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

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.

«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.

Геология

Конспект лекций

Типы нефтегазоносных провинций, областей и зон нефтегазонакопления.

Провинция

Нефтегазовая область

Зона нефтегазонакопления

Понятие «порода-коллектор».

Типы пустотного пространства.

Общие закономерности распределения скоплений нефти и газа в земной коре.

Нефтегазогеологическое районирование территории.

Понятие «порода-покрышка» и классификация флюидоупоров по площади распространения.

Миграция, дифференциация аккумуляция углеводородов.

Химический состав и физические свойства газов.

Химический состав и физические свойства нефти.

Терригенные коллекторы.

Соляные и сульфатные покрышки.

Виды проницаемости и методы ее определения.

Первичная и вторичная пористости.

Неорганическая и органическая теории происхождения нефти и газа.

Элементы залежи (на примере пластовой сводовой).

Виды пористости.

Глинистые и карбонатные флюидоупоры

Изменение коллекторских свойств с глубиной.

Классификация пород-коллекторов.

Природный резервуар. Типы природных резервуаров

От каких факторов зависят коллекторские свойства пород.

Понятие «ловушка для нефти и газа». Виды ловушек по происхождению.

Понятие «залежь» и местоскопление нефти и газа.

Классификация залежей

Миграция нефти и газа. Виды миграции.

Факторы, вызывающие миграцию углеводородов.

Разрушение залежей углеводородов.

Дифференциальное улавливание нефти и газа.

Классификация флюидоупоров по литологическому составу.

Стадии преобразования органического вещества в углеводородов.

Тимано-Печопская провинция. Характеристика основных месторождений.
^ 1. Типы нефтегазоносных провинций, областей и зон нефтегазонакопления.

Провинция – это единая геологическая провинция, объединяющая смежные нефтегазовые области со сходными чертами в геологии, в том числе стратиграфическим основных отложений в разрезе (нефтегазоносные комплексы).

По стратиграфическому возрасту продуктивных отложений нефтегазоносные провинции подразделяются на провинции палеозойского, мезозойского и кайнозойского нефтегазонакопления.

^ Нефтегазовая область

^ Зона нефтегазонакопления

В зависимости от генетического типа составляющих ловушек зоны нефтегазонакопления подразделяются на структурные, литологические, стратиграфические и рифогенные.

Нефтегазоносные провинции, области и зоны нефтегазонакопления относятся к региональным , а местоскопления – к локальным скоплениям нефти и газа.
^ 2. Понятие «порода-коллектор».

коллекторами. терригенные карбонатные

гранулярные или поровые трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы).

Хорошими коллекторами являются пески, песчаники, кавернозные и трещиноватые известняки и доломиты.
3. Типы пустотного пространства.

Различают следующие виды пустот:

1. 
   поры между зернами обломочных и некоторых карбонатных пород, обусловленные текстурными особенностями этих пород.
2. 
   поры растворения (каверны выщелачивания) образуются в результате циркуляции подземных вод преимущественно в горных породах.
3. 
   поры и трещины, возникающие под влиянием химических процессов (процесс доломитизации – превращение известняка в доломит, сопровождающийся уменьшением объема).
4. 
   пустоты и трещины, образовавшиеся в результате выветривания.

трещины тектонического происхождения
4. Общие закономерности распределения скоплений нефти и газа в земной коре.

1. 
   99.9% месторождений приурочены к осадочным скоплениям залежи и местоскопления.
2. 
   Группируются в зоны нефтегазонакопления, совокупность которых образует нефтегазоносные области, объединенных в крупные нефтегазоносные провинции. Изучение условий залегания нефти и газа показывает, что на местоскоплениях могут встречаться одновременно несколько типов залежей.
3. 
   В размещении скоплений нефти и газа наблюдается зональность (региональная и зональная)
   • 
     Вертикальная зональность . В верхней части разреза до глубины 1.5 км содержат преимущественно скопления газа (1.5 – 3.5 км), с глубиной запасы газа сокращаются, а запасы нефти увеличиваются. Дальше (больше 4 – 5 км) вновь происходит увеличение запасов газообразных у/в и уменьшается содержание запасов нефти (газоконденсатные залежи).

