Тема №1: Основы геологии нефти и газа

Лекция №1: Классификация горных пород, коллекторские свойства

горных пород. Понятие о залежи и месторождений

Земная кора сложена горными породами, важнейшими составными частями которых являются минералы.

Минералы — природные вещества, приблизительно одно­родные по химическому составу и физическим свойствам, воз­никшие в результате физико-химических процессов, происходя­щих в земной коре.

Горные породы — минеральные агрегаты более или менее постоянного минералогического и химического состава, обра­зующие самостоятельные геологические тела, слагающие зем­ную кору. По происхождению они делятся на три группы:

• маг­матические или изверженные;

• осадочные;

• метаморфические или видоизмененные.

Изверженные породы, имеющие в основном кристалличе­ское строение, образовались в результате застывания на по­верхности земли или в недрах земной коры силикатного расплава, называемого магмой. Это плотные, большей частью очень крепкие, однородные массивы. Типичные представители изверженных пород – базальты, граниты. Животных и расти­тельных остатков в этих породах не содержится.

Осадочные горные породы образовались в результате осаж­дения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и на поверхности материков. Мельчайшие кусочки раздробленных водой или ветром изверженных пород, а также остатки животных и растительных организмов, осаждаясь, по­степенно образовывали слои и пласты.

Метаморфические горные породы образовались из осадоч­ных и изверженных пород при погружении последних на неко­торую глубину в толщу земной коры. Так, под влиянием высо­кой температуры и давления изверженные непластичные по­роды превращаются в сланцеватые, а осадочные породы приобретают кристаллическую структуру. В результате горные породы, претерпевая значительные изменения, приобретают но­вые свойства.

Особенность пород этой группы — их сланцеватость, кото­рая объясняется действием в недрах земной коры значительных давлений и кристаллической структурой пород; Из большого числа метаморфических горных пород наиболее часто встре­чаются кварциты, мраморы, яшмы, различные сланцы, гнейсы.

Характерный признак осадочных горных пород — их слои­стость, т. е. свойство располагаться параллельными или почти параллельными слоями, отличающимися друг от друга соста­вом, структурой, твердостью и окраской слагающих их пород. В толще осадочных горных пород каждый слой или пласт отделен от другого поверхностью напластования. Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой; поверх­ность, ограничивающая его сверху – кровлей. Следовательно, кровля нижележащего слоя является одновременно по­дошвой покрывающего слоя.

Наклоннозалегающий пласт характеризуется истинной, го­ризонтальной и вертикальной мощностями.

Истинная мощность характеризуется перпендику­ляром, восставленным из любой точки кровли пласта до его подошвы (АС на рис. 1). Горизонтальная мощность определяется расстоянием по горизонтали от любой точки кровли до подошвы пласта (АБ на рис. 1). Вертикальная мощность – расстояние по вертикали от любой точки кровли до подошвы пласта (АД на рис. 1).

Движения земной коры, происходящие под влиянием про­цессов внутри Земли, могут быть колебательными, складча­тыми и разрывными. Первые два из названных видов движения земной коры вызывают пластическое нарушение пластов гор­ных пород, а третий – разломы пластов горных пород.

Колебательные движения – это такие движения, которые вызывают вертикальные перемещения (поднятия и опускания) отдельных участков земной коры друг относительно друга. Движения такого вида происходят с момента образова­ния Земли, наблюдаются они и в настоящее время. В резуль­тате колебательных движений нарушается горизонтальное положение пластов осадочных горных пород и образуются очень пологие прогибы (синеклизы) и вздутия (антеклизы). Как правило, антеклизы и синеклизы нарушаются вздутиями и прогибами меньших масштабов. Образованные при этих на­рушениях новые структуры называют л о к а л ь н ы м и.

Складчатые движения, вызывающие, как и коле­бательные движения, пластическое нарушение пластов горных пород, приводят к образованию складок. При рассмотрении складки земной коры в разрезе видно, что пласты в ней изогнуты волнообразно ( рис. 1).

Наклоннозалегающий пласт

Рисунок 1.

Складка, в ядре которой расположены более молодые пласты, чем по краям, называется синклиналью. Она обычно бывает обращена изгибом вниз, и пласты на крыльях ее падают навстречу друг другу. Складка, в ядре которой находятся более древние пласты, чем по краям, называется антиклиналью. Она обращена из­гибом вверх; пласты направлены от нее в обе стороны. Сосед­ние антиклиналь и синклиналь в совокупности образуют полную складку.

Разрывные движения, происходящие вследствие колеба­тельных и складчатых видов дви­жения, приводят к необратимому процессу образования складок разрывных форм. При разрывных дви­жениях изменяются формы залега­ния горных пород (горизонтальная или складчатая) в результате ин­тенсивного воздействия на послед­ние внутренних сил Земли. В про­цессе образования, складок пласты часто не выдерживают напряжения и разрываются. При этом образуются трещины, по которым пласты могут смещаться относительно друг друга.

