Астраханский государственный технический университет

Кафедра геологии нефти и газа

КУРС ЛЕКЦИЙ

по дисциплине:

Геологические основы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

Введение

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

1.Основы нефтегазопромысловой геологии

2.Подсчет запасов и оценка ресурсов углеводородного сырья

.Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений.

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

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

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

природного резервуара, определенной формы со специфическим пустотным объемом;

пластовых флюидов;

термобарических условий.

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

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

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

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

детальное изучение залежей углеводородов

геологическое обоснование выбора систем разработки

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

обобщение опыта разработки нефтяных и газовых месторождений

планирование добычи нефти, газа, конденсата;

подсчет запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов;

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

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

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

Øколичество скважин на залежи;

Øразмещение скважин на залежи;

Øпорядок (последовательность) ввода скважин в эксплуатацию;

Øрежим работы скважин;

Øбаланс пластовой энергии;

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

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

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

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

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

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

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

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

Глава 1. Геологические наблюдения и исследования при бурении скважин

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

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

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

геологический разрез скважины, литологию пройденных работ;

положение в разрезе скважин пород-коллекторов;

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

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

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

Методы изучения разрезов бурящихся скважин подразделяются на 2 группы:

1.прямые методы

2.косвенные методы

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

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

Прямые методы основаны на изучении:

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

отбор проб флюидов при попутном и стационарном опробовании.

отбор проб пластового флюида при испытании в эксплуатационной колонне

газовый каротаж

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

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

Изучение керна

Керновый материал является основной информацией о скважине.

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

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

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

При изучении керна необходимо получить следующую информацию о скважине:

наличие признаков нефти и газа

вещественный состав породы и их стратиграфическая принадлежность

коллекторские свойства пород

структурные особенности пород и возможные условия их залегания

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Отбор образцов пород с помощью боковых грунтоносов

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

1.стреляющие боковые грунтоносы

2.сверлящие боковые грунтоносы

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

Недостатки этого метода:

получаем дробленую породу

образец малого объема

в твердую породу боек не внедряется

рыхлая порода высыпается

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

Отбор шлама

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

Рис. 2 Шламограмма

Геофизические методы исследования скважин изучаются самостоятельно при изучении курса ГИС.

Геохимические методы исследования

Газовый каротаж

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

Рис.3 Диаграмма газового каротажа

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

Механический каротаж

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

Рис. 4. бланк механического каротажа

Кавернометрия

Кавернометрия - непрерывное определение диаметра скважины с помощью каверномера.

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

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

Наблюдения за параметрами бурового раствора, нефтегазоводопроявлениями

В процессе бурения скважины могут иметь место следующие осложнения:

обвал стенок скважин, что приводит к прихвату бурового инструмента;

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

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

Попутное и стационарное опробование продуктивного пласта

Различают попутное и стационарное опробование продуктивного пласта.

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

опробователь пластов на каротажном кабеле ОПК

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

Стационарное опробование производится по окончании бурения скважины.

В результате испытания пластов получают следующую информацию:

Характер пластового флюида;

Информация о пластовом давлении;

Положение ВНК, ГВК, ГНК;

Сведения о проницаемости породы - коллектора.

Проектная документация на строительство скважин

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

геологическая часть

техническая часть

В геологической части содержится следующая информация о скважине:

проектный разрез скважины

возраст пород, глубина залегания, углы падения, крепость

интервалы возможных осложнений, интервалы отбора керна.

В технической части приводится:

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

глубина спуска колонн и их количество, диаметр

высота подъема цемента за колонной и т.д.

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

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

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

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

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

легко находиться в разрезе скважин;

присутствовать в разрезе всех скважин;

иметь небольшую, но постоянную величину.

Рис. 6. Реперная поверхность

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

Составление разрезов месторождения - типовых, средненормальных, сводных

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

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

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

Составление геологического профильного разреза месторождения

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

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

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

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

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

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

Последовательность построения профильного разреза месторождения

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

Рис. 9. Профильный разрез месторождения

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

Построение структурной карты

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

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

Рис. 10. Пример построения структурной карты

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

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

Равные по высоте промежутки между изогипсами называется сечением изогипс .

В промысловой практике обычно применяются следующие способы построения структурных карт:

способ треугольников - для ненарушенных структур.

способ профилей - для сильно нарушенных структур.

комбинированный.

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

Абсолютная отметка точки вскрытия пласта определяется по формуле:

+ А.О.=+Al-,

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

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

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

ΣΔ l - поправка на кривизну скважин, м.

На рисунке 11 приведены различные варианты вскрытия пласта:

Рис. 11. Различные варианты вскрытия пласта

Условия залегания нефти, газа и воды в недрах

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

Физические свойства горных пород - коллекторов

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

пористостью;

проницаемостью;

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

гранулометрическим составом;

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

Пористость

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

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

п=V п / V о *100%

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

k п =V п / V о

Различные горные породы характеризуются различными значениями пористости, например:

глинистые сланцы - 0,54 - 1,4%

глины - 6,0 - 50%

пески - 6,0 - 52%

песчаники - 3,5 - 29%

известняки, доломиты - 0,65 - 33%

В промысловой практике выделяются следующие виды пористости:

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

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

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

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

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

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

Пористость определяют путем лабораторного анализа образцов либо по результатам ГИС.

Проницаемость пород

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

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

В нефтепромысловой практике различают следующие виды проницаемости:

абсолютная;

эффективная (фазовая);

относительная;

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

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

Относительная проницаемость - это отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

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

V=Q/ F = kΔP / μL ,

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

V -скорость линейной фильтрации - м/с

μ - динамическая вязкость жидкости, н с/м 2

F - площадь фильтрации - м 2

ΔP - перепад давления на длине образца L,МПа

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

K=QML/ FΔP

Единицы измерения при этом следующие:

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

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

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

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

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

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

Рис. 12. Относительная проницаемость воды и керосина

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

Условия залегания нефти, газа и воды в залежах

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

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

чисто газовые

газоконденсатные

газонефтяные (с газовой шапкой)

нефтяные с растворенным в нефти газом.

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

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

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

Элементы залежи нефти-газа :

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

K в =V воды / V пор

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

К н =Vнеф/V пор

Между этими коэффициентами существует следующая зависимость:

К н +К в =1

Толщина продуктивных пластов

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

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

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

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

h общ -(обшая толщина)

эф = h 1 +h 2эф н-нос = h 1 +h 3

Рис. 14 Смеха толщин продуктивных пластов

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

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

Методика построения аналогична построению структурной карты способом треугольников.

Термобарические условия недр нефтяных и газовых месторождений

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

1.формирование и размещение залежей нефти и газа.

2.определение фазового состояния углеводородных скоплений на больших глубинах.

.вопросы технологии бурения и закачивания глубоких и сверхглубоких скважин.

.освоение скважин.

Температура в недрах

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

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

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

grad t= t 2 -t 1 / H 2 -H 1 [ 0 С/м]

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

G = H 2 -H 1 / t 2 -t 1 [м/ 0 С]

Рис. 15. Изменение температуры с глубиной

Эти параметры определяются по замерам температур в простаивающих скважинах.

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

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

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

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

Пластовое давление в недрах нефтяных и газовых месторождений

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

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

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

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

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

Рн.г.= H ρ в / 100 [МПа]

Н- глубина, м.

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

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

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

Р у.г. = Н / 100 [МПа]

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

Отношение АВПД к нормальному гидростатическому называется коэффициентом аномальности пластового давления.

К а =(Р АВПД /Р н.г .) >1,3

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

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

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

Р г.е. = Hρ п /100 [МПа]

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

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

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

Р упл =Р г.е - Р пл

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

Δ P= P пл - P заб ,

где, Pпл- пластовоедавление

Pзаб -давление на забое действующей скважины.

Рис. 16 Распределение пластового давления при работающих скважинах

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

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

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

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

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

Рис. 17. График изменения давлений во времени по скважинам

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

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

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

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

P = Hρg[МПа]

H- глубина залежи, м

ρ- плотность жидкости, кг/м3

g- ускорение свободного падения

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

Pпл =Hρg+P (давление на устье)

Если в скважине уровень жидкости не доходит до устья

Pпл=H1ρg

H1- высота столба жидкости в скв, м.

Рис. 18. Определение приведенного пластового давления

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

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

P 1пр= P 1 + х 1 ρg

P 2пр= P 2 - х 2 ρg

Физические свойства нефти, газа и воды

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

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

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

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

M= ∑M i Y i

M i - молекулярная масса i -го компонента

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

Плотность- отношение массы вещества к занимаемому объему.

