, вероятно наличие в недрах залежи нефти.

Радиоактивный метод основан на физическом явлении самопроизвольного распада ядер урана и трансурановых элементов. Установлено, что над нефтяными пластами гамма-излучения значительно слабее чем над водоносными. Суть радиометрической разведки заключается в измерении радиометрами гамма излучений и места с минимальной их интенсивностью можно считать нефтеносными.

Методы газовой, люминесцентно- битуминологической, бактериологической и радиоактивной разведки фиксируют не структурные ловушки, а сами залежи. Поэтому их можно назвать прямым способом поисков нефти.

В настоящее время широко внедряется и совершенствуется дистанционная разведка с использованием съемки исследуемой территории из космоса, с помощью искусственных спутников земли.

После проведения комплекса геологических работ и выявления структуры в своде поднятия закладывается глубокая нефтепоисковая скважина, задачей которой является установление наличия нефти по глубокозалегающим слоям пород (рис.2.10).

Бурение скважин является основным средством познания строения недр.

Нефть и газ, залегающие в недрах земли на больших глубинах, могут быть разведаны и подняты поверхность только из построенных скважин.

Скважины сооружают на суше, на море и на прибрежных морских шельфах. Скважины глубиной свыше 6 тысяч метров относятся к категории сверхглубоких, имеют очень большую стоимость и для их бурения необходимы специальное оборудование, материалы и технологии. Бурение таких скважин может решить очень важные задачи, приравненные к геологическим открытиям, имеющим характер принципиальной новизны.

В Татарстане глубинные исследования ориентируются на породы кристаллического фундамента. Две скважины пробуренные на глубину соответственно 5099 и 5881 метров позволили получить уникальные научные данные о строении древнейших пород земной коры, которые изменили установившиеся в геологии представления об однородности кристаллического массива по вещественному составу, отсутствии пористых и проницаемых пород. В толще кристаллического фундамента выявлены тектонические образования, перетертые породы, многочисленные разломы, и т.п. Разрушенность, интенсивная трещиноватость пород и частота проницаемых зон возрастают с глубиной.

С целью изучения состава самых глубинных толщ земной коры и закономерностей формирования находится в бурении Кольская скважина - проектная глубина 15000 метров, фактическая – 12262.

Рис.2 10. Схема структурного и поискового бурения

.

Исходя из потребностей поиска, разведки и разработки залежей углеводородов, в нефтяной промышленности по назначению скважины подразделяют на следующие категории:

Опорные скважины, предназначены для изучения закономерностей залегания горных пород в глубинных недрах земли и выявления геологических образований, благоприятных для накопления углеводородов. Их бурят обычно до технически возможной глубины используемого оборудования и достигнутого технологического уровня бурения скважин.

Параметрические скважины более детально исследуют те зоны, где предполагается наличие благоприятных условий для образования нефтяных и газовых месторождений.

Поисковые скважины на основе данных комплекса поисков геофизическими и другими методами (в том числе бурения структурных опорных и параметрических скважин), подтверждают наличие скоплений углеводородов или их отсутствие и предназначены для открытия новых залежей нефти и газа.

Разведочные скважины начинают бурить после установления поисковыми скважинами наличия пластов, содержащих углеводороды для оценки промышленного значения месторождения, подготовки запасов нефти и газа, накопления данных для составления проектов разработки залежей.

Поисковые и разведочные скважины могут быть переведены в фонд добывающих скважин, или ликвидированы, как выполнившие свое назначение.

Эксплуатационные скважины разделяют на д о б ы в а ю щ и е, предназначенные для извлечения продукции из разведанных залежей (газ, нефть, газовый конденсат) и н а г н е т а т е л ь н ы е, через которые в пласты из поверхности земли нагнетают жидкость или газ с целью воздействия на эксплуатируемые объекты.

К категории эксплуатационных относят также скважины оценочные, наблюдательные, пьезометрические, специальные, которые используют для контроля изменений параметров залежи в процессе эксплуатации, отработки новых технологий (опорно-технологические) и пр.

По расположению оси скважины бывают вертикальные, наклонно-направленные и горизонтальные.

По размещению устья скважин на поверхности земли - одиночные и расположены кустами.

Классифицируют скважины также по глубине, количеству обсадных колонн, методам вскрытия продуктивных пластов и другим признакам.

В поисковых и разведочных скважинах выполняется комплекс промыслово-геофизических исследований разреза скважин методами электрометрии, радиометрии, акустики, ядерно-магнитного резонанса, термометрии, кавернометрии и др. В результате этих исследований устанавливается глубина залегания пластов, их толщина, коллекторские свойства пород, насыщенность нефтью, водой и газом и их свойства. Проводят также опробование разведочных скважин на приток нефти и газа.

Определенный комплекс геофизических исследований проводится в скважинах любого назначения.

