Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Основы технологии нефтегазодобычи. Учебное пособие
.pdf
формирования месторождений. Современный объем геологической
информации выводит наши знания в зоны контакта осадочной толщи и
фундамента и за пределы осадочной толщи в более глубокие зоны земной
коры. Эти знания свидетельствуют о существовании «подводящих
каналов» и многочисленных следов воздействия глубинных растворов на
осадочные породы, что дает более полную картину вклада глубинных
флюидов в ресурсную базу седиментационных бассейнов. Поэтому в
нефтяной геологии набирают все большую популярность теории
глубинного или неорганического происхождения нефти.
Такое развитие представлений достаточно логично. Хорошо
знакомый старый термин «месторождение нефти и газа» фактически
предполагает совмещение «места рождения» и существующего скопления,
т. е. отрицает миграцию. Термин возник, когда миграция никого не
интересовала. В этом отношении более корректны термины «залежь» или
американский термин «olfield» – «нефтяное поле». На современном этапе
определение характера и масштабов миграции углеводородов является
ключевым для решения вопросов «о месте рождения» нефти и газа и тех
процессах, которые сопровождают их миграцию до формирования
залежей.
Интересными являются установленные факты и предложения, что в
главной зоне нефтеобразования во многих случаях практически
отсутствуют собственно месторождения углеводородов. В связи с этим
основная зона нефтегазонакопления, с которой связано 95 % разведанных
запасов нефти и 88 % запасов газа, располагается на глубинах до 3 км.
Маловероятно, чтобы в столь широком интервале разреза отсутствовали
структурные (наличие «ловушек») и литологические (наличие
флюидоупоров) условия, необходимые для формирования скопления УВ.
Углеводороды представляют собой химические соединения углерода
и водорода. Они бывают парафиновые, нафтеновые и ароматические.
21
Парафиновые углеводороды (метан, этан, пропан и т. д.) имеют
химическую формулу С
n Н2n +2
(n – число атомов углерода). При n от 1 до 4
парафиновые углеводороды являются газами, при n от 5 до 15 –
жидкостями при n=16 – при обычных температурах твердыми веществами.
Твердые углеводороды метанового ряда называют парафинами.
Температура их плавления составляет в основном 52...62° С. В пластовых
условиях парафины находятся в растворенном состоянии. Однако при
снижении температуры, давления и выделении растворенного газа
парафин выделяется из нефти в виде кристаллов, создавая тем самым
проблемы для ее фильтрации в пласте и движения в трубопроводах. В
зависимости от строения и количества жидких парафиновых
углеводородов в нефтях свойства получаемых из них нефтепродуктов
могут различаться довольно существенно.
Нафтеновые углеводороды (цикланы) имеют химическую формулу
СnН2n. В отличие от парафиновых углеводородов они имеют циклическое
строение. Нафтеновые углеводороды присутствуют во всех фракциях
нефтей. Они – важнейший компонент моторных топлив и смазочных масел
(улучшают эксплуатационные свойства бензинов, уменьшают зависимость
вязкости масел от температуры), а также сырье для получения
ароматических углеводородов.
Ароматические углеводороды (арены) имеют химическую формулу
СnН
(при n=6). Циклическое строение ароматических углеводородов в
2n
отличие от нафтеновых характеризуется наличием двойных связей. Они
также встречаются во всех фракциях, обладают хорошей растворяющей
способностью по отношению к органическим веществам, но
высокотоксичны.
Кроме углеводородов, в нефти содержатся кислородные, сернистые и
азотистые соединения. К числу основных кислородных соединений,
содержащихся в нефтях, относятся нафтеновые кислоты и
22
асфальтосмолистые вещества. Нафтеновые кислоты вызывают коррозию
металлов. Асфальтосмолистые вещества – это сложные
высокомолекулярные соединения, содержащие кроме углерода и водорода
кислород (до 2 %), серу (до 7 %) и азот (до 1 %). При обычных
температурах они представляют собой малотекучее или твердое вещество
с плотностью, превышающей плотность воды. Часть асфальтосмолистых
веществ, растворимая в бензине, называется смолой, а нерастворимая –
асфальтом.