ρ =m/V [кг/м 3 ].

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

Относительные плотности различных газов приведены ниже:

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

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

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

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

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

Объемный коэффициент пластового газаV находится в пределах0.01-0.0075

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

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

Растворимость газов в нефти

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

V г / V ж = αP

Где, Vг - объем растворяющегося газа

Vж - объем жидкости

«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Факультет очного обучения института Нефти, газа и энергетики.

Кафедра Нефтегазового промысла

КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ

По дисциплине:

« Геология нефти и газа »

для студентов всех форм обучения специальностей:

130501 Проектирование, сооружение и эксплуатация нефтегазопроводов и нефтегазохранилищ;

130503 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений;

130504 Бурение нефтяных и газовых скважин.

бакалавров по направлению 131000 «Нефтегазовое дело»

Составитель: старший преподаватель

Шостак А.В.

КРАСНОДАР 2012

ЛЕКЦИЯ 1- ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………… 3

ЛЕКЦИЯ 2- ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ ИСКОПАЕМЫЕ………………………………….. 12

ЛЕКЦИЯ 3- ОСОБЕННОСТИ НАКОПЛЕНИЯ И ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПРИ ЛИТОГЕНЕЗЕ……………… ………………….19

ЛЕКЦИЯ 4 - СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ГАЗА…. 25

ЛЕКЦИЯ 5 - ХАРАКТЕР ИЗМЕНЕНИЯ СОСТАВА И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ И ГАЗА В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ВЛИЯНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ПРИРОДНЫХ ФАКТОРОВ…………………………………………………………………….. 45

ЛЕКЦИЯ 6 - ПРОБЛЕМЫ ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА………………………. 56

ЛЕКЦИЯ 7 - МИГРАЦИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ……………………………………………… 62

ЛЕКЦИЯ 8 - ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ………………………………………………… 75

ЛЕКЦИЯ 9 - ЗОНАЛЬНОСТЬ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕОБРАЗОВАНИЯ…………………. 81

ЛЕКЦИЯ 10- ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАЗМЕЩЕНИЯ СКОПЛЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ…………………………………………101

ЛЕКЦИЯ 11 - МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ…………………………………………………….108

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ……………………………………………………………………….112

Лекция 1 введение

Среди важнейших видов промышленной продукции одно из главных мест занимают нефть, газ и продукты их переработки.

До начала XVIII в. нефть, в основном, добывали из копанок, которые обсаживали плетнем. По мере накопления нефть вычерпывали и в кожаных мешках вывозили потребителям.

Колодцы крепились деревянным срубом, окончательный диаметр обсаженного колодца составлял обычно от 0,6 до 0,9 м с некоторым увеличением книзу для улучшения притока нефти к его забойной части.

Подъем нефти из колодца производился при помощи ручного ворота (позднее конного привода) и веревки, к которой привязывался бурдюк (ведро из кожи).

К 70-м годам XIX в. основная часть нефти в России и в мире добывается из нефтяных скважин. Так, в 1878 г. в Баку их насчитывается 301, дебит которых во много раз превосходит дебит из колодцев. Нефть из скважин добывали желонкой - металлическим сосудом (труба) высотой до 6 м, в дно которого вмонтирован обратный клапан, открывающийся при погружении желонки в жидкость и закрывающийся при ее движении вверх. Подъем желонки (тартание) велся вручную, затем на конной тяге (начало 70-х годов XIX в.) и с помощью паровой машины (80-е годы).

Первые глубинные насосы были применены в Баку в 1876 г., а первый глубинный штанговый насос – в Грозном в 1895 г. Однако тартальный способ длительное время оставался главным. Например, в 1913 г. в России 95% нефти добыто желонированием.

Целью изучения дисциплины «Геология нефти и газа является» создание базы понятий и определений, образующих фундаментальную науку - основами знаний о свойствах и составе углеводородов, их классификации, о происхождении углеводородов, о процессах формирования и закономерностях размещения месторождений нефти и газа.

Геология нефти и газа – отрасль геологии, изучающая условия образования, размещения и миграции нефти и газа в литосфере. Становлении Геологии нефти и газа как науки произошло в начале ХХ века. Ее основоположником является Губкин Иван Михайлович.

Нефть и природный газ

План изучения темы

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

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

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

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

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

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

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

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

Что такое нефть, природный газ?

Какими основными свойствами обладают нефти, газы?

Какие существуют теории происхождения нефти?

Какие нефти называются парафинистыми?

Какими свойствами обладают нефти?

Основные:

Дополнительные: стр.93-99

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

План изучения темы

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

Краткое изложение теоретических вопросов.

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

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

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

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

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

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

Вопросы для самоконтроля по теме:

Какие существуют виды природных резервуаров?

Основные свойства пород - коллекторов?

Что такое ловушка?

Виды ловушек нефти и газа?

Виды миграции нефти и газа?

Виды месторождений нефти и газа?

Нефтегазоносные провинции

План изучения темы

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

Краткое изложение теоретических вопросов.

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

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

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

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

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

Вопросы для самоконтроля по теме:

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

Основные и дополнительные источники по теме

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

Дополнительные: стр.105- 122

Режимы залежей нефти и газа

План изучения темы

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

Краткое изложение теоретических вопросов.

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

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

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

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

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

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

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

Вопросы для самоконтроля

ОСНОВЫ ПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ И РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 1 страница

Нефтегазопромысловая геология (НГПГ) - отрасль геологии, занимающаяся детальным изучением месторождений и залежей нефти и газа в начальном (естественном) состоянии и в процессе разработки для определения их народнохозяйственного значения и рационального использования недр .

Основные цели НГПГ состоят в следующем:

Промыслово-геологическое моделирование залежей;

Структурирование запасов нефти, газа и конденсата;

Геологическое обоснование системы разработки нефтяных и газовых месторождений;

Геологическое обоснование мероприятий по повышению эффективности разработки и нефте-, газо- или конденсатоотдачи.

Задачи НГПГ состоят в решении различных вопросов, связанных: с получением информации об объекте исследований; с поисками закономерностей, объединяющих наблюденные разрозненные факты о строении и функционировании залежи в единое целое; в создании методов обработки, обобщения и анализа результатов наблюдений и исследований; в оценке эффективности этих методов в различных геологических условиях и т. д.

В данном методическом руководстве предлагаются 11 лабораторных работ, выполнение которых позволяет усвоить ряд методик сбора и обработки геолого-промысловой информации, разобраться во множестве ключевых понятий промысловой геологии, таких как: залежь нефти и газа, границы залежи, неоднородность продуктивных толщ, кондиционные пределы коллекторов, несовершенство скважин, пластовое давление, фильтрационные характеристики пласта (проницаемость, гидропроводность,

пьезопроводность), индикаторная диаграмма, кривая восстановления давления (КВД), динамика разработки, коэффициент нефтеотдачи.

Лабораторная работа № 1 Определение положения границ нефтяной залежи по данным

бурения скважин

Выявление внутреннего строения залежи по данным измерений, наблюдений и определений представляет собой задачу построения модели структуры залежи. Важный этап в решении этой задачи - проведение геологических границ. Форма и тип залежи зависит от характера ограничивающих ее геологических границ.

К геологическим границам относятся поверхности: структурные,

связанные с контактом пород различного возраста и литологии; стратиграфических несогласий; тектонических нарушений; а также поверхности, разделяющие породы-коллекторы (ПК) по характеру их насыщенности, то есть водонефтяные, газонефтяные и газоводяные контакты (ВНК, ГНК, ГВК). Большинство залежей нефти и газа связано с тектоническими структурами (складками, поднятиями, куполами и т.д.), форма которых определяет форму залежи.

Структурные формы, в том числе форму структурных поверхностей (кровли и подошвы залежей) исследуют по структурным картам.

Начальными данными для построения структурной карты являются план расположения скважин и величины абсолютных отметок картируемой поверхности в каждой скважине. Абсолютная отметка - это расстояние по вертикали от уровня моря до картируемой поверхности:

H=(A+Al)-L, (1.1)

где А - альтитуда устья скважины, L - глубина залегания картируемой поверхности в скважине, Д1 - удлинение скважины за счет искривления.

Способ треугольников - это традиционный способ построения структурных карт.