1. 
   Образование у/в различного фазового состояния в различных геохимических зонах
2. 
   Повышенная миграционная способность газа по сравнению с нефтью
3. 
   Процесс преобразования нефти в метан на больших глубинах под влиянием высоких температур

• 
  Горизонтальная (региональная) зональность. Пример: Все нефтяные местоскопления Предкавказья сосредоточены в восточной части этого региона, а газовые и газоконденсатные – в Центральной и Западной частях Предкавказья. В Западной Сибири: нефть – центральная часть, газ – обрамляет регион, причем, в основном, с Севера. Основные факторы:

1. 
   Состав органического вещества
2. 
   ТД и геохимическая обстановка
3. 
   Условия миграции и аккумуляции

5. Нефтегазогеологическое районирование территории.

Бакиров разработал классификацию для региональных нефтегазоносных территорий. В основу этой классификации положен тектонический принцип: платформы, складчатые области, переходные области.

Основным элементом районирования является провинция.

Провинция – это единая геологическая провинция, объединяющая смежные нефтегазовые области со сходными чертами в геологии, в том числе стратиграфическим положением основных отложений в разрезе (нефтегазоносные комплексы).

Провинции, относящиеся к платформам: Волго-Уральская, Тимано-Печорская. Прикаспийская, Ангаро-Ленская, Западно-Сибирская.

Провинции, относящиеся к складчатым областям: Закавказская, Тянь-Шань-Памирская, Дальневосточная, Западно-Туркменская.

Провинции, относящиеся к переходным областям: Предкарпатская, Предкавказкая, Предуральская, Предверхоянская.

Каждая провинция состоит из нескольких нефтегазоносных областей.

^ Нефтегазовая область – территория, приуроченная к одному из крупных геоструктурных элементов, характеризующаяся общностью геологической истории развития, включающая в себя ряд зон нефтегазонакопления.

^ Зона нефтегазонакопления – ассоциация смежных, сходных по геологическому строению месторождений с общими условиями формирования.
6. Понятие «порода-покрышка» и классификация флюидоупоров по площади распространения.

покрышками (флюидоупорами).

По площади распространения выделяют следующие типы флюидоупоров:

1. 
   региональные – толщи практически непроницаемых пород, распространенные в пределах нефтегазоносной провинции или большей ее части;
2. 
   субрегиональные – толщи практически непроницаемых пород, распространенные в пределах нефтегазоносной области или большей ее части;
3. 
   зональные – толщи, распространенные в пределах зоны или района нефтегазонакопления;
4. 
   локальные – распространены в пределах отдельных местоскоплений.

Хорошими флюидоупорами являются глины, соли, гипсы, ангидриты и некоторые виды карбонатных пород.
^ 7. Миграция, дифференциация аккумуляция у/в.

Миграция – это перемещение в осадочной оболочке. Путями миграции служат поры, трещины, каверны, а также поверхности наслоений, поверхности разрывных нарушений.

Нефть и газ при миграции в свободной фазе перемещаются в пласте-коллекторе и в первой же ловушке, встреченной ими, будет происходить их аккумуляция , и в результате образуется залежь.

Если же нефти и газа достаточно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции. То первая заполняется только газом, вторая – может нефтью и газом, третья – лишь нефтью. В этом случае происходит так называемая дифференциация нефти и газа.
8. Химический состав и физические свойства газов.

Природные газы – это смесь различных газов. Наиболее распространены – CH4, N2, CO2.