Рассмотренные различные виды движения земной коры приводят к изменению ее первоначальной структуры и рельефа поверхности Земли.

В земной коре различают несколько геологических струк­тур, основные из которых – платформы и геосинклинали.

Платформа – основная тектоническая единица земной коры, подвергающаяся преимущественно колебательным движениям с относительно небольшой амплитудой и потерявшая в связи с этим способность к резкому изменению своей первоначальной структуры. В строении платформы различают два этажа. Нижний этаж сложен сильно нарушенными метаморфизованными древними (докембрийскими) породами, а верхний – бо­лее молодыми (послекембрийскими) осадочными горными по­родами.

Как уже отмечалось, колебательные движения могут при­вести к образованию в осадочном покрове антеклизов, синекилизов и локальных структур.

Г е о с и н к л и н а л ь — наиболее подвижный участок зем­ной коры, сложенный мощными толщами (до нескольких ты­сяч метров) осадочных горных пород. В развитии геосинкли­нали различают две стадии:

I) геосинклиналь представляет собой преимущественно морской бассейн с интенсивно проги­бающимся дном, на котором накапливаются мощные толщи осадочных пород и вулканических лав;

2) геосинклиналь вслед­ствие интенсивного поднятия земной коры превращается в складчатую систему, а затем и в горы (например, Урал, Крым, Карпаты). Геосинклинали существуют и развиваются и в наше время. В качестве примера развивающейся геосинкли­нали можно привести часть Тихого океана с грядами Куриль­ских островов.

В начальный период развития нефтяной промышленности многие склонны были считать, что нефть в земной коре скапли­вается в пустотах больших размеров или в трещинах. Однако развитие бурения скважин позволило убедиться в правильности высказанной еще в шестидесятых годах 18 столетия идеи Д. И. Менделеева о том, что вместилищами жидкости и газа в земной коре являются осадочные горные породы с боль­шим числом мелких сообщающихся пустот.

Суммарный объем всех пустот в породе (пор, каверн, тре­щин) называют абсолютной или теоретической пористостью. Отношение суммарного объема пустот в по­роде ко всему объему породы – есть коэффициент пори­стости:

(1)

где V_П — суммарный объем всех пустот в породе; V — объем породы.

Насыщение пор нефтью, водой и газом и движение послед­них по поровым каналам зависят от размера пор. В поры боль­шого диаметра жидкость проникает легко; под влиянием силы тяжести она может перемещаться по норовым каналам на зна­чительные расстояния. Для проникновения жидкости в поры малого диаметра (капиллярные поры) требуются большие давления. Движение жидкости по поровым каналам в этом случае становится крайне затруднительным.

Способность породы пропускать при перепаде давления жидкость и газ называется проницаемостью. Суще­ствуют породы хорошо проницаемые и плохо проницаемые. Абсолютно непроницаемых пород нет.

Проницаемость не характеризует количественное содержа­ние жидкости в породе; она лишь определяет способность пе­редвижения по поровым каналам жидкости и газов.

При характеристике и оценке свойств горных пород часто смешивают и даже отождествляют два совершенно различных понятий — проницаемость и пористость. Следует пом­нить, что пористость характеризует объем пустот в породе, а проницаемость — способность проникновения жидкости или газа через породу.

К хорошо проницаемым породам относятся пески, рыхлые песчаники, кавернозные и трещиноватые известняки; к плохо проницаемым породам —глины, гипсы, ангидриты, сланцы, гли­нистые известняки, песчаники и конгломераты с глинистым це­ментом. Выше отмечалось, что в порах некоторой части оса­дочных горных пород может содержаться большое количество воды, нефти и газа.

Пористые и трещиноватые горные породы, проницаемые для жидкостей и газа и способные быть их вместилищем, назы­ваются коллекторами.

В недрах земной коры вместилищем для воды, нефти и газа служит коллектор, кровлю и подошву которого составляют пласты, сложенные плохо проницаемыми породами. Такой кол­лектор называют природным резервуаром.

В земной коре существуют природные резервуары различ­ных типов. Чаще всего природные резервуары пред­ставляют собой пласт, заключенный между плохо проницае­мыми породами. Например, пласт песка между пластами глины.

Если мощную толщу проницаемых пород, которая состоит из нескольких пластов, не отделенных плохо проницаемыми породами, покрывают и подстилают плохо проницаемые по­роды, то такой природный резервуар называется массивным. Примером массивного природного резервуара может служить мощная толща трещиноватых известняков, ограниченная в кровле и подошве глинистыми пластами.