Границы залежей, связанные с неоднородностью коллекторов, проводят по линиям, вдоль которых проницаемые ПК продуктивного пласта в результате фациальной изменчивости теряют коллекторские свойства и переходят в непроницаемые, либо произошло выклинивание или размыв пласта. При небольшом количестве скважин положение линии замещения коллекторов, линий выклинивания или размыва проводятся условно на половине расстояния между парами скважин, в одной из которых пласт сложен ПК, а в другой - непроницаемыми породами или здесь пласт не отлагался или размыт.

Более верное положение линии фациального перехода коллекторов определяется на картах изменения параметров пластов: пористости,

проницаемости, амплитуды потенциала самопроизвольной поляризации

(СП) и т.д., по которым установлен кондиционный предел, т.е. значение параметра, при котором пласт утрачивает свои коллекторские свойства.

Положение ВНК по залежи обосновывается путем построения специальной схемы. В первую очередь рассматривают скважины, несущие информацию о положении ВНК. Это скважины, находящиеся в водонефтяной зоне, в которых ВНК можно определить по данным ГИС. Используются также скважины из чисто нефтяной и из водяной зон, в которых, соответственно, подошва и кровля пласта находятся в непосредственной близости от ВНК.

На схему наносят колонки выбранных скважин с указанием характера насыщенности пластов (нефть, газ или вода) по данным ГИС, интервалы перфорации и результаты опробования скважин. На основании этой информации выбирают и проводят линию, наиболее полно отвечающую положению ВНК.

На плане (карте) границами залежи являются контуры нефтегазоности. Различают внешний и внутренний контуры нефтегазоносности. Внешний контур - это линия пересечения ВНК (ГВК, ГНК) с кровлей пласта, а внутренний контур - это линия пересечения ВНК (ГВК, ГНК) с подошвой пласта. Внешний контур находят на структурной карте по кровле пласта, а внутренний - на структурной карте по подошве пласта. В пределах внутреннего контура расположена нефтяная или газовая части залежи, а между внутренним и внешним контурами - водонефтяная, или водогазовая.

При горизонтальном ВНК (ГНК, ГВК) положение линий контуров нефтегазоносности находят на структурных картах вблизи

соответствующей изогипсы, соответствующей принятому

гипсометрическому положению контакта. При горизонтальном положении контакта линии контуров не пересекают изогипсы.

Если продуктивный горизонт состоит из множества пластов, характеризующихся прерывистым литологически невыдержанным

строением, то положение контуров нефтеносности в целом для горизонта определяется при совмещении структурных карт по кровле каждого пласта (на эти карты наносят также границы замещения коллекторов и контур нефтеносности для данного пласта).

На совмещенной карте получают границу залежи сложной формы, проходящую на отдельных участках по линиям замещения коллекторов, а на других - по линии внешнего контура в пределах различных пластов.

Исходными данными для выполнения предлагаемой работы являются: таблица со сведениями об альтитудах устьев скважин, удлинениях, глубинах залегания кровли пласта, толщинах пласта, глубине ВНК; схема расположения скважин.

1.Определите абсолютные отметки залегания кровли и подошвы пласта.

2. Рассчитайте абсолютные отметки ВНК в скважинах и обоснуйте положение ВНК по залежи в целом.

Э.Определите на плане расположения скважин границы распространения коллекторов.

4. Постройте структурные карты по кровле и подошве пласта и дайте их анализ.

5. Покажите на указанных структурных картах положение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности.

6.Охарактеризуйте тип залежи нефти и обоснуйте его положение в современных классификациях залежей нефти и газа.

ПРИМЕР. Определить границы залежи на данной схеме расположения скважин по данным бурения и геофизических исследований (таблица 1.1), глубинам отбивки ВНК.

Таблица 1.1

Кскв	Аль­титу­да, м	Удли­ нение, м	Г лубина кровли, м	Толщина, м	Абс. отметка кровли, м	Абс. отметка подошвы, м
	125.7	0.4	2115.1		-1989	-1992
	121.5	0.8	2120.3		-1998	-2002
	120.5		2106.9	8.2	-1983.4	-1991.6
	123.5	1.2	2129.7	11.8	-2005	-2016.8
	122.3	0.2	2121.5		-1999	-2002
	121.9	1.6	2110.5	12.6	-1987	-1999.6
	125.5	0.6	2120.1	14.4	-1994	-2008.4
	125.9	0.2	2129.7	15.4	-2003.6	-2019
	124.3	0.8	2124.7		-1999.6	-2016.6
	126.7	1.4	2142.1	18.8	-2014	-2032.8
		0.5		3.5	-1994.5	-1998
	120.2	0.7			-1986.1	-1991.1
		0.5			-1993.5	-1999.5
	121.5	0.6		4.5	-1995.9	-2000.4
		0.7		4.3	-1991.3	-1995.6
		0.8		5.1	-1996.2	-2001.3
		0.9		5.5	-1996.1	-2001.6
		1.5		4.1	-2000.5	-2004.6

Глубина отбивки ВНК по ГИС определена в трех скважинах: скв.2 (2120.3м), скв.7 (2124.4м) и скв.6 (2121.5м).

Ход выполнения задания:

По формуле (1.1) определяются абсолютные отметки кровли пласта (результаты расчета приведены в таблице 1.1). Эта же формула применима для определения абсолютной отметки ВНК, которая составляет во всех трех скважинах минус 1998м.

Если предположить, что поверхность ВНК плоская и горизонтальная, то данных по трем скважинам достаточно, чтобы произвести оконтуривание залежи, так как плоскость определяется тремя точками.

Абсолютные отметки подошвы пласта в данном случае проще определить, используя данные по толщине пласта (результаты расчета приведены в таблице 1.1). Структурные карты по кровле и подошве пласта строятся по абсолютным отметкам указанных поверхностей (Рис. 1.1 и 1.2).

На картах выявляется вытянутая в субширотном направлении антиклинальная структура, осложненная двумя куполами. Структура является ловушкой углеводородов при наличии других благоприятных условий.

Внешний контур нефтеносности проводится на структурной карте по кровле пласта, а внутренний контур нефтеносности - на структурной карте по подошве пласта по изолинии -1998м.

Контуры залежи незамкнутые. По изучаемой части залежи ее можно охарактеризовать как пластовую сводовую, так как она приурочена к сводовой части структуры, ПК имеют однородное строение и небольшую толщину.

Нефтяная зона ограничена внутренним контуром нефтеносности, а водонефтяная зона ограничена внутренним и внешним контурами нефтеносности.

Лабораторная работа № 2 Определение макронеоднородности продуктивного горизонта

Цель данной работы - знакомство с понятием геологической неоднородности на примере макронеоднородности, которая учитывается при выделении эксплуатационных объектов и выборе системы разработки. Развитие методов изучения геологической неоднородности и учета ее при подсчете запасов и разработке залежей - важнейшая задача промысловой геологии.

Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи. Г еологическая неоднородность оказывает огромное влияние на выбор систем разработки и на эффективность извлечения нефти из недр, на степень вовлечения объема залежи в процессе дренирования.

Различают два основных вида геологической неоднородности: макронеоднородность и микронеоднородность.

Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов.

Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам. Надежную оценку макронеоднородности можно получить только при наличии квалифицированно выполненной детальной корреляции продуктивной части разрезов скважин.

Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади).

По толщине макронеоднородность проявляется в расчлененности продуктивного горизонта на отдельные пласты и прослои.

По простиранию макронеоднородность проявляется в изменчивости толщин пород-коллекторов вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания). При этом важное значение имеет характер зон распространения коллекторов.

Макронеоднородность отображается графическими построениями и количественными показателями.

Графически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью геологических профилей (Рис. 2.1.) и схем детальной корреляции. По площади она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта (Рис.2.2.), на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участки слияния соседних пластов.

Рис.2.2. Фрагмент карты распространения пород-коллекторов одного из пластов горизонта: 1 - ряды скважин (Н - нагнетательных; Д - добывающих), 2 - границы распространения пород-коллекторов, 3 - границы зон слияния, участки 4 - распространения пород-коллекторов, 5 - отсутствия пород-коллекторов, 6 - слияния пласта с вышележащим пластом, 7 - слияния пласта с нижележащим пластом.

Существуют следующие количественные показатели, характеризующие макронеоднородность:

1. Коэффициент расчлененности, показывающий среднее число пластов

(прослоев) коллекторов в пределах залежи, Кр = (X Щ)/ N (2.1), где n -

число прослоев коллекторов в i-й скважине; N - число скважин.