При поисковых работах важно изучать состав и минерализацию подземных вод. Если при опробовании пласта получена вода с очень низкой минерализацией с большим количеством сульфатов, то наличие нефти в залежи маловероятно. Высокая минерализация подземных вод и незначительное количество сульфатов, преобладание в растворенных в ней газах метана и его производных (этан, пропан, бутан) свидетельствует о благоприятной обстановке для образования и накопления углеводородов.

Геотермические исследования проводятся с целью изучения теплового поля, что позволяет выявить структурный план, режим и динамику подземных вод. На их основе можно выявить поднятия и прогибы, определить пути миграции углеводородов с подземными водами.

Полную информацию о параметрах перспективных (потенциально продуктивных) объектов можно получить в процессе бурения с помощью испытателей пластов. Испытатели спускают в скважину на колонне бурильных труб (трубные), на кабеле в открытый ствол или внутрь бурильной колонны. Принцип работы испытателей различных конструкций основан на вызове притока жидкости и газа из пласта под действием значительного резкого (залпового) перепада давлений в системе пласт – бурильная колонна. Наиболее широкое применение получили трубные испытатели. При использовании трубного испытателя с помощью пакера изолируют интервал, подлежащий испытанию от остальной части ствола. Затем снижают давление для получения необходимой депрессии в пространстве ниже пакера.

Величину депрессии регулируют за счет высоты столба жидкости в колонне бурильных труб или ее плотности. Глубинные манометры, установленные в испытателе пластов, регистрируют все происходящие в скважине изменения давления. Отбираются пробы пластовых флюидов поступающих в бурильную колонну пробоотборниками или непосредственно из колонны. В результате расшифровки полученных диаграмм определяют величины пластового давления, проницаемости, продуктивности пласта и другие параметры. Установленный в комплекте испытателя термометр регистрирует температуру.

Рис.2.11 Схема испытания пластов 1 – колонна бурильных труб; 2 – испытатель пластов; 3 – пакер; 4 – хвостовик-фильтр; 5 – приспособление для опоры на стенки скважины.

На всех стадиях геолого-разведочного процесса в настоящее время широко используется математические методы, ЭВМ и программирования. Эффективность поисков и разведки углеводородов во многом определяется степенью их применения. В комплекс математического и компьютерного обеспечения поисково-разведочных работ входят построение карт, моделирование, обработка экспериментальных исследований, банки геолого-геофизических данных, подсчет ресурсов и запасов и др. Эти методы не подменяют работу геолога в ее традиционном понимании, а дополняют.

Одним из важных методов исследований при проведении поисков и разведки углеводородов является геолого-математическое моделирование, что позволяет выполнить разведку объекта несколько раз, выбрать оптимальный вариант разведки и применить его на практике.

Критерием оценки геологической эффективности поисков и разведки углеводородов является открытие максимальных запасов при наименьших затратах. Основные показатели эффективности - прирост извлекаемых запасов нефти на 1метр проходки и одну скважину и коэффициент удачи (отношение числа продуктивных скважин к числу пробуренных).

Поиск и разведка найденного в недрах месторождения углеводородов заканчивается подсчетом их запасов, т.е. оценивается количество нефти и газа, возможности и сроки их извлечения. Но изучение геологического строения пластов продолжается и в процессе разработки месторождения. От величины запасов зависит выбор рациональной системы разработки, планирование обустройства, коммуникаций, инфраструктуры и переработки добываемого сырья.

В отечественной практике наиболее популярен объемный способ подсчета разведанных запасов нефти. Для определения геологических запасов этим способом необходимо знать количество нефтеносных пластов, их общую толщину и площадь распространения, объем пустот в породах пласта и степень их насыщенности, плотность нефти и ряд других параметров, характеризующих данное месторождение.

Количество горизонтов устанавливают по данным геофизических исследований в разрезе пробуренной скважины, изучению керна и шлама. Пористость и степень насыщения определяют в лабораторных условиях по анализу керна, свойства жидкостей - по отобранным из скважины пробам.

Произведение площади нефтеносности F и толщины коллектора h определяет объем пород залежи, умножение объема пород на средний коэффициент пористости m образует объем пустот, а умножение на коэффициент нефтегазонасыщенности k_н дает информацию об объеме углеводородов в пустотах пород залежи в пластовых условиях. Ввод в формулу подсчета плотности нефти p и ее объемного коэффициента n позволяет от объема перейти к массе нефти на поверхности Q _гл.

Q_гл = F h m k_н p n (2.1)

При подсчете запасов свободного газа вводятся поправки на температуру, давление и отклонение свойств реального газа от идеального.

Рассчитанные таким образом запасы нефти и газа называют балансовыми (геологическими), а их умножением на коэффициент извлечения нефти или коэффициент газоотдачи к рассчитывают извлекаемые запасы нефти или газа Q_изв.

Q_изв= Q_глк (2.2)

Всю нефть из пласта извлечь не удается. Значительная часть (на практике при современных технологиях больше половины) остается в недрах, она прилипает к породам коллектора, застревает в мелких порах и т.п.

ПРИЛОЖЕНИЕ к главе 2.

Табл. 1