В земной коре встречаются природные литологически ограниченные резервуары, в которых проницаемая порода окружена со всех сторон плохо проницаемой породой.

Л о в у ш к а - часть природного резервуара, в котором со временем устанавливается равновесное состояние воды, нефти и газа. Так как плотность газа наименьший, он скапливается в верхней части ловушки. Ниже газа располагается нефть. Вода, как более тяжелая жидкость, скапливается в нижней части ловушки.

В природе существуют самые разнообразные виды лову­шек. Наиболее распространены сводовые и экранированные: ловушки (рис.2).

Рисунок 2.

Сводовые ловушки образуются в антиклинальных складках, если в кровле и подошве последних располагаются плохо проницаемые породы. В этом случае нефть и газ всплы­вают над водой, содержащейся в проницаемом пласте, попа­дают в свод антиклинали и оказываются в ловушке (рис. 2, а). В такой ловушке препятствием (экраном) для миграции нефти и газа является плохо проницаемая кровля в сводовой части антиклинальной складки.

Однако для образования лопушки совсем не обязательно, чтобы проницаемый пласт имел форму антиклинальной складки. Ловушка может образоваться и тогда, когда хорошо проницаемая порода на некотором протяжении ограничена плохо проницаемой породой. Ловушки подобного вида назы­вают литологически экранированными (рис. 2. б).

Ловушки могут образоваться и в местах контакта по тре­щине пористого пласта и плохо проницаемой породы. Ловушка такого типа называется тектонически экранирован­ной. Как видно из рис. 2. в, нефть и газ, скопившиеся в при­поднятой части пористого пласта, оказались в ловушке, так как их миграция в плохо проницаемые породы практически невозможна.

Встречаются в природе и так называемые стратигра­фически экранированные ловушки (рис. 2.г). В этом случае нефть и газ, находящиеся в наклонно залегаю­щем пористом пласте, контактируют с горизонтально залегаю­щими, плохо проницаемыми породами, которые служат экра­ном для нефти и газа.

В ловушке любой формы при благоприятных условиях мо­жет скопиться значительное количество нефти и газа. Такая ловушка называется залежью. Форма и размер залежи обу­словливаются формой и размером ловушки.

Существование в земной коре двух основных геологических структур —геосинклиналей и платформ — предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса:

I класс — месторождения, сформировавшиеся в геосинкли­нальных (складчатых) областях;

II класс — месторождения, сформировавшиеся в платфор­менных областях.

Характерные представители I класса — месторождения Се­верного Кавказа и юго-восточной части Кавказского хребта, а также Крыма, Восточных Карпат, Туркмении, Ферганы, Уз­бекистана, Таджикистана и о. Сахалина. Все месторождения нефти и газа, расположенные между Волгой и Уралом, в Запад­ной Сибири, относятся к месторождениям II класса,

Осн.: 1. [12-29], 3. [9-27]

Доп.: 5. [27-32]

Контрольные вопросы:

1. В каких горных породах могут находиться углеводороды?

2. Чем отличается пористость от проницаемости?

3. Чем отличается коллектор от резервуара?

4. Какие типы резервуаров встречаются в природе?

5. Что такое ловушка?

6. Что такое месторождение нефти и газа?

7. Какие классы месторождений бывают?

Тема № 2. Физические свойства нефти и газа.

Лекция №2. Нефть, её состав и основные свойства. Газ, его состав и основные свойства. Этапы поисково-разведочных работ

По химическому составу нефть — сложное соединение углерода и водорода. Такие соединения называются углеводоро­дами. Известно огромное количество различных по своим свойствам углеводородов, отличающихся друг от друга числом атомов углерода и водорода в молекуле и характером их сцепления.

Кроме углерода и водорода, в нефтях содержатся в небольших количествах кислород, азот и сера, в ничтожных коли­чествах в виде следов — хлор, фосфор, йод и другие химиче­ские элементы.

В нефтях встречаются следующие группы углеводородов:

1. метановыс (парафиновые);

2. нафтеновые;

3. ароматические.

Наиболее распространены в природных условиях углеводо­роды метанового ряда: метан СН₄, этан С₂Н₆, пропан С₃Н₈ и др. Эти углеводороды называют также предельными или насыщен­ными, что подчеркивает их небольшую химическую активность, а также плохую способность вступать в соединение с атомами других веществ,

Углеводороды от метана до бутана (С₄Н₁₀) включительно при атмосферном давлении находятся в газообразном состоя­нии. Из них состоит нефтяной газ. Углеводородные соедине­ния, содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (С₅Н₁₂ – С₁₇Н₃₆), — жидкие вещества. Эти соединения входят в состав нефти.

Углеводороды, в молекулах которых имеется свыше 17 ато­мов углерода, относятся к твердым веществам. Это парафины и церезины, содержащиеся в тех или иных количествах во всех нефтях.