2. Коэффициент песчанистости, показывающий долю объема коллектора (или толщины пласта) в общем объеме (толщине) продуктивного горизонта:

Кпесч = [ X (Кф^ бщ)]i/ N (2.2), где h^ - эффективная толщина пласта в

скважине; N - число скважин. Коэффициент песчанистости является хорошим носителем информации еще по следующим соображениям: он связан корреляционными зависимостями со многими другими геолого­физическими параметрами и характеристиками эксплуатационных объектов: расчлененностью, прерывистостью пластов по площади, литологической их связанностью по разрезу и др.

В качестве показателя макронеоднородности, учитывающей и расчлененность, и песчанистость, применяют комплексный показатель -

Коэффициент макронеоднородности: К м = (X n i )/(X h i ) (2.3), где n -

i =1 i =1

количество проницаемых прослоев; h - толщина вскрытых скважиной проницаемых прослоев. Коэффициент макронеоднородности характеризует расчлененность объекта разработки на единицу толщины.

3. Коэффициент литологической связанности - коэффициент слияния, оценивающий степень слияния коллекторов двух пластов, К сл = S^/S^ где S CT - суммарная площадь участков слияния; Sj. - площадь распространения коллекторов в пределах залежи. Чем больше коэффициент литологической связанности, тем выше степень гидродинамической сообщаемости смежных пластов.

4. Коэффициент распространения коллекторов на площади залежи, характеризующий степень прерывистости их залегания по площади (замещения коллекторов непроницаемыми породами),

К расп = SA где S - суммарная площадь зон распространения коллекторов пласта;

5. Коэффициент сложности границ распространения коллекторов пласта, необходимый для изучения и оценки сложности строения прерывистых, фациально изменчивых пластов, К сл = L^/n, где - суммарная длина границ участков с распространением коллекторов; П - периметр залежи (длина внешнего контура нефтеносности). Установлено, что по неоднородным, прерывистым пластам по мере уплотнения сетки скважин коэффициент сложности постоянно снижается. Это указывает на то, что даже при плотной сетке добывающих скважин все детали изменчивости пластов еще остаются неизвестными.

6. Три коэффициента, характеризующие зоны распространения коллекторов с точки зрения условий вытеснения из них нефти:

Кспл = Ясил/Як; Кпл = S^S* Кл= S^S*

где К спл, Кпл, К л - соответственно коэффициенты сплошного распространения коллекторов, полулинз и линз; Я спл - площадь зон сплошного распространения, т.е. зон, получающих воздействие вытесняющего агента не менее чем с двух сторон; S ra - площадь полулинз, т.е. зон, получающих одностороннее воздействие; - площадь линз, не испытывающих воздействия; К спл + К пл + К п =1.

Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи при подсчете запасов и проектировании разработки: моделировать форму сложного геологического тела, служащего вместилищем нефти или газа; выявлять участки повышенной толщины коллекторов, возникающей в результате слияния прослоев (пластов), и соответственно возможные места перетока нефти и газа между пластами при разработке залежи; определять целесообразность объединения пластов в единый эксплуатационный объект; обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скважин; прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработкой; подбирать аналогичные по показателям макронеоднородности залежи с целью переноса опыта разработки ранее освоенных объектов.

Исходными данными при выполнении задания являются таблица с данными о толщинах горизонта и пород-коллекторов, из которых он сложен, схема расположения скважин, сведения о залежи (глубина залегания залежи, литологический тип коллектора, проницаемость коллекторов, вязкость нефти, режим залежи, размеры залежи).

1. Построить карты изопахит для каждого пласта и горизонта в целом, указать на них границы распространения коллекторов и дать их анализ.

З.Определить коэффициенты, характеризующие макронеоднородность горизонта.

ПРИМЕР. Определите коэффициенты песчанистости, расчлененности, макронеоднородности по многопластовому горизонту.

Данные в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Кскв Пласты Толщина ПК Толщина горизонта А1/А2/А3 0/0/19 А1/А2/А3 0/0/7 А1/А2/А3 0/4/16 А1/А2/А3 0/3/15 А1/А2/А3 0/0/20 А1/А2/А3 1/5/17 А1/А2/А3 2/6/11 А1/А2/А3 0/3/15 А1/А2/А3 5/16/5 А1/А2/А3 5/11/20 А1/А2/А3 4/3/10 А1/А2/А3 5/4/14 А1/А2/А3 2/3/14 А1/А2/А3 0/312

Расчетные данные представлены в таблице 2.2

Таблица 2.2 Кскв Число прослоев Нэф горизонта Нобщ горизонта

По формулам 2.1, 2.2, 2.3 определяем, что коэффициент расчлененности Кр=32/14=2,29; коэффициент песчанистости Кпесч=280/362=0,773;

коэффициент макронеоднородности Км= 32/280=0,114.

Совместное использование Кр, Кпесч, Км позволяет составить представление о макронеоднородности разреза: чем больше Кр, Км и меньше Кпесч, тем выше макронеоднородность. К сравнительно однородным относятся пласты (горизонты) с Кпесч > 0,75 и Кр < 2,1. К неоднородным соответственно относятся пласты (горизонты) с Кпесч < 0,75 и Кр > 2,1. По этим критериям горизонт, рассмотренный в примере, можно охарактеризовать как слабо неоднородный (Кпесч=0,773, Кр=2,29)

Лабораторная работа № 3 Определение кондиционных пределов параметров продуктивных пластов

Правильный подсчет запасов нефти и газа предполагает раскрытие внутренней структуры подсчетного объекта, знание которой необходимо для организации эффективной разработки залежей, в частности для выбора системы разработки. Для выявления внутренней структуры залежи необходимо еще знать положение в плане границ между коллекторами и неколлекторами, проводимых по значениям фильтрационно-емкостных (или каких-либо других) свойств пород, называемым кондиционными .

Кондиционные пределы параметров продуктивных пластов - это граничные значения параметров, по которым породы продуктивного пласта разделяют на коллекторы и неколлекторы, а также на коллекторы с разными промысловыми характеристиками в целях более надежного выделения в общем объеме залежи ее эффективного объема в целом и объемов разной продуктивности , т.е. определение кондиций коллекторов означает определение критериев выделения в разрезе коллекторов и их классификацию по литологии, продуктивности и т.д.

Кондиции на запасы - это совокупность требований к геолого­физическим, технико-экономическим и горно-техническим параметрам залежи, обеспечивающим достижение модельного нефтеизвлечения при рентабельности процесса разработки с соблюдением законодательств по охране труда, недр и окружающей среды. Определение кондиций по запасам применяется для оценки промысловых возможностей залежи и классификации геологических запасов по их промышленной значимости.

Кондиции коллекторов обусловливаются большой группой факторов, определяющих фильтрационно-емкостные свойства пород (ФЕС). Основными параметрами, влияющими на ФЕС, являются пористость, проницаемость, нефте-, газо-, битумонасыщенность, дополняемые параметрами карбонатности, глинистости, остаточной воды, характера нефте-, газо-, битумонасыщения, гранулометрического состава, вещественно­генетической типизации, параметрами геофизических исследований скважин (ГИС) - параметром насыщения, параметром пористости и др., а также промысловыми показателями - продуктивностью или удельным дебитом. Методом обоснования кондиций является корреляционный анализ между указанными свойствами пород по данным лабораторного исследования керна, по данным ГИС и гидродинамических исследований.

Кондиции на запасы зависят от общественных потребностей в углеводородном сырье и от уровня технико-технологического развития нефте-, газо-, битумодобычи. Кондиции на запасы обосновывают с учетом удельных запасов, начального и конечного дебита скважин, коэффициента вытеснения, коэффициента извлечения нефти (КИН), системы разработки, предельной себестоимости. Методом обоснования кондиций являются технико-экономические расчеты по вариантам разработки объекта.

Выделение коллекторов.

Природный резервуар, вмещающий углеводороды, включает, по крайней мере, породы двух классов: коллекторы и неколлекторы. Эти классы отличаются структурой порового пространства, значениями петрофизических параметров, характером их распределения.

Границы классов - это границы качественного и количественного перехода от одних свойств к другим, не зависящие от применяемых технологий освоения продуктивных пластов. Однако следует учитывать, что при применении методов интенсивного воздействия на пласт, существенно влияющих на структуру порового пространства (расширение каналов фильтрации, растворение карбонатов при физико-химическом воздействии, создание трещин и др.), можно переводить коллекторы в высшие классы, а при применении методов кальмотации - в низшие.

Выше уже было отмечено, что основными параметрами, характеризующими коллекторы, являются пористость Кп, проницаемость Кпр, содержание остаточной воды Ков, для коллектора, вмещающего углеводороды - нефте-, газо-, битумонасыщенность Кн(г, б).

