геология нефти и газа методичка+ вопросы

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

При визуальном осмотре керна продуктивных горизонтов нефтяных месторождений можно увидеть примазки и включения нефти в порах и трещинах породы. На чисто газовых месторождениях керн из продуктивных толщ не отличается от образцов, взятых из вышеили нижележащих отложений. Их можно отличить лишь сразу после подъема из скважины по запаху бензина, который быстро улетучивается и через небольшой промежуток времени керн уже не несет каких-либо следов УВ. В связи с этим проходка скважин в газоносных районах должна быть под постоянным геологическим контролем и обязательно сопровождаться газовым каротажем.

Газоконденсатные залежи представляют собой скопления жирного газа и растворенных в нем более тяжелых УВ (С5 Н12 и выше).

51

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Концентрация их при большой высоте залежи увеличивается вниз по разрезу продуктивной толщи

Нефтегазоконденсатные залежи отличаются от предыдущих наличием в нижней части продуктивной толщи жидких УВ, представляющих собой легкую нефть, содержит скопление газа, подстилаемого нефтью (на всей площади или частично), геологические запасы которой не превышают половины суммарных запасов УВ залежи в целом. Газ, имеющий преобладающее значение, как правило, жирный, т.е. помимо метана содержит некоторое количество тяжелых УВ. В зависимости от типа резервуара и характера заполнения ловушки нефтяная часть может иметь вид либо нефтяной оторочки, либо нефтяной подушки.

Классификация залежей нефти и газа по их запасам Россия (2005г.)

Отличия между классификациями:

1.В США технически более доступное и совершенное оборудование для добычи нефти и газа, более низкий уровень добычи оказывается

52

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

рентабельным.

2.В РФ отмечается пренебрежительное отношение к мелким залежам,

погоня только за крупным экономическим или политическим эффектом Согласно западной классификации, запасы делятся на доказанные,

вероятные и возможные. При этом обеспеченность компаний считается только по доказанным запасам. Главный их критерий - подтвержденность не менее чем на 90%. Вполне естественным выглядит вопрос вопрос о том, как

"перевести" запасы из российской классификации в западную. Руководитель представительства компании tech input, inc в россии (она участвует совместно с крупнейшей фирмой miller & lents в аудите запасов нефти и газа российских компаний) александр френкель говорит: "компания miller & lents

провела анализ на основе данных, включающих 290 залежей 50 месторождений западной сибири, и он показал, что в группу доказанных (западная классификация) включаются от 95% до 100% суммы запасов категорий а, в и с1 (российская классификация). При этом из общей суммы запасов категории с1 доказанным соответствует примерно 70-75%. Эти данные являются усредненными, так как в отдельных случаях процент запасов категории c1,

соответствующих категории доказанных запасов, может быть не выше

30%". Необходимо отметить, что переоценку запасов крупнейших российских нефтяных компаний делали именно представители miller & lents. Согласно их данным, доказанные запасы нефти у "лукойла" составляют 2,3 млрд т (30 лет добычи, исходя из нынешнего уровня), у "сибнефти" более 600 млн т (25 лет добычи).

Западные коллеги российских нефтяников столь масштабных запасов не имеют. Они считают, что держать запасы более чем на 8-10 лет нерентабельно, так как ими нужно заниматься, вкладывая значительные средства в разработку. Российские компании уверены, что их ресурсы могут подождать и ничего с ними при этом не случится. Это произошло вследствие того, что в россии большую часть месторождений компании получили бесплатно. А в сша запасы стоят немалых денег.

53

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Разница в классификации запасов заключается еще и в том, что на западе производится их ежегодная переоценка в зависимости от цены нефти.

Прежде чем начать добывать нефть на том или ином месторождении,

нужно определить его структуру. Разведка позволяет выяснить, каковы геологические запасы нефти. После этого определяется их извлекаемая доля.

Поэтому в лицензиях, определяющих право пользования тем или иным месторождением,

учитывается так называемый коэффициент извлечения нефти (кин). По словам завотделом внии экономики минерального сырья и недропользования минприроды семена кимельмана, в

россии по большинству лицензий коэффициент извлечения нефти согласно документации составляет 0,3. Это означает, что извлекаемые запасы на месторождении составляют

30% от геологических. Соответственно, 70% нефти останется в земле.