Физические свойства и качественная характеристика нефтей и нефтяных газов зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или смежных групп.

Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти большого количества смолистых и парафиновых соединений и делает ее малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующего транспортирования.

Товарные качества и фракционный состав нефтей опреде­ляют путем лабораторной разгонки их. Разгонка нефти осно­вана на том, что каждый углеводород, входящий в ее состав, имеет свою определенную точку кипения. Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. Например, у пентана (С₅Н₁₂) точка кипения равна 36 ⁰С, у гексана (С₆Н₁₄) – 69 ⁰С. У тя­желых углеводородов точки кипения более высокие до 300 ⁰С и выше. Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, ха­рактеризует фракционный состав нефти.

Первичная характеристика нефти на промысле определя­ется по ее плотности, которая колеблется от 760 до 980 кг/м³. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м³ наиболее цеп­ные, так как содержат больше бензиновых и масляных 'фракций,

Одно из основных физических свойств любой жидкости, в том числе и нефти, — вязкость (или внутреннее трение), т. е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемеще­нию ее частиц при движении. Чем больше вязкость жидкости, тем больше сопротивление при ее движении.

Нефти обладают самой различной вязкостью, в несколько раз превышающей вязкость воды. С повышением температуры вязкость любой жидкости (в том числе и нефти) резко умень­шается. Например, при повышении температуры многих нефтей от 10 до 30°С уменьшается их вязкость в 2 раза. Поэтому во время перекачки вязких нефтей и мазутов их обычно подогревают.

Как уже отмечалось, температура в земной коре увеличи­вается с глубиной. Поэтому и вязкость нефти в нефтяных пла­стах всегда меньше, чем на поверхности. С точки зрения добычи нефти это весьма благоприятный фактор, так как чем меньше ее вязкость, тем меньше расход энергии на добычу каждой тонны нефти.

Физические свойства нефти в пластовых условиях значи­тельно отличаются от свойств дегазированной нефти. Это объ­ясняется влиянием на пластовую нефть температуры, давления, и растворенного газа.

В условиях пластового давления в нефти всегда растворено определенное количество газа, достигающее иногда 300—400 м³ на 1 м³ нефти. Растворенный газ резко снижает плотность и вязкость нефти и увеличивает ее сжимаемость и объем.

Физические характеристики нефти в пластовых условиях не­обходимо знать при подсчете запасов нефти и газа, составле­нии технологических схем разработки нефтяных месторождений, выборе техники и технологии для извлечения нефти из пласта.

Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после ее дегазации, т. е. при «нормальных» условиях, носит название объемного коэффициента нефти:

. (1)

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м³ дегазированной нефти. Этот коэффициент всегда больше единицы. У некоторых нефтей он равен 3.

Горючие газы нефтяных и газовых месторождений по хими­ческой природе сходны с нефтью. Они, так же как и нефть, являются смесью различных углеводородов: метана, этана, пропана, бутана, пентана. Самый легкий из всех углеводоро­дов – метан; в газах, добываемых из нефтяных и газовых место­рождений, его содержится от 40 до 95% и более (по отноше­нию ко всему количеству газа).

Отдельные углеводороды, входящие в состав нефтяных га­зов, отличаются друг от друга физическими свойствами. Это, естественно, отражается и на физических свойствах нефтяного газа. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов (ме­тана и этана), тем легче этот газ и меньше его теплота сгора­ния. В тяжелых нефтяных газах, наоборот, содержание метана и этана незначительно.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых (от пропана и выше) углеводородов газы разде­ляются на две группы — сухие и жирные.

Сухой газ — естественный газ, в котором не содержатся тяжелые углеводороды или содержание их незначительно.

Жирный газ — газ, в котором тяжелые углеводороды содер­жатся в таких количествах, когда можно получать сжиженные газы или газовые бензины.

На практике сухим считается такой газ, в 1 м³ которого содержится меньше 60 г газового бензина; и жирным, если в 1 м³ содержится 60—70 г газового бензина.

Более жирные газы сопутствуют обычно легким нефтям. С тяжелыми нефтями, наоборот, добывают по преимуществу сухой газ, состоящий главным образом из метана.

Нефтяные газы содержат кроме углеводородов в незначи­тельных количествах углекислый газ, азот, сероводород, ге­лий и т. п.

Одним из основных физических параметров нефтяного газа является его плотность, которая колеблется от 0,72 у ме­тана до 3,2 кг/м³ у пентана.

Природные газы газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождений состоят в основном из углеводородов гомологического ряда метана ( ) и неуглеводородных компонентов: азота ( ), углекислого газа ( ), сероводорода ( ), редких газов: гелия, аргона, крептона ( ), паров ртути ( ).