Зависимости между геологическими и промысловыми параметрами являются статистическими, сложными, включающими составляющие, характеризующие определенные классы пород или коллекторов. При обработке подобных зависимостей используется метод наименьших квадратов. Практика показала, что эти зависимости аппроксимируются параболой Y=a*X b .

Изменение характера зависимости контролируется изменением коэффициентов параболы для разных участков поля корреляции, а точки пересечения парабол указывают на положение границ классов.

Для нахождения этих границ часто строят поле корреляции в билогарифмических координатах (способ линеаризации), где парабола преобразуется в прямую: LgY=Lga+b*LgX. Точки пересечения прямых указывают на границы классов.

Аргумент и функцию следует выбирать по физическому смыслу, например в паре Кп-Кб: Кп - аргумент, а Кб - функция, в паре Кп-Кпр: Кп - аргумент, Кпр - функция.

В качестве основы определения границ классов рекомендуется поле корреляции Кпр=f (Кп).

Различают два кондиционных предела. Первый предел - это предел, выше которого порода может содержать у.в. Второй предел - это предел, выше которого порода способна отдавать у.в. Первый предел - это нижняя граница коллектора, второй предел - это граница продуктивного коллектора. Первый предел устанавливается по данным литолого-петрографических исследований керна и петрофизических свойств пород. Второй предел устанавливается по результатам исследований характеристик вытеснения на образцах керна, по кривым фазовой проницаемости, по зависимости остаточной воды от пористости и проницаемости. Второй предел должен подтверждаться результатами опробования скважин - сравнением проницаемости с продуктивностью. Зависимость продуктивности (или удельного дебита) от проницаемости с учетом минимальной величины дебита, ниже которого разработка не рентабельна, позволяет определить третий предел - технологический.

ГИС являются наиболее массовым видом исследований. По данным ГИС производится определение основных параметров пластов и их классификация.

Существует два пути обоснования кондиций по данным промысловой геофизики.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ БЮДЖЕТНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Факультет очного обучения института Нефти, газа и энергетики.

Кафедра Нефтегазового промысла
КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ
По дисциплине:

« Геология нефти и газа »

для студентов всех форм обучения специальностей:

130501 Проектирование, сооружение и эксплуатация нефтегазопроводов и нефтегазохранилищ;

130503 Разработка и эксплуатация

130504 Бурение нефтяных и газовых скважин.

бакалавров по направлению 131000 «Нефтегазовое дело»

Составитель: старший преподаватель

Шостак А.В.

КРАСНОДАР 2012

ЛЕКЦИЯ 3- ОСОБЕННОСТИ НАКОПЛЕНИЯ И ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПРИ ЛИТОГЕНЕЗЕ……………… ………………….19
ЛЕКЦИЯ 4 - СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ГАЗА…. 2 5
ЛЕКЦИЯ 5 - ХАРАКТЕР ИЗМЕНЕНИЯ СОСТАВА И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ И ГАЗА В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ВЛИЯНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ПРИРОДНЫХ ФАКТОРОВ…………………………………………………………………….. 4 5
ЛЕКЦИЯ 6 - ПРОБЛЕМЫ ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА………………………. 56
ЛЕКЦИЯ 7 - МИГРАЦИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ……………………………………………… 62
ЛЕКЦИЯ 8 - ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ………………………………………………… 75
ЛЕКЦИЯ 9 - ЗОНАЛЬНОСТЬ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕОБРАЗОВАНИЯ…………………. 81

ЛЕКЦИЯ 10- ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАЗМЕЩЕНИЯ СКОПЛЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ…………………………………………101

ЛЕКЦИЯ 11 - МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ…………………………………………………….108

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ……………………………………………………………………….112

ЛЕКЦИЯ 1
ВВЕДЕНИЕ

Среди важнейших видов промышленной продукции одно из главных мест занимают нефть, газ и продукты их переработки.

До начала XVIII в. нефть, в основном, добывали из копанок, которые обсаживали плетнем. По мере накопления нефть вычерпывали и в кожаных мешках вывозили потребителям.

Колодцы крепились деревянным срубом, окончательный диаметр обсаженного колодца составлял обычно от 0,6 до 0,9 м с некоторым увеличением книзу для улучшения притока нефти к его забойной части.

Подъем нефти из колодца производился при помощи ручного ворота (позднее конного привода) и веревки, к которой привязывался бурдюк (ведро из кожи).

К 70-м годам XIX в. основная часть нефти в России и в мире добывается из нефтяных скважин. Так, в 1878 г. в Баку их насчитывается 301, дебит которых во много раз превосходит дебит из колодцев. Нефть из скважин добывали желонкой - металлическим сосудом (труба) высотой до 6 м, в дно которого вмонтирован обратный клапан, открывающийся при погружении желонки в жидкость и закрывающийся при ее движении вверх. Подъем желонки (тартание) велся вручную, затем на конной тяге (начало 70-х годов XIX в.) и с помощью паровой машины (80-е годы).

Первые глубинные насосы были применены в Баку в 1876 г., а первый глубинный штанговый насос – в Грозном в 1895 г. Однако тартальный способ длительное время оставался главным. Например, в 1913 г. в России 95% нефти добыто желонированием.

Целью изучения дисциплины «Геология нефти и газа является» создание базы понятий и определений, образующих фундаментальную науку - основами знаний о свойствах и составе углеводородов, их классификации, о происхождении углеводородов, о процессах формирования и закономерностях размещения месторождений нефти и газа.

Геология нефти и газа – отрасль геологии, изучающая условия образования, размещения и миграции нефти и газа в литосфере. Становлении Геологии нефти и газа как науки произошло в начале ХХ века. Ее основоположником является Губкин Иван Михайлович.

1.1. Краткая история развития нефтегазодобычи
Современным методам добычи нефти предшествовали примитивные способы:

• 
  сбор нефти с поверхности водоемов;
• 
  обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью;
• 
  извлечение нефти из ям и колодцев.

Сбор нефти с поверхности открытых водоемов это, по-видимому, один из старейших способов ее добычи. Он применялся в Мидии, Ассиро-Вавилонии и Сирии до нашей эры, в Сицилии в 1-м веке нашей эры и др. В России добычу нефти методом ее сбора с поверхности реки Ухты в 1745г. организовал Ф.С. Прядунов. В 1868 г. в Кокандском ханстве нефть собирали в канавах, устраивая запруду из досок. Американские индейцы, когда обнаруживали нефть на поверхности озер и ручьев, клали на воду одеяло, впитывающее нефть, а затем отжимали его в сосуд.

Обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью , с целью ее извлечения впервые описаны итальянским ученым Ф. Ариосто в ХV в: недалеко от Модены в Италии нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах; затем их помещали в мешки и отжимали с помощью пресса. В 1819 г. во Франции нефтесодержащие пласты известняка и песчаника разрабатывались шахтным способом. Добытую породу помещали в чан, заполненный горячей водой. При перемешивании на поверхность воды всплывала нефть, которую собирали черпаком. В 1833-1845 гг. на берегу Азовского моря добывали песок, пропитанный нефтью. Затем его помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка нефть собирали с поверхности воды пучками травы.

Добыча нефти из ям и колодцев также известна с давних времен. В Киссии - древней области между Ассирией и Мидией в V в. до н.э. нефть добывали с помощью кожаных ведер бурдюков.

На Украине первые упоминания о добыче нефти относятся к началу ХV в. Для этого рыли ямы-копанки глубиной 1,5-2 м, куда просачивалась нефть вместе с водой. Затем смесь собирали в бочки, закрытые снизу пробками. Когда более легкая нефть всплывала, пробки вынимали и отстоявшуюся воду сливали. К 1840 г. глубина ям-копанок достигла 6м, а позднее нефть стали извлекать из колодцев глубиной около 30 м.

На Керченском и Таманском полуостровах добыча нефти с древних времен производилась с помощью шеста, к которому привязывали войлок или пучок, сделанный из волос конского хвоста. Их спускали в колодец, а затем выжимали нефть в подготовленную посуду.

На Апшеронском полуострове добыча нефти из колодцев известна с 13 в. н.э. При их строительстве сначала отрывалась яма наподобие обращенного (перевернутого) конуса до самого нефтяного пласта. Затем по бокам ямы делались уступы: при средней глубине погружения конуса 9,5 м не менее семи. Среднее количество земли, вынутой при рытье такого колодца, составляло около 3100 м 3 далее стенки колодцев от самого дна до поверхности крепили деревянным срубом или досками, В нижних венцах делали отверстия для притока нефти. Ее черпали из колодцев бурдюками, которые поднимались ручным воротом или с помощью лошади.