Выдача лицензий с коэффициентом извлечения нефти, равным 0,3,

позволяет российским нефтяникам не особенно напрягаться, разрабатывая месторождения. Государство фактически разрешает им брать самую легкоизвлекаемую нефть. При этом во всем мире кин гораздо выше. По словам директора института геологии и разработки горючих ископаемых, в США и странах персидского залива коэффициент извлечения нефти составляет от

0,5 до 0,7. Причем традиционными способами разработки месторождений можно извлечь до 60% геологических запасов нефти. За счет применения методов повышения нефтеотдачи пластов этот показатель можно довести до 70%.

В США государственные органы строго следят за тем, чтобы компании извлекали из недр максимальное количество нефти. В России же эта проблема стоит очень остро. Чиновники Минприроды не могут даже точно отследить,

с каким коэффициентом извлечения нефти ведут разработку недр российские компании. Заместитель руководителя этого министерства Петр Садовник говорит, что средний кин в нашей стране составляет сегодня 0,23, а семен кимельман называет цифру 0,17-0,2.

При этом представители Минприроды жалуются, что компании вводят их в заблуждение, причем при помощи очень простой схемы. Они закрывают скважины на одних участках, но зато на других добывают нефть

54

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ускоренными темпами. В результате в среднем получается довольно приемлемая цифра. Для того чтобы определить, на каких лицензионных участках реально ведется добыча, представители мпр подчас прибегают к весьма экстравагантным методам. По словам семена кимельмана, чтобы раскрыть эту "страшную тайну", чиновники ночью облетают на вертолете месторождения нефтяных компаний и смотрят, где в домиках рабочих горит свет, а где - нет. Лидерами по неработающим скважинам являются две компании, которые в последнее время принято считать самыми эффективными, - "Юкос" и "Сибнефть". Необходимо отметить, что большое число неработающих скважин приводит к разрушению структуры всего месторождения. По словам александра френкеля, ввести в эксплуатацию брошенное или законсервированное месторождение стоит практически столько же, сколько запустить новое.

Многие участники рынка говорят о том, что никаких особенных технологий ни "Юкос", ни "Сибнефть" не используют. Они просто варварскими методами разрабатывают свои месторождения, отбирая самые продуктивные запасы и оставляя в земле порядка 90% нефти. Вот что рассказывает об этом источник "фокуса" в одной из госструктур: "в 1994 г. Я

приехал в Самару вместе с представителями одной западной фирмы. Они предложили руководителям "Куйбышевнефти" создать совместное предприятие. Англичане хотели определить самый продуктивный нефтеносный пласт, пробурить куст скважин, провести контурное заводнение и в течение трех лет получать большой объем дешевой нефти. Но в этом случае кин снижался до 0,2. Эффективность проекта получалась бешеная. Правда, другие нефтеносные пласты разработать было бы уже нельзя. Местные специалисты сказали, что они не могут пойти на это.

Нарушить норму по кин им не позволят ни местные власти, ни федеральные.

Англичане уехали ни с чем. Потом Самарские месторождения отошли к

"Юкосу", и теперь на них делается то, что предлагали англичане".

Директор института геологии и разработки горючих ископаемых евгений

55

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

грунис рассказал "фокусу" еще об одном способе быстро увеличить добычу: "у "Юкоса" есть хорошая программа повышения нефтеотдачи пластов, но она не реализуется. Повышение добычи нефти идет за счет интенсификации отбора.

На каждой скважине стоит штуцер, например 6-миллиметровый, его меняют на больший, поэтому нефть идет более быстрыми темпами, но это приводит к пагубным последствиям. Идет неконтролируемое, резкое обводнение нефти.

Хотя на начальном этапе это приводит к повышению нефтеотдачи".

Классификация залежей по значениям рабочих дебитов

Для графического изображения залежи нефти и газа строят структурную карту и разрез с заключающей эту залежь ловушкой. На их основе показывают границы залежи и состав флюидов.

Структурная карта представляет собой проекцию на горизонтальную плоскость рельефа поверхности кровли или подошвы пласта. Она дается в изогипсах.

Изогипсы – это линии, соединяющие точки равных абсолютных отметок рассматриваемой поверхности. Цифрами на изогипсе показывает ее гипсометрический уровень. Расстояние между изогипсами (шаг изогипс)

отражает крутизну падения пласта. Горизонтальную плоскость нельзя изобразить на структурной карте, моноклинальную поверхность изображают параллельными изогипсами, антиклинально-изогнутый пласт – системой замкнутых изогипс.