Основу природных газов составляет метан ( ). В значительно меньших количествах содержатся более тяжелые углеводороды: этан, пропан, бутан, пентан и др. Каждая залежь характеризуется своим составом газа, даже в пределах залежи он может изменяться. Состав газа – важнейщая характеристика, определяющая пути дальнейщего использования его отдельных компонентов.

Рассмотрим основные свойства природных газов, которые необходимо знать как на стадии разведки, так и при разработке месторождений.

Теплота сгорания – количество тепла, выделяющегося при полном сгорании единицы объема газа в определенных условиях.

Чем тяжелей компонент, тем выше его объемная теплота сгорания. Объемная теплота сгорания метана составляет 37,2 , а бутана – уже 123,4 .

Взрываемость. Природный газ при соединении с кислородом и воздухом отличается повышенной взрывоопасностью. Пределы взрываемости метана в воздухе составляет при его объемной доле 5,35 – 14,9 %. Сероводород заметно расширяет пределы взрываемости природного газа.

Тема № 3 Этапы и виды геологоразведочных работ

Лекция №3 Общая геологическая съемка, детальная структурная геологическая съемка, геофизические и геохимические методы разведки

Поисково-разведочные работы осуществляются в целях от­крытия нефтяного или газового месторождения, определения его запасов и составления проекта разработки.

Комплекс поисково-разведочных работ включает:

• полевые геологические;

• геофизические;

• геохимические работы с после­дующим бурением скважин, позволяющим проводить разведку месторождения,

Поисковые работы делятся на несколько последовательных этапов.

На первом этапе, называемом общей геологической съемкой, составляется геологическая карта местности. Гор­ных выработок на этом этапе не делают, а проводят лишь ра­боты по расчистке местности для обнажения коренных пород. Общая геологическая съемка позволяет получить некоторое представление о геологическом строении современных отложе­ний на изучаемой площади. Характер залегания пород, покры­тых современными отложениями, остается неизученным.

На втором этапе, называемом детальной структурной геологической съемкой, бурят картировочные и струк­турные скважины для изучения геологического строения пло­щади. Картировочные скважины бурят глубиной от 20 до 300 м для определения мощности наносов и современных отло­жений, а также для установления формы залегания слоев, сло­женных коренными породами.

По результатам общей геологической съемки и картировочного бурения строят геологическую карту, на которой услов­ными обозначениями изображается распространение пород раз­личного возраста. Для более полного представления об изу­чаемой площади геологическая карта дополняется сводным стратиграфическим разрезом отложений и геологическими про­филями.

Сводный стратиграфический разрез, вычерчи­ваемый в виде колонки пород, должен содержать подробную ха­рактеристику пород, слагающих изучаемый район.

Геологические профили строятся вкрест простирания пород для изображения геологического строения участка в вертикаль­ных плоскостях.

Для детального выяснения характера залегания пластов или, как говорят, для изучения их структурной формы в до­полнение к геологической карте строят структурную карту по данным специально пробуренных структурных скважин. Структурная карта отражает поверхность интересуемого нас пласта и дает представление о форме изгиба пласта при помощи горизонталей.

На втором этапе поисковых работ, кроме описанных геоло­гических исследований, применяют геофизические и геохимиче­ские методы, позволяющие более детально изучить строение недр и более обоснованно выделить площади, перспективные для глубокого бурения с целью поисков залежей нефти и газа.

После осуществления комплекса геофизических и геохими­ческих исследований приступают к третьему этапу поисковых работ — глубокому бурению поисковых скважин.

Успешность поисковых работ на третьем этапе в значитель­ной степени зависит от качества работ, проведенных во втором этапе.

В случае получения из поисковой скважины нефти и газа заканчиваются поисковые работы, и начинается детальная раз­ведка открытого нефтяного или газового месторождения. На площади одновременно бурят так называемые оконтуривающие, оценочные и контрольно-исследовательские глубокие скважины для установления размера (или контура) залежи и контроля за ходом разведки месторождения.

После бурения необходимого числа глубоких скважин для разведки месторождения период поисково-разведочных работ заканчивается н начинается период бурения эксплуатационных скважин внутри контура нефтеносности (или газоносности), через которые будет осуществляться добыча нефти или газа из недр Земли.

Таким образом, успех поисково-разведочных работ в значи­тельной степени зависит от геофизических и геохимических ме­тодов поисков нефти и газа. Эти методы достигли в настоящее время такого уровня развития, что в ряде случаев они позво­ляют полностью или частично отказаться от бурения структур­ных скважин.

Геофизические и геохимические методы разведки

Существуют различные геофизические методы разведки, из которых наиболее распространены сейсморазведка и электро­разведка.