В своем отчете о поездке на Апшеронский полуостров в 1735 г. доктор И. Лерхе писал: «... В Балаханы было 52 нефтяных кладезя глубиной в 20 саженей (1 сажень - 2,1м), из коих некоторые сильно бьют, и ежегодно доставляют 500 батманов нефти...» (1 батман 8,5 кг). По данным академика С.Г. Амелина (1771 г.) глубина нефтяных колодцев в Балаханах достигала 40-50 м, а диаметр или сторона квадрата сечения колодца 0,7-1 м.

В 1803 г. бакинский купец Касымбек соорудил два нефтяных колодца в море на расстоянии 18 и 30 м от берега Биби-Эйбата. Колодцы были защищены от воды коробом из плотно сколоченных досок. Нефть добывалась из них много лет. В 1825 г. во время шторма колодцы были разбиты и затоплены водами Каспия.

При колодезном способе техника добычи нефти не менялась на протяжении столетий. Но уже в 1835 г. чиновник горного ведомства Фаллендорф на Тамани впервые применил насос для откачки нефти через опущенную деревянную трубу. Ряд технических усовершенствований связан с именем горного инженера Н.И. Воскобойникова. Чтобы уменьшить объем земляных работ он предложил сооружать нефтяные колодцы в виде шахтного ствола, а в 1836-1837 гг. осуществил в Баку и Балаханах переустройство всей системы хранения и отпуска нефти. Но одним из главных дел его жизни стало бурение первой в мире нефтяной скважины в 1848 г .

Длительное время к добыче нефти посредством бурения скважин в нашей стране относились с предубеждением. Считалось, что раз сечение скважины меньше, чем у нефтяного колодца, то и приток нефти к скважинам существенно меньше. При этом не учитывалось, что глубина скважин значительно больше, а трудоемкость их сооружения меньше.

При эксплуатации скважин нефтепромышленники стремились перевести их в режим фонтанирования, т.к. это был наиболее легкий путь добычи. Первый мощный нефтяной фонтан в Балаханах ударил в 1873 г. на участке Халафи. В 1887 г. 42 % нефти в Баку было добыто фонтанным способом.

Форсированный отбор нефти из скважин приводил к быстрому истощению прилегающих к их стволу нефтеносных слоев, а остальная (большая) ее часть оставалась в недрах. Кроме того, из-за отсутствия достаточного количества хранилищ значительные потери нефти имели место уже на поверхности земли. Так, в 1887 г. фонтанами было выброшено 1088 тыс. т нефти, а собрано всего 608 тыс. т. На площадях вокруг фонтанов образовывались обширные нефтяные озера, где в результате испарения терялись наиболее ценные фракции. Сама выветрившаяся нефть становилась малопригодной для переработки, и ее выжигали. Застойные нефтяные озера горели по много дней подряд.

Добыча нефти из скважин, давление в которых было недостаточным для фонтанирования, производилась с помощью цилиндрических ведер длиной до 6 м. В их дне был устроен клапан, открывающийся при движении ведра вниз и закрывающийся под весом извлекаемой жидкости при давлении ведра вверх. Способ добычи нефти посредством желонок назывался тартанием , в 1913 г. с его помощью добывали 95 % всей нефти.

Тем не менее, инженерная мысль не стояла на месте. В 70-х годах 19 в. В.Г. Шухов предложил компрессорный способ добычи нефти посредством подачи в скважину сжатого воздуха (эрлифт). Испытана эта технология была в Баку только в 1897 г. другой способ добычи нефти газлифт предложил М.М. Тихвинский в 1914 г.

Выходы природного газа из естественных источников использовались человеком с незапамятных времен. Позже нашел применение природный газ, получаемый из колодцев и скважин. В 1902 г. в Сураханах близ Баку была пробурена первая скважина, давшая промышленный газ с глубины 207 м.

В развитии нефтяной промышленности можно выделить пять основных этапов:

I этап (до 1917 г.) – дореволюционный период;

II этап (с 1917 до 1941 гг.) период до Великой Отечественной войны;

III этап (с 1941 по 1945 гг.) – период Великой Отечественной войны;

IV этап (с 1945 по 1991 гг.) – период до распада СССР;

V этап (с 1991 г.) – современный период.

Дореволюционный период. На территории России нефть известна с давних пор. Еще в XVI в. Русские купцы торговали Бакинской нефтью. При Борисе Годунове (XVI в.) в Москву была доставлена первая нефть, добытая на реке Ухте. Поскольку слово «нефть» вошло в русский язык лишь в конце XVIII в., называли ее тогда «густая вода горяща».

В 1813 г. к России были присоединены Бакинское и Дербентское ханства с их богатейшими нефтяными ресурсами. Это событие оказало большое влияние на развитие нефтяной промышленности России в последующие 150 лет.

Другим крупным районом нефтедобычи в дореволюционной России была Туркмения. Установлено, что в районе Небит-Дага черное золото добывалось уже около 800 лет назад. В 1765 г. на о. Челекен насчитывалось 20 нефтяных колодцев с суммарной годовой добычей около 64 т в год. По свидетельству русского исследователя Каспийского моря Н. Муравьева, в 1821 г. туркмены на лодках отправили в Персию около 640 т нефти. В 1835 г. ее вывезли с о. Челекен больше, чем из Баку, хотя именно Апшеронский полуостров являлся объектом повышенного внимания нефтепромышленников.

Началом развития нефтяной промышленности в России является 1848 год,

В 1957 г. на долю Российской Федерации приходилось более 70 % добываемой нефти, а Татария вышла на первое место в стране по добыче нефти.

Главным событием данного периода стало открытие и начало разработки богатейших нефтяных месторождений в Западной Сибири. Еще в 1932 г. академик И.М. Губкин высказал мысль о необходимости начала систематических поисков нефти на восточном склоне Урала. Сначала были собраны сведения о наблюдениях естественных нефтяных выходов (реки Большой Юган, Белая и др.). В 1935г. здесь начали работать геологоразведочные партии, которые подтвердили наличие выходов нефтеподобных веществ. Однако «большой нефти» не было. Разведочные работы продолжались до 1943 г., а за тем были возобновлены в 1948 г. Лишь в 1960 г. было открыто Шаимское нефтяное месторождение, а вслед за ним Мегионское, Усть-Балыкское, Сургутское, Самотлорское, Варьеганское, Лянторское, Холмогорское и др. Началом промышленной добычи нефти в Западной Сибири считается 1965 г., когда ее было добыто около 1 млн. т. Уже в 1970 г. добыча нефти здесь составила 28 млн. т, а в 1981 г. 329,2млн.т. Западная Сибирь стала основным нефтедобывающим районом страны, а СССР вышел на первое место в мире по добыче нефти.

В 1961 г. были получены первые фонтаны нефти на месторождениях Узень и Жетыбай в Западном Казахстане (полуостров Мангышлак). Промышленная их разработка началась в 1965 г. Только по этим двум месторождениям извлекаемые запасы нефти составляли несколько сот миллионов тонн. Проблема заключалась в том, что мангышлакские нефти высокопарафинистые и имели температуру застывания +30...33 °С. Тем не менее в 1970 г. добыча нефти на полуострове была доведена до нескольких миллионов тонн.

Планомерный рост добычи нефти в стране продолжался до 1984 г. В 1984-85 гг. произошло падение нефтедобычи. В 1986-87 гг. она снова росла, достигнув максимума. Однако, начиная с 1989 г., добыча нефти стала падать.

Современный период. После распада СССР падение добычи нефти в России продолжилось. В 1992 г. она составила 399 млн. т, в 1993 г. 354 млн. т, в 1994 г. 317 млн. т, в 1995 г. 307 млн. т.

Продолжение падения добычи нефти связано с тем, что не устранено влияние ряда объективных и субъективных негативных факторов.

Во-первых, ухудшилась сырьевая база отрасли . Степень вовлеченности в разработку и выработанность месторождений по регионам весьма высоки. На Северном Кавказе в разработку вовлечены 91,0 % разведанных запасов нефти, а выработанность месторождений составляет 81,5 %. В Урало-Поволжье эти цифры составляю соответственно 88,0 % и 69,1 %, в Республике Коми 69,0 % и 48,6 %, в Западной Сибири 76,8 % и 33,6 %.