Все эти факты активизируют дискуссии о происхождении нефти и
формируются непримиримые школы сторонников и противников
органического происхождения нефти.
Контрольные вопросы:
1. Происхождение нефти и газа.
2. Органическая теория происхождения нефти.
3. Неорганическая теория происхождения нефти.
4. Происхождение горючего газа.
5. Физические свойства нефти: плотность, вязкость, молекулярная
масса.
6. Химический состав нефти: фракционный состав, элементарный
состав нефти, углеводородный состав.
7. Неуглеводородные соединения: кислородсодержащие соединения,
азотистые соединения, сернистые соединения.
8. Природные газы и их свойства.
9. Методы оценки качества нефтей.
10. Что такое «миграция» углеводородов?
23
Глава 3. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА
Нефть находится в недрах в виде скоплений различного объёма от
нескольких м
3
до нескольких десятков млрд м
3
. Практический интерес
имеют залежи нефти, представляющие её скопления с массой от
нескольких тысяч тонн и больше, находящиеся в пористых и
проницаемых породах-коллекторах. Различают 3 основных типа
коллекторов: межгранулярные (главным образом песчаные и
алевритовые породы), кавернозные (например, карстово-кавернозные,
рифогенные и другие известняки) и трещинные (карбонатные,
кремнистые и другие трещиноватые породы). Залежь обычно
располагается под слабопроницаемыми породами, слагающими
покрышку.
Каждая залежь нефти находится в ловушке, задержавшей
мигрировавшие нефть и газ и сохранявшей их в течение длительного
времени. Можно выделить 3 основных типа ловушек: замкнутые,
полузамкнутые и незамкнутые. Первые 2 типа связаны с первичным
выклиниванием (стратиграфическое несогласие, тектоническое
экранирование) коллекторов и поэтому именуются ловушками
выклинивания. Незамкнутые ловушки являются гидравлическими –
в них газ и нефть удерживаются в сводовой части антиклинального
перегиба слоев или выступа подземного рельефа (например,
захороненного рифа). Наиболее приподнятую часть ловушки
иногда занимает газ («газовая шапка»); в этом случае залежь
называется газонефтяной; под нефтью располагается вода. Нефть
залегает на разных глубинах, вплоть до 6-7 км, однако на глубине 4,5-5
км нефтяные залежи всё чаще сменяются газовыми и
газоконденсатными. Максимальное число залежей нефти располагается
в интервале 1,5-3 км.
24
Нефтегазоносные бассейны, области,
районы, месторождения
Обязательным условием нефтеобразования является
существование крупных осадочных бассейнов, в процессе развития
которых осадки (породы), содержащие углеродистое органическое
вещество, могли при опускании достичь зоны, где осуществляется
главная фаза нефтеобразования. Выделение осадочных бассейнов,
являющихся родиной нефти, имеет большое значение при
нефтегазогеологическом районировании территорий и акваторий. Такие
бассейны сильно варьируют по размерам – от нескольких тысяч до
нескольких миллионов квадратных километров, однако около 80 % их
имеют площадь от 10 тыс. до 500 тыс. км2. Всего в современном
структурном плане Земли насчитывается (если исключить небольшие,
преимущественно межгорные) около 350 таких бассейнов.
Промышленная нефтегазоносность установлена в 140 бассейнах;
остальные являются перспективными. По тектоническому строению
среди осадочных бассейнов различают внутриплатформенные (около
30 %), внутрискладчатые (около 35 %), складчато-платформенные, или
краевых прогибов (около 15 %), периокеанические платформенные
(около 15 %) и др. К кайнозойским отложениям приурочено около 25 %
всех известных запасов нефти, к мезозойским – 55 %, к палеозойским –
20 %. В пределах нефтегазоносных бассейнов выделяют
нефтегазоносные области, районы и (или) зоны, характеризующиеся
общностью строения и автономией.