Сейсмическая разведка основана на использовании законо­мерностей распространения упругих волн в земной коре, искус­ственно создаваемых в ней путем взрывов в неглубоких сква­жинах. Сейсмические волны распространяются по поверхности земли и в ее недрах. Некоторая часть энергии этих волн, дойдя до поверхности плотных пород, отразится от нее и возвратится на поверхность земли . Отраженные волны регистри­руются специальными приборами, называемыми сейсмографами. По времени прихода отраженной волны к сейсмографу и рас­стоянию от места взрыва судят об условиях залегания пород.

Электрическая разведка основана на способности пород про­пускать электрический ток, т. е. на их электропроводности. Известно, что некоторые горные породы (граниты, известняки, песчаники, насыщенные соленой минерализованной водой) хо­рошо проводят электрический ток, а другие (глины, песчаники, насыщенные нефтью) практически не обладают электропровод­ностью. Естественно, что породы, имеющие плохую электропро­водность, обладают высоким сопротивлением. Зная сопротивле­ние различных горных пород, можно по характеру распределе­ния электрического поля определить последовательность и условия их залегания.

Применение геофизических методов позволяет выявить струк­туры, благоприятные для образования ловушек нефти и газа. Однако содержать нефть и газ могут далеко не все выявленные структуры. Выделить из общего числа обнаруженных структур наиболее перспективные без бурения скважин помогают геохимические методы исследования недр, основанные на прове­дении газовой и бактериологической съемок.

Газовая съемка основана на диффузии углеводородов, из которых состоит нефть. Каждая нефтяная и газовая залежь выделяет поток углеводородов, проникающих (диффундирую­щих) через любые породы. При помощи специальных приборов геохимики определяют содержание углеводородов в воздухе на исследуемой площади. Над залежью нефти и газа приборы показывают обычно повышенное содержание углеводородов. Результаты газовой съемки упрощают выбор участка для де­тальной разведки бурением.

Бактериологическая съемка основана на поиске бактерий, содержащихся в углеводородах. Анализ почв на изучаемой площади позволяет обнаружить места скопления этих бактерий, следовательно, и углеводородов. В результате бактериологиче­ского анализа почв составляется карта расположения предпо­лагаемых залежей.

Таким образом, результаты газовой и бактериологической съемок взаимно дополняют друг друга, что обеспечивает реаль­ность планирования буровых работ на исследуемой площади.

Как видно из лекции поиски и разведка место­рождений нефти и газа основаны на комплексном исследова­нии недр геологоструктурным картированием, а также геофизи­ческими и геохимическими методами.

Осн.: 1. [32-43], 2. [12-16]

Доп: 5. [12-26]

Контрольные вопросы:

1. Какие вещества входят в состав нефти?

2. Перечислите основные свойства нефти?

3. Где больше вязкость нефти – в пласте или на поверхности земли?

4. Что такое объёмный коэффициент нефти?

5. Для чего нужен объёмный коэффициент нефти?

6. Где больше плотность нефти – в пласте или на поверхности земли?

7. В чём различие между сухим и жирным газом?

8. Какой самый распространённый в природе газ?

9. Насколько этапов делятся поисковые работы?

10. Какие методы разведки входят в геофизические методы разведки?

11. Какие методы исследования входят в геохимические методы разведки?

Тема №4. Бурение нефтяных и газовых скважин.

Лекции №4. Понятие о скважине. Понятия о конструкции скважины и буровой установки. Способы бурения нефтяных и газовых скважин. Буровые долота.

Скважина – горная выработка (вертикальная или нак­лонная) круглого сечения глубиной от нескольких метров до нескольких километров и диаметром свыше 75 мм, сооружаемая в толще горных пород.

Элементы скважины: устье – выход на поверхность; забой – дно; ствол или стенка – боковая поверхность. Расстояние от устья до забоя по оси ствола –длина скважины, а по проекции оси на вертикаль – ее глубина.

Скважины бурят, как правило, с уменьшением диаметра от интервала к интервалу. Начальный диаметр обычно не пре­вышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 75 мм.

Углубление скважин осуществляется путем разрушения по­роды по всей площади забоя (сплошное бурение) или по его периферийной части (колонковое бурение). В последнем случае в центре скважины остается керн (цилиндрический стол­бик породы), который периодически поднимают на поверхность для изучения пройденного разреза пород,

Скважины бурят на суше и на море при помощи специаль­ных буровых установок.

Как правило, верхние участки разреза скважины представ­лены современными отложениями, легко размывающимися в процессе бурения циркулирующим потоком жидкости, поэтому бурить скважину начинают только после того, как пред­примут соответствующие меры против размывания- породы под основанием буровой. Для этого до бурения скважины сооружают шурф до устойчивых пород (4—8 м) и в него спу­скают трубу с вырезанным окном в ее верхней части. Прост­ранство между трубой и стенкой шурфа заполняют бутовым камнем и цементным раствором. В результате устье, скважины несколько укрепляется. К окну в трубе приваривают короткий металлический желоб, по которому в процессе бурения скважины промывочная жидкость направляется в желобную си­стему и к очистительным механизмам. Трубу, установленную в шурфе, называют направлением.