Во-вторых, уменьшился прирост запасов нефти за счет вновь открытых месторождений . Из-за резкого снижения финансирования геологоразведочные организации сократили объем геофизических работ и поисково-разведочного бурения. Это привело к снижению числа вновь открытых месторождений. Так, если в 1986-90 гг. запасы нефти во вновь открытых месторождениях составляли 10,8 млн. т, то в 1991-95 гг. лишь 3,8 млн. т.

В третьих, велика обводненность добываемой нефти . Это означает, что при тех же издержках и объемах добычи пластовой жидкости самой нефти добывается все меньше.

В четвертых, сказываются издержки перестройки . В результате ломки старого хозяйственного механизма жесткое централизованное управление отраслью было ликвидировано, а новое - еще только создается. Возникший дисбаланс цен на нефть, с одной стороны, и на оборудование и материалы, с другой, затруднил техническое оснащение промыслов. А ведь это необходимо именно сейчас, когда большинство оборудования отработало свой срок, а многие месторождения требуют перехода с фонтанного способа добычи на насосный.

Наконец, сказываются многочисленные просчеты, допущенные в прошлые годы. Так, в 70-е годы считалось, что запасы нефти в нашей стране неисчерпаемы. В соответствии с этим ставка делалась не на развитие собственных видов промышленного производства, а на покупку готовых промышленных товаров за рубежом на валюту, получаемую от продажи нефти. Огромные средства ушли на поддержание видимости благополучия в советском обществе. Нефтяная же промышленность финансировалась по-минимуму.

На сахалинском шельфе еще в 70-80-х гг. были открыты крупные месторождения, которые до сего времени не введены в эксплуатацию. Между тем им гарантирован огромный рынок сбыта в странах Азиатско-Тихоокеанского региона.

Каковы же дальнейшие перспективы развития отечественной нефтяной промышленности?

Однозначной оценки запасов нефти в России нет. Различные эксперты называют цифры объема извлекаемых запасов от 7 до 27 млрд. т, что составляет от 5 до 20 % мировых. Распределение запасов нефти по территории России таково: Западная Сибирь 72,2 %; Урало-Поволжье 15,2 %; Тимано-Печорская провинция 7,2 %; Республика Саха (Якутия), Красноярский край, Иркутская область, шельф Охотского моря около 3,5 %.

В 1992 г. началась структурная перестройка нефтяной промышленности России: по примеру западных стран стали создавать вертикально интегрированные нефтяные компании , контролирующие добычу и переработку нефти, а также распределение получаемых из нее нефтепродуктов.
1.2. Цели и задачи нефтегазопромысловой геологии
В течение длительного времени естественные выходы нефти и газа полностью удовлетворяли потребности человечества. Однако развитие хозяйственной деятельности человека требовало все больше источников энергии. Стремясь увеличить количество потребляемой нефти, люди стали рыть колодцы в местах поверхностных нефтепроявлений, а за тем бурить скважины. Сначала их закладывали там, где нефть выходила на поверхность земли. Но количество таких мест ограничено. В конце прошлого века был разработан новый перспективный способ поиска. Бурение стали вести на прямой, соединяющей две скважины, уже дающие нефть.

В новых районах поиск месторождений нефти и газа велся практически вслепую, шарахаясь из стороны в сторону. Любопытные воспоминания о закладке скважины оставил английский геолог К. Крэг.

Для выбора места съехались заведующие бурением и управляющие промыслами и сообща определили ту площадь, в пределах которой должна быть заложена скважина. Однако с обычной в таких случаях осторожностью никто не решался указать ту точку, где следовало начинать бурение. Тогда один из присутствующих, отличавшийся большой смелостью, сказал, указывая на кружившую над ними ворону: «Господа, если вам все равно, давайте начнем бурить там, где сядет ворона...». Предложение было принято. Скважина оказалась необыкновенно удачной. Но если бы ворона пролетела на сотню ярдов дальше к востоку, то встретить нефть не было бы никакой надежды... Понятно, что так не могло долго продолжаться, ведь бурение каждой скважины стоит сотни тысяч долларов. Поэтому остро встал вопрос о том, где бурить скважины, чтобы безошибочно находить нефть и газ.

Это требовало объяснить происхождение нефти и газа, дало мощный толчок развитию геологии - науки о составе, строении Земли, а также методов поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений.

Нефтегазопромысловая геология - отрасль геологии, занимающаяся детальным изучением месторождений и залежей нефти и газа в начальном (естественном) состоянии и в процессе разработки для определения их народнохозяйственного значения и рационального использования недр. Из этого определения видно, что нефтегазопромысловая геология подходит к изучению месторождений и залежей углеводородов (УВ) с двух точек зрения.

Во-первых , залежи УВ следует рассматривать в статическом состоянии как природные геологические объекты для проектирования разработки на основе подсчета запасов и оценки продуктивности скважин и пластов /естественные геологические условия/.

Во-вторых , залежи УВ следует рассматривать в динамическом состоянии, так как в них при вводе в эксплуатацию начинаются процессы движения нефти, газа и воды к забоям добывающих и от забоев нагнетательных скважин. При этом, очевидно, что особенности динамики объекта характеризуются не только естественными геологическими свойствам залежи (т.е. свойствами в статическом состоянии), но и характеристиками технической системы (т.е. системы разработки). Другими словами, залежь нефти или газа, введенная в разработку, представляет собой неразрывное целое , состоящее уже из двух компонент: геологической (сама залежь) и технической (тех. система, запроектированная для эксплуатации залежи). Это целое назовем геолого-техническим комплексом (ГТК).

Особенность нефтегазопромысловой геологии , заключающаяся в том , что она широко использует теоретические представления и фактические данные, получаемые методами других наук , и в своих выводах и обобщениях очень часто опирается на закономерности, установленные в рамках других наук.

Цели нефтегазопромысловой геологии заключаются в геологическом обосновании наиболее эффективных способов организации добычи нефти и газа, обеспечение рационального использования и охраны недр и окружающей среды . Эта основная цель достигается путем изучения внутренней структуры залежи нефти и газа и закономерностей ее изменения в процессе разработки.

Основная цель разбивается на ряд компонент , выступающих в виде частных целей нефтегазопромысловой геологии, к которым относятся:

• 
  промыслово-геологическое моделирование залежей
• 
  подсчет запасов нефти, газа и конденсата;
• 
  геологическое обоснование системы разработки нефтяных и газовых месторождений;
• 
  геологическое обоснование мероприятий по повышению эффективности разработки и нефте-, газо- или конденсатоотдачи;
• 
  обоснование комплекса наблюдений в процессе разведки и разработки.

Другой вид компонент - сопутствующие цели , которые направлены на более эффективное достижение основной цели. К ним относятся:

• 
  охрана недр нефтяных и газовых месторождений;
• 
  геологическое обслуживание процесса бурения скважин;
• 
  совершенствование собственной методологии и методической базы .

Задачи нефтегазопромысловой геологии состоят в решении различных вопросов, связанных: с получением информации об объекте исследований; с поисками закономерностей, объединяющих наблюденные разрозненные факты о строении и функционировании залежи в единое целое; и созданием нормативов, которым должны удовлетворять, результаты наблюдений и исследований; с созданием методов обработки, обобщения и анализа результатов наблюдений и исследований; с оценкой эффективности этих методов в различных геологических условиях и т. д.

Среди этого множества могут быть выделены задачи трех типов :

1. 
   конкретно-научные задачи нефтегазопромысловой геологии, направленные на объект познания ;
2. 
   методические задачи ;
3. 
   методологические задачи .

Все множество конкретно-научных задач, можно подразделить на следующие группы.

1. Изучение состава и свойств горных пород , слагающих продуктивные отложения, как содержащие, так и не содержащие нефть и газ; изучение состава и свойств нефти, газа и воды, геологических и термодинамических условий их залегания. Особое внимание должно уделяться вопросам изменчивости состава, свойств и условий залегания горных пород и насыщающих их флюидов, а также закономерностям, которым эта изменчивость подчиняется.

2. Задачи выделения (на основе решения задач первой группы) естественных геологических тел, определения их формы, размеров, положения в пространстве и т. п. При этом выделяются слои, пласты, горизонты, зоны замещения коллекторов и т. д. В общем, эта группа объединяет задачи, направленные на выявление первичной структуры залежи или месторождения.

3. Задачи расчленения естественных геологических тел на условные с учетом требований и возможностей техники, технологии и экономики нефтегазодобывающей промышленности. Важнейшими здесь будут задачи установления кондиций и других граничных значений естественных геологических тел (например, для разделения высоко-, средне- и низкопродуктивных пород).