Месторождения нефти являются основной низшей единицей
районирования. Это участки земной коры площадью в десятки, сотни,
редко тысячи км
2
, имеющие одну или несколько залежей нефти в
ловушках. Большей частью это участки, где нефть собирается путём
боковой или вертикальной миграции из зон нефтеобразования.
25
В мире известно около 28 тыс. месторождений нефти (1973 г.); из
них 15-20 % – газонефтяные. Распределение месторождений по запасам
подчинено закону, близкому к логнормальному. На долю месторождений с
общими геологическими запасами каждого свыше 3 млн т (извлекаемые
запасы нефти обычно составляют около 1/4–1/2 геологических)
приходится лишь 1/6 всех месторождений; из них более 400 находятся в
прибрежных зонах моря. Около 85 % мировой добычи нефти дают 5 %
разрабатываемых месторождений; среди них в 1972 г. насчитывалось 27
гигантов с начальными извлекаемыми запасами каждого, превышающими
0,5 млрд т. Больше всего таких месторождений на Ближнем Востоке.
Только в двух из них – Гавар (Саудовская Аравия) и Бурган (Кувейт) –
сосредоточено более 15 % всех разведанных запасов нефти мира.
Месторождения нефти выявлены на всех континентах (кроме
Антарктиды) и на значительной площади прилегающих акваторий.
На территории бывшего СССР месторождения нефти были открыты
в XIX веке на Апшеронском полуострове (Бакинский нефтегазоносный
район), в районе Грозного, Краснодарском крае, на полуострове Челекен, в
Тимано-Печорской области и на острове Сахалин. Накануне и после
Великой Отечественной войны 1941–1945 гг. открыты и введены в
разработку месторождения в Волго-Уральской нефтегазоносной области,
позже выявлены месторождения в Западной Туркмении, в Казахстане
(Мангышлакский нефтегазоносный район), в Ставропольском крае, на
Украине и в Белоруссии. В 50-х–60-х гг. ХХ в. был открыт один из
крупнейших в мире Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн, в
пределах которого обнаружены значительные месторождения.
Разведка. Цель нефтеразведки – выявление, геолого-экономическая
оценка и подготовка к разработке промышленных залежей нефти и газа.
Нефтеразведка производится с помощью геологических, геофизических,
геохимических и буровых работ, выполняемых в рациональном сочетании и
последовательности.
26
Процесс геологоразведочных работ на нефть и газ подразделяется на
два этапа: поисковый и разведочный.
Поисковый этап включает три стадии: региональные геолого-
геофизические работы, подготовка площадей к глубокому поисковому
бурению и поиски месторождений. Разведочный этап завершается
подготовкой месторождения к разработке.
На первой стадии поискового этапа в бассейнах с неустановленной
нефтегазоносностью либо для изучения ещё слабо исследованных
тектонических зон или нижних структурных этажей в бассейнах с
установленной нефтегазоносностью проводятся региональные работы. Для
этого осуществляются геологическая, аэромагнитная и гравиметрическая
съёмки, геохимические исследования вод и пород, профильное
пересечение территории электро- и сейсморазведкой, бурение опорных и
параметрических скважин. В результате выявляются возможные
продуктивные комплексы отложений и нефтегазоносные зоны, даётся
количественная оценка прогноза нефтегазоносности и устанавливаются
первоочередные районы для дальнейших поисковых работ.
На второй стадии поисков производится более детальное изучение
нефтегазоносных зон путём структурно-геологической съёмки, детальной
гравиразведки, электроразведки, сейсморазведки и структурного бурения.
Составляются структурная и другие виды карт в масштабах 1: 100 000 –
1: 25 000. Детальное изучение строения площадей для подготовки их к
поисковому бурению производится сейсморазведкой и структурным
бурением. Преимущество отдаётся сейсмической разведке, которая
позволяет изучать строение недр на большую глубину. На этой стадии
уточняется оценка прогноза нефтегазоносности, а для структур,
расположенных в зонах с доказанной нефтегазоносностью,
подсчитываются перспективные запасы.