После установки направления и проведения ряда других работ (контрольный осмотр оборудования, монтаж и наладка приборов, оснастка полиспастной системы, бурение шурфа под ведущую трубу) составляют акт о готовности смонтированной буровой и приступают к бурению скважины.

Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и каверноз­ные породы, осложняющие процесс бурения (обычно 50- 400м) перекрывают и изолируют эти горизонты, для чего в скважину спускают обсадную колонну, состоящую из свинченных сталь­ных труб, а ее затрубное пространство цементируют. Первая обсадная колонна получила название кондуктор.

После спуска кондуктора не всегда удается пробурить сква­жину до проектной глубины из-за прохождения новых ослож­няющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия про­дуктивных пластов, не подлежащих эксплуатации данной сква­жиной. В таких случаях возникает потребность в спуске и последующем цементировании второй обсадной колонны, на­зываемой промежуточной.

При дальнейшем углублении скважины вновь могут встре­титься горизонты, подлежащие изоляции. Тогда спускают и цементируют третью обсадную колонну, называемую второй промежуточной колонной. В этом случае ранее спущенная об­садная колонна будет называться первой промежуточной колонной. В осложненных условиях бурения таких промежуточ­ных колонн может быть три и даже четыре.

Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну, предназна­ченную для подъема нефти или газа от забоя к устью сква­жины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт в целях поддержания давления в нем.

После спуска и цементирования эксплуатационной колонны проверяют качество цементного кольца, образовавшегося в затрубном пространстве, и все обсадные колонны на устье сква­жины обвязывают друг с другом, применяя специальное обо­рудование.

Расположение обсадных колонн с указанием их диаметров, глубины перехода с большего диаметра скважины на меньший, глубины спуска обсадных колонн и интервалов их цементиро­вания составляет понятие о конструкции скважины.

Если в скважину, кроме направления и кондуктора, спу­скают только эксплуатационную колонну, конструкцию назы­вают одноколонной. Если в скважину, кроме направления и кондуктора, спускают промежуточные и эксплуатационные колонны, то конструкцию называют двухколонной (при одной промежуточной колонне) или трехколонной (при двух промежуточных колоннах).

В деле упрощения и облегчения конструкций скважины по­ложительную роль сыграло внедрение вращательного способа бурения. Если при ударном способе бурения в скважину спускали большое число концентрически располагающихся обсадных колонн (иногда до 10—12), то вращательный способ бурения позволил ограничиться спуском только двух-четырех обсадных колонн. Объясня­ется это тем, что при ударном способе бу­рения, характеризующемся отсутствием выноса выбуренной породы промывочной жидкостью, обсадные колонны спускали в целях сохранения ствола скважины через каждые 50—150 м проходки. Вынос выбуренной породы на поверх­ность циркулирующим потоком промывоч­ной жидкости и создание давления столба жидкости на стенку скважины при вращательном бурении создали условия для увеличения интервала бурения без закрепления ствола скважины обсадной колонной.

После пуска скважины в эксплуатацию буровое и энерге­тическое оборудование демонтируют и переводят на вновь строящуюся буровую.

Всем процессом бурения скважины руководит квалифици­рованный специалист — буровой мастер. На буровой кругло­суточно работает буровая бригада, состоящая из сменяющих друг друга трех основных вахт и одной дополнительной вахты, подменяющей основные в выходные дни. Каждая вахта состоит из 4 человек.

Способы бурения скважин классифицируются по характеру воздействия на горные породы: механическое, термическое, физико-химическое, электрическое и т. д. Однако промышленное применение находят только способы бурения, обеспечивающие механическое разрушение горной породы. Другие же способы бурения пока еще не вышли из стадии экспериментальной раз­работки.

Способы бурения скважин, связанные с механическим воз­действием на горную породу, осуществляются либо с использо­ванием мускульной силы человека (ручное бурение), либо с применением двигателей (механическое бурение).

Ручное бурение применяют в основном при инженерно-геологических исследованиях и при решении проблем водо­снабжения, когда бурят скважины небольшого диаметра (100–200 мм) на незначительную глубину (до 20–30 м).

Наиболее распространены два вида механического бурения с использованием энергии двигателей – ударное и враща­тельное.

Ударный способ используют при проходке скважин для добычи воды, а также в угольной и горнорудной промышленности (вентиляционные стволы и т. д.);

При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под воздействием нагрузки долото внед­ряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалы­вает, дробит и истирает ее.