Пояснения требует методика графического изображения линзовидных

56

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

тел. Благодаря непрерывной поверхности (кровля-подошва), ограничивающей линзовидное тело, структурная схема этой поверхности изображается системой замкнутых и частично совмещенных изолиний

Контур линзовидного тела очерчивает линия, огибающая всю систему изогипс.

Работу можно считать усвоенной, когда по названию залежи студент может представить себе и изобразить графически любую залежь и по карте и профилю может дать полное наименование залежи – от типa природного резервуара (по генезису и форме ловушки) к типу ловушки и типу залежи.

Определив тип залежи по составу флюида и поведению ВНК (или ГВК) дается полное наименование залежи.

Описание залежей нефти и газа в ловушках различных типов

1)пластовая сводовая залежь приурочена к различным антиклинальным

икуполовидным поднятиям. При построении структурной карты ловушки такого типа и необходимо представить себе форму поднятия по соотношению его осей и падению крыльев и мысленно вообразить пространственную форму залежи, учитывая возможную мощность продуктивного горизонта (десятки метров). Линия внешнего контура ВНК (ГВК) при горизонтальном его положении повторяет на карте очертание изогипс.

При наклонном ВНК (ГВК) контур будет пересекать изогипсы. Большие напоры пластовых вод могут привести к смещению залежи на крыло поднятия.

Такие смещенные залежи называются висячими.

57

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пластовая сводовая залежь Висячая залежь

2) Пластовая залежь нефти в синклинали Встречается очень редко и может образоваться только в безводных пластах-коллекторах путем отекания нефти за счет собственного веса. Методика построения структурной карты и профилей этой залежи принципиально не отличается от графических построений пластовой залежи, но, как правило, отстраивается по подошве продуктивного пласта.

Пластовая залежьПластовая тектонически

всинклиналиэкранированная залежь

3)Пластовая тектонически экранированная залежь

Залежам этого типа свойственно большое число разновидностей,

обусловленных характером тектонического нарушения (сброс, взброс, надвиг,

сдвиг) и его положением на антиклинали. В тектонических экранированных ловушках залежи могут быть встречены как по одну, так и по обе стороны нарушения.

Выполняя задания по рассматриваемому типу залежи при проведении изолиний на структурной карте необходимо учитывать их форму до образования нарушения, с тем, чтобы придать правильную форму изолиниям разобщенных блоков. По цифровым значениям изогипс можно определить амплитуду относительного смещения крыльев или блоков. Например,

сходящиеся у нарушения изогипсы минус 1010 м и минус 1030 м указывают,

что амплитуда смещения равна 20 м.-. Тектонические нарушения показывают

58

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

на карте двумя линиями, представляющими собой проекции пересечения поверхности нарушения с кровлей пласта в опущенном и приподнятом крыльях

(блоках) антиклинали. Расстояние между этими линиями зависит от угла наклона плоскости сбрасывателя и амплитуды замещения.

В случае вертикального нарушения обе линии совмещаются в одну.

Рассмотрим простейшие случаи: сброс и взброс

На рисунке а) обе линии нарушения показывают на карте одинаково и между ними нет изогипс из-за того, что разорванные части пласта раздвинуты.

На рисунке б) разорванные части пласта надвинуты друг на друга,

поэтому линию нарушения и изогипсы относительно опущенного блока, в той части, где они перекрыты пластом приподнятого блока, следует показывать пунктиром.

5) Пластовая приконтактная залежь

59

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Пластовая приконтактная залежь:

а) жерло грязевого вулкана; б) соляной шток

Эти залежи образуются в ловушках, где продуктивный пласт прорван инородным телом, поэтому в плане залежь имеет как бы кольцевую форму.

Внутри кольца залежь отсутствует, и скважинами должны быть установлены примерный контур и состав внедрившегося тела для показа его на карте и профилях соответствующим знаком.

5) Пластовая литологически экранированная залежь Залежи этого типа приурочены к ловушкам, образование которых

определяется двумя факторами. Первым и основным является литологическое замещение и выклинивание пласта коллектора в процессе седиментации

(осадконакопления).

Второй фактор, проявляющийся позже, приводит к образованию моноклинали или антиклинальной структуры и тем самым завершает формирование ловушки. Линия выклинивания определяет в плане область распространения коллектора и за эту линию нельзя протягивать изогипсы коллектора (рисунок 13). Если литологически экранированные участки расположены так, что занимают лишь небольшие площади моноклинали или

60