- •1.2. Из истории использования нефти и природного газа
- •1.3. Нефтегазодобывающий комплекс России
- •1.4. Нефтегазодобывающие компании России
- •Виды нефтепродуктов
- •1.5. Геология нефти и газа, становление дисциплины
- •Лекция 2.
- •2.1 Состав и свойства природных углеводородов
- •2.2. Природные газы
- •2.3. Свойства нефтей
- •2.4. Газовые конденсаты
- •2.5. Тяжелые нефти и природные битумы
- •Лекция 3.
- •3. Состав и строение нефтегазоносных толщ (формаций)
- •3.1. Литологический состав и коллекторские свойства продуктивных горизонтов
- •3.2. Основные закономерности локализации углеводородов
- •3.3. Флюидоупоры - экраны, покрышки
- •Лекция 4.
- •4.1 Залежи - скопления нефти и газа
- •4.2. Классификация залежей по фазовому состоянию и химическому составу углеводородов
- •4.3. Морфологические типы резервуаров
- •Класс III: Литологические
- •4.5. Классификация месторождений нефти и газа по величине запасов
- •4.7. Режим нефтяной (газовой) залежи
- •4.8. Оценка запасов (ресурсов) нефти (газа, конденсата), ожидаемые технико-экономические параметры освоения
- •Объемный метод основан на определении объема в пласте-коллекторе порового пространства, насыщенного нефтью (или газом). Извлекаемые запасы нефти подсчитываются в этом случае по следующей формуле:
- •Лекция 5.
- •5.1. Этапы и стадии геологоразведочных работ на нефть и газ
- •Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ
- •Лекция 6.
- •6.1. Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (утверждена приказом мпр рф от 7 февраля 2001 г. № 126)
- •I. Общие положения
- •II. Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа
- •III. Группы запасов нефти и газа
- •IV. Группы месторождений (залежей) по величине запасов, сложности геологического строения
- •Лекция 7.
- •7.1. Виды скважин глубокого бурения на нефть и газ
- •Лекция 8.
- •8.3. Геологические осложнения при бурении
- •8.4. Геологические исследования скважин. Отбор керна и шлама
- •8.5. Промыслово-геофизические исследования в скважинах
- •Лекция 9.
- •9.1. Ожидаемые результаты проектируемых работ
- •9.2. Содержание геологического отчета по разведочной скважине
- •9.3. Перечень графических приложений
- •9.4. Сводные технико-экономические данные строительства поисковой/разведочной скважины
- •Лекция 10.
- •10.1. Нефтегазогеологическое районирование территории России
- •10.2.Нефтегазоносные провинции (нгп) и нефтегазоносные области (нго) России: основные параметры
- •Рекомендуемая литература
2.5. Тяжелые нефти и природные битумы
«Битум» - собирательное название, которому может соответствовать несколько определений. 1) Природная смесь высокомолекулярных углеводородов, асфальтенов и смол - густая жидкость или полутвердое вещество. 2) Вещества, извлекаемые органическими растворителями из любых каустобиолитов (химический термин). 3) Природные или искусственные вещества, используемые для кровельных и дорожных покрытий (технический термин).
Предполагается последовательный ряд: «нормальная» нефть - тяжелая нефть (0,87-0,94) - битумы (0,95-1,02) - мальта (густая вязкая жидкость) - асфальт (полутвердое вещество) - асфальтит (жильные формы залегания). Молекулярная масса битумов - 600-800.
1) Генезис битумов - окисление углеводородов у поверхности. Конечный продукт выветривания - гуминокерит и оксикерит (более 20% О2) - землистые, рыхлые массы. 2) Дегазация. 3) Фазовая диффузия с отгоном легких фракций. Продукт метаморфизма битумов - хрупкие, полублестящие кериты и, далее, антраксолит (не растворимый в органических растворителях).
Лекция 3.
3. Состав и строение нефтегазоносных толщ (формаций)
3.1. Литологический состав и коллекторские свойства продуктивных горизонтов
Важнейшими параметрами пласта-коллектора являются общая и эффективная нефтенасыщенная толщина (мощность), пористость, глинистость, проницаемость, трещиноватость, гидропроводность, коэффициент продуктивности и др. Все эти данные должны рассматриваться с оценкой их изменчивости – важной характеристики неоднородности пласта. В плане и в разрезе нефтегазоносной толщи, которая формировалась в геологическом прошлом в постоянно менявшихся условиях осадконакопления, минеральный и фракционный (гранулометрический) состав осадков, укладка зерен, степень их цементации, глинистость и т.п. могут варьировать в широких пределах.
Пористые и слабо проницаемые породы переслаиваются между собой, выклиниваются, литологически замещаются, образуя сложную картину внутреннего геологического строения залежи. В зависимости от литологии широко изменяются и коллекторские свойства. В целом, практически любой продуктивный горизонт может рассматриваться как резко изменчивая физическая анизотропная система. Изучение ее неоднородностей имеет важное практическое значение, так как учитывается при подсчете запасов нефти и газа, при определении норм отбора нефти, при проектировании методов воздействия на пласт. Обычная величина пористости промышленных коллекторов - 10-20%, минимальная (для продуктивных терригенных горизонтов) - до 5%. Пористость промышленных карбонатных коллекторов может быть и ниже - до 3%.
Количественной характеристикой фильтрационных свойств коллектора является коэффициент проницаемости kпр, величину которого рассчитывают в соответствии с линейным законом фильтрации Дарси. В соответствии с этим законом, kпр является константой пропорциональности - характеристикой пористой среды, величина которой в идеальном случае не зависит от типа фильтруемой жидкости. В классическом варианте (линейные размеры выражены в сантиметрах, абсолютная вязкость - в сантипуазах) величина проницаемости оценивается в миллидарси (1 дарси = 1000 миллидарси). Проницаемость песчаных коллекторов может иногда составлять до 2-3 дарси, проницаемость песчаников, алевролитов, карбонатных пород обычно составляет десятки и сотни миллидарси.
В публикациях последних лет принято выражение физических величин в системе СИ (линейные размеры - в метрах, вязкость - в Па·с), в этом случае kпр имеет размерность площади (м2). Реальные значения проницаемости одной и той же породы, определяемые по фильтрации разных флюидов (нефть, газ, вода), различаются между собой. Кроме зависимости от фазы, эффективная проницаемость зависит также от пластовой температуры и давления: вязкость флюида повышается с возрастанием температуры, но понижается с увеличением давления. Поэтому в промысловых условиях проницаемость определяют по кривым восстановления давления (при неустановившемся режиме), а также по геофизическим данным.