Существуют два способа бурения – роторный и с примене­нием забойных двигателей турбобура или электробура.

При роторном бурении (рис. 1) мощность от дви­гателей 11 передается через лебедку к ротору 4 – вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки 19. Ротор вращает бурильную колонну с долотом 1. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы 5 и привинчен­ных к ней с помощью переводника 3 бурильных труб 2.

При бурении с забойным двигателем долото 1 привинчено к валу, а бурильная колонна к корпусу двигателя 18. При работе двигателя вращаются его вал и долото, а бурильная колонна, как правило, ротором во вращение не при­водится.

Установка для бурения скважин роторным и турбинным способами

и при помощи электробура

Рисунок 1.

1 – долото; 2 – бурильные трубы; 3 – переводник; 4 – ротор; 5 – ведущая труба; 6 – вертлюг;

7 – крюк; 8 – талевый блок; 9 – талевый канат; 10 – лебедка; 11 – двигатели лебедки и ротора; 12 – буровой насос; 13 – двигатель насоса; 14 – приемная емкость; 15 – желоба;

16 – нагнетательный трубопровод; 17 – буровой шланг; 18 – забойный двигатель (при роторном бурении не применяется); 19 – вышка; 20 – обсадные трубы; 21 – цементная оболочка вокруг обсадных труб; 22 – шахтное направление

Следовательно, при роторном бурении углубление долота в породу происходит при перемещающейся вдоль оси скважины вращающейся бурильной колонны, а при бурении с забойным двигателем — невращающейся бурильной колонны.

Характерная особенность вращательного бурения — про­мывка скважины водой или специально приготовленной жид­костью в течение всего времени работы долота на забое. Для этого с помощью двух (реже одного или трех) буровых насо­сов 12, приводящихся в работу от двигателей 13. нагнетается промывочная жидкость по трубопроводу 16 в стояк-трубу, уста­новленный в правом углу вышки 19, далее в гибкий буровой шланг 17, вертлюг 6 и бурильную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через отверстия, имеющиеся в нем, и по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в же­лобах 15 и в очистительных механизмах (на рисунке не пока­заны) промывочная жидкость очищается от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости 14 буровых насосов и вновь закачивается в скважину.

По мере углубления скважины бурильная колонна, подве­шенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока (на рисунке не показан), талевого блока 8, крюка 7 и талевого ка­ната 9, подается в скважину. Когда ведущая труба 5 войдет в ротор 4 на всю длину, включают лебедку, поднимают буриль­ную колонну на длину ведущей трубы и подвешивают буриль­ную колонну с помощью элеватора или клиньев на стволе ро­тора. Затем отвинчивают ведущую трубу 5 вместе с вертлюгом 6 и спускают ее в обсадную трубу, установленную заранее в слегка наклонную скважину (шурф) длиной, равной длине ве­дущей трубы. Скважина эта бурится заранее в правом углу вышки, примерно посредине расстояния от центра до ее ноги. После этого бурильную колонну удлиняют (наращивают) пу­тем привинчивания к ней так называемой двухтрубки (двух свинченных труб или одной трубы длиной около 12 м), сни­мают ее с элеватора или клиньев, спускают в скважину на длину двухтрубки, подвешивают с помощью элеватора или клиньев на стол ротора, поднимают из шурфа ведущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бурильной колонне, освобож­дают бурильную колонну от клиньев или элеватора, доводят долото до забоя и продолжают бурение.

Для замены изношенного долота поднимают из скважины всю бурильную колонну, а затем вновь спускают ее. Спуско-подъемные работы ведут также с помощью полиспастной си­стемы. При вращении барабана лебедки талевый канат нави­вается на барабан или свивается с него, что и обеспечивает подъем или спуск талевого блока и крюка. К последнему с помощью штропов и элеватора подвешивают поднимаемую и спускаемую бурильную колонну.

При подъеме бурильную колонну развинчивают на секции, длина которых определяется высотой вышки (около 25 м при высоте вышки 41 м). Отвинченные секции, называемые све­чами, устанавливают в фонаре вышки на подсвечнике.

Спускают бурильную колонну в скважину в обратном по­рядке.

Следовательно, процесс работы долота на забое скважины прерывается наращиванием бурильной колонны и спуско-подъемными работами для замены изношенного долота.

Широко применяют два вида забойных двигателей — турбобур и электробур.

При бурении с турбобуром вращение вала турбобура проис­ходит за счет преобразования гидравлической энергии потока промывочной жидкости по бурильной колонне, поступающей в турбобур, в механическую энергию на валу турбобура, с ко­торым жестко соединено долото.

При бурении с электробуром энергия к его двигателю по­дается по кабелю, секции которого укреплены концентрично внутри бурильной колонны.