4. Задачи, связанные с построением классификации ГТК по множеству признаков , и в первую очередь по типам внутренних структур залежей и месторождений.

5. Задачи, связанные с изучением характера, особенностей, закономерностей взаимосвязи структуры и функции ГТК , т.е. влияния строения и свойств залежи на показатели процесса разработки и характеристику структуры и параметров технической компоненты, а также на показатели эффективности функционирования ГТК в целом (устойчивость отборов нефти и газа, темпов разработки, себестоимость продукции, конечная нефтеотдача и др.).

Методические задачи развитие методического вооружения нефтегазопромысловой геологии, т.е. совершенствование старых и создание новых методов решения конкретно-научных промыслово-геологических задач.

Необходимость решения методологических задач возникает в связи с тем, что от эпохи к эпохе, от периода к периоду менялись нормы познания, способы организации знания, способы научной работы. В наше время развитие науки происходит чрезвычайно быстро. В таких условиях, чтобы не отстать от общих темпов развития науки, необходимо иметь представления о том, на чем основана наука, как строится и перестраивается научное знание. Именно получение ответов на эти вопросы и составляет суть методологии. Методология есть способ осознания устройства науки и методов ее работы. Различают методологию общенаучную и частнонаучную.

ЛЕКЦИЯ 2
ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ ИСКОПАЕМЫЕ
Нефть – горючая, маслянистая жидкость, со специфическим запахом, состоящая из смеси углеводородов , содержащая не более 35 % асфальтеносмолисых веществ и находящаяся в породах коллекторах в свободном состоянии. В нефти содержится 8287 % углерода, 1114 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера, в небольших количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п.

Выделенные из различных нефтей УВ относятся к трем главным рядам: метановому, нафтеновому и ароматическому:

метановые (парафиновые) с общей формулой С n Н 2 n +2 ;

нафтеновые – С n Н 2 n ;

ароматические – С n H 2 n -6 .

Преобладают углеводороды метанового ряда (метан СН 4 , этан С 2 Н 6 , пропан С 3 Н 8 и бутан С 4 Н 10), находящиеся при атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии.

Пентан С 5 Н 12 , гексан С 6 Н 14 и гептан С 7 Н 16 неустойчивы, легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно. Углеводороды от С 8 Н 18 до С 17 Н 36 – жидкие вещества.

Углеводороды, содержащие больше 17 атомов углерода (С 17 Н 36 -С 37 Н 72) – твердые вещества (парафины, смолы, асфальтены).
Классификация нефтей
В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина.

По содержанию серы нефти делятся на:

• 
  малосернистые (0 ≤S≤0,5 %);
• 
  среднесернистые (0,5
• 
  сернистые (1
• 
  высокосернистые (S>3%).

Асфальтосмолистые вещества. Смолы – вязкие полужидкие образования, содержащие кислород, серу и азот, растворимые в органических растворителях. Асфальтены – твердые вещества, нерастворимые в низкомолекулярных алканах, содержащие высококонденсированные УВ структуры.

Нефтяной парафин -это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам,-парафинов C 17 H 36 -С 35 Н 72 и церезинов С 36 Н 74 - C 55 H 112 . Температура плавления первых 27-71°С , вторых-65-88°С . При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость. Содержание парафина в нефти иногда достигает 13-14 % и больше .

Мировые единицы измерения нефти

1 баррель в зависимости от плотности примерно 0,136 т.нефти

1 т.нефти примерно 7,3 барреля

1 баррель = 158,987 литров = 0,158 м3

1 куб.м. примерно 6,29 бареллей

Физические свойства нефти
Плотность (объемная масса) –отношение массы вещества к его объему. Плотность пластовой нефти - масса нефти, извлеченная на поверхность из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м 3 . ρ н =m/V

По плотности нефти делятся на 3 группы:

легкие нефти (с плотностью от 760 до 870 кг/м 3)

средние нефти (871970 кг/м 3)

тяжелые (свыше 970 кг/м 3).

Плотность нефти в пластовых условиях меньше плотности нефти дегазированной (вследствие увеличения содержания газа в нефти и температуры).

Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти.

Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других.

Коэффициент динамической вязкости ( ). – это сила трения приходящаяся на единицу площади соприкасающихся слоев жидкости при градиенте скорости равном 1. /Па·с, 1П (пуаз) = 0,1 Па·с.

Величина, обратная динамической вязкости называется текучестью.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости , т.е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м 2 /с. Стокс (Ст) = см 2 /с = 10 -4 м 2 /с.

На практике иногда пользуются понятием условной (относительной) вязкости, представляющей собой отношение времени истечения определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 20 0 С.

Вязкость пластовой нефти - свойство нефти, определяющее степень ее подвижности в пластовых условиях и значительно влияющее на продуктивность и эффективность разработки залежей.

Вязкость пластовой нефти разных залежей изменяется от 0,2 до 2000 мПа с и более. Наиболее распространены значения 0.8-50 мПа с.

Вязкость уменьшается с ростом температуры, повышением количества растворенных углеводородных газов.

По величине вязкости различают нефти

незначительной вязкостью -  н

маловязкие - 1

с повышенной вязкостью-5

высоковязкие- н > 25 мПа с.

Вязкость зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ).
Давление насыщения (начало парообразования) пластовои нефти - давление, при котором начинается выде­ление из нее первых пузырьков растворенного газа. Пластовая нефть называется насыщенной, если она находится при пластовом давлении, равном давлению насыщения недонасыщенной - если пластовое давление выше давления насыщения. Величина давления насыщения зависит от количества растворенного в нефти газа, от его состава и пластовой температуры.

Давление насыщения определяют по результатам исследования глубинных проб нефти и экспериментальным графикам.

G =Vг/V п.н.

Газосодержание обычно выражают в м 3 /м 3 или м 3 /т.
Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают газовые факторы: начальный, определяемый за первый месяц работы скважины, текущий – за любой отрезок времени и средний за период с начала разработки до любой произвольной даты.
Поверхностное натяжение – это сила, действующая на единицу длины контура поверхности раздела фаз и стремящаяся сократить эту поверхность до минимума. Оно обусловлено силами притяжения между молекулами (с СИ Дж/м 2 ; Н/м или дин/см) для нефти 0,03 Дж/м 2 , Н/м (30 дин/см); для воды 0,07 Дж/м 2 , Н/м (73 дин/см). Чем больше поверхностное натяжение, тем больше проявляется капиллярный подъем жидкости. Величина поверхностного натяжения у воды почти в 3 раза больше, чем у нефти, что определяет разные скорости их движения по капиллярам. Это свойство влияет на особенность разработки залежей.

Капиллярность – способность жидкости подниматься или опускаться в трубках малого диаметра под действием поверхностного натяжения.

Р = 2 σ/ r

Р – давление поднятия; σ - поверхностное натяжение; r – радиус капилляра.
h = 2 σ/ r ρ g

h - высота поднятия; ρ – плотность жидкости; g - ускорение свободного падения.

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного.

Другое основное свойство нефти – испаряемость . Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

Коэффициент сжимаемости нефти β н – это изменение объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 МПа.

Он характеризует упругость нефти и определяется из соотношения

где V 0 - первоначальный объем нефти; ΔV- изменение объема нефти при изменении давления на Δр;

Размерность β н -Па -1 .

Коэффициент сжимаемости нефти возрастает с увеличением содержания легких фракций нефти и количества растворенного газа, повышением температуры, снижением давления и имеет значения (6-140) 10 -6 МПа -1 . Для большинства пластовых нефтей его величина (6-18) 10 -6 МПа -1 .

Дегазированные нефти характеризуются сравнительно низким коэффициентом сжимаемости β н =(4-7) 10 -10 МПа -1 .

Коэффициент теплового расширения  н – степень расширения нефти изменении температуры на 1 °С

н = (1/ Vo ) (V/t).

Размерность  - 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1-20) *10 -4 1/°С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами.
Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м 3 дегазированной нефти:

b н = V пл.н /V дег =  н./ пл.н

Где V пл.н - объем нефти в пластовых условиях; Vдег-объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С;  пл.п -плотность нефти в пластовых условиях; -плотность нефти в стандартных условиях.

Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти U

U=(bн-1)/bн*100

При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента.

Пересчетный коэффициент – величина обратная объемному коэффициенту пластовой нефти. =1/b=Vдег/Vп.н.=п.н./н