На третьей стадии поисков производится бурение поисковых
скважин с целью открытия месторождений. Поисковые скважины
27
закладываются в при сводовых частях антиклиналей, брахиантиклиналей,
куполов или в районах развития ловушек. Первые поисковые скважины
для изучения всей толщи осадочных пород, как правило, бурят на
максимальную глубину. Обычно первым разведывается верхний этаж,
затем – более глубокие. В результате поисков даются предварительная
оценка запасов вновь открытых месторождений и рекомендации по их
дальнейшей разведке.
Разведочный этап – завершающий в геологоразведочном процессе.
Основная цель этого этапа – подготовка месторождения к разработке. В
процессе разведки должны быть оконтурены залежи, определены
литология, состав, мощность, нефтегазонасыщенность, коллекторные
свойства продуктивных горизонтов, изучены изменения этих параметров
по площади, исследованы физико-химические свойства нефти, газа и воды,
установлена продуктивность скважин. Количество разведочных скважин и
расстояния между ними зависят от типа структуры, её размера и степени
неоднородности нефтегазоносных пород. При наличии нескольких
нефтегазоносных горизонтов разведочное бурение экономически
целесообразно вести по этажам. В этажи выделяются промышленные
объекты, отделённые друг от друга значительными глубинами. По
завершении разведочных работ подсчитываются промышленные запасы и
даются рекомендации о вводе месторождения в разработку.
Эффективность поиска нефтяных месторождений характеризуется
коэффициентом открытий, отношением числа продуктивных площадей
(структур) к общему числу разбурённых поисковым бурением площадей,
средним числом поисковых скважин, необходимым для открытия одного
нового месторождения. Основной показатель эффективности
геологоразведочных работ (поискового и разведочного этапов) – стоимость
разведки 1 т нефти (или 1 м
3
газа). Другие показатели эффективности:
прирост запасов на 1 м пробурённых поисковых и разведочных скважин
28
или на одну скважину и отношение количества продуктивных скважин к
общему числу законченных строительством скважин.
Контрольные вопросы:
1. Теории образования нефтяных залежей.
2. Мировые запасы нефти и газа.
3. Новые виды углеводородных ресурсов: сланцевые углеводороды,
битуминозные пески, газогидраты.
4. Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений;
этапы поисково-разведочных работ.
5. Какова цель нефтеразведки?
6. Какое обязательное условие нефтеобразования?
7. Что собой представляет залежь нефти?
29
Глава 4. РАЗМЕЩЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
Географическое и стратиграфическое распределение ресурсов
углеводородов отражает наиболее важные события в истории Земли. В
этом плане наибольший интерес представляют нефтегазовые системы, к
которым приурочены основные продуктивные формации.
Концентрация восстановленного углерода в осадочных бассейнах
определяется как особым периодом в истории Земли, благоприятным
для высокой биологической продуктивности, так и особыми
геотектоническими условиями, когда бассейны осадконакопления
получили восстановленные соединения углерода при дегазации
подстилающих их консолидированных плит и при разрушении
окружающих бассейны складчатых систем.
Каким бы ни был механизм образования углеводородов, для
формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо
выполнение ряда условий: наличие проницаемых горных пород
(коллекторов), непроницаемых горных пород, ограничивающих
перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек), а также пласта
особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в
тупике (ловушки).
Миграция нефти и газа – основное условие формирования их
скоплений. Миграция происходит в коллекторах вместе с пластовой
водой, которая обычно насыщает поровое пространство. При этом
нефть и газ либо растворены в воде, либо находятся в свободном
состоянии. Миграция происходит из области высоких давлений в
область относительно низких вдоль непроницаемых пород – покрышек.
Попав в ловушку, нефть, газ и вода под действием сил гравитации
расслаиваются: газ, как самый легкий, уходит вверх, вода, как самая
тяжелая, – вниз, нефть занимает промежуточное положение.
30
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]