Классификация природных газов по Соколову В.А.:

1. 
   атмосферные газы (Наличие свободного О2 – отличительная особенность. Главные компоненты - N2 (78%), O2 (20-21%), Ar (1%), CO2 (0.03%), Ne, He, H).
2. 
   газы земной поверхности (На земной поверхности процессы газообразования интенсивно протекают в условиях заболоченных площадей и в илистых отложениях на дне водоемов – CH4, H2S, CO2).
3. 
   газы осадочной толщи (Среди газов осадочной толщи промышленные скопления образуют:
   1. 
      сухие (хим. состав до 99% СН4).
   2. 
      попутные нефтяные (газы, растворенные в нефтях, высших у/в до 50% (С2Н6, С3Н8, С4Н10...), жирные (богатые) газы).
   3. 
      газы конденсатных месторождений (ρ=0.69-0.8 г/см3 – очень свободная нефть, практически полностью выкипает до 300 С и не содержит см-асф. веществ. В газах этих месторождений до 10% и более тяжелых у/в.
   4. 
      газы каменно-уг. месторождений (обычно содержат много СН4 и обычно обогащены СО2 и N2, тяжелые у/в, как правило, в них отсутствуют).
4. 
   газы изверженных пород

Каждый из этих газов может находиться в свободном, сорбированном или растворенном состоянии.

Свободные газы содержатся в порах горных пород, встречаются в рассеянном виде и в виде скоплений.

Сорбированный газ удерживается на поверхности частиц породы (адсорбция), либо пронизывает всю массу этих частиц (абсорбция).

В группу растворенных газов входят газы жидких растворов. Они распространены в водных растворах и в нефтях.

Свойства газа:

• 
  плотность.
• 
  вязкость.
• 
  диффузия – взаимное проникновение одного вещества в другое через поры при их соприкосновении. Разность концентрации газа в смежных частицах горных пород, как правило, прямопропорциональна давлению и коэффициенту растворимости.
• 
  растворимость газов . Коэффициент растворимости газов в воде зависит от температуры и минерализации воды:
  1. 
     растворимость у/в газов в нефти в 10 раз больше, чем в воде.
  2. 
     жирный газ растворяется в нефти лучше, чем сухой.
  3. 
     более легкая нефть растворяет газа больше, чем тяжелая.

9. Химический состав и физические свойства нефти.

Темно-коричневая, почти черная вязкая жидкость, жирная на ощупь, состоящая из у/в соединений.

^ Хим. Состав . С-83-87%. Н-11-14%. S, N, O-всегда присутствуют в нефти, их 1-3%.

Всего в нефти выделено около 500 соединений:

• 
  у/в соедин. [ алканы (метановые, парафиновые), циклоалканы (нафтеновые), арены (ароматические)];
• 
  гетероорганические (все соедин. S, N, O).

В золе нефти обнаружены никель, ванадий, натрий, серебро, кальций, алюминий, медь и др.

^ Физ. Свойства .

1. 
   Плотность – масса вещества в единице объема. (г/см3)

В России пользуются относительной плотностью – отношение плотности нефти при 20 С к плотности воды при 4 С. Чаще всего плотность нефти колеблется в интервале 0.8-0.92 г/см3. Плотность нефти зависит от плотности соединений ее образующих и от величины их концентрации. (В легких нефтях преобладают легкокипящие фракции (бензин и керосин), в тяжелых нефтях преобладает мазут. Нефть с преобладанием метановых у/в легче нефтей, обогащенных ароматическими у/в. Чем больше в нефти содержание смолисто-асфальтеновых веществ, тем она тяжелее. В пластовых условиях плотность нефти меньше, чем на земной поверхности, т.к. нефть под землей содержит растворенные газы.)

1. 
   Вязкость – способность жидкости оказывать сопротивление при перемещении ее частиц друг относительно друга под влиянием действующих сил.

Вязкость определяет масштабы миграции при формировании залежей нефти. Вязкость играет большую роль в добычи. Вязкость в пластовых условиях <, чем вязкость нефти на поверхности. Динамическая вязкость – Пуаз, кинематическая вязкость – сантистокс. Наименьшая вязкость у метановых нефтей, наибольшая – у нафтеновых. Вязкость зависит от температуры: чем больше температура, тем меньше вязкость.

Величина, обратная вязкости – текучесть (чем больше температура, тем больше текучесть).

1. 
   ^ Поверхностное натяжение – это сила, с которой нефть сопротивляется изменению гладкой поверхности.
2. 
   Нефть обладает оптической активностью , т.е. способностью вращать плоскость поляризации светового луча.

Нефть из более древних отложений менее оптически активна, чем нефть из более молодых отложений.

1. 
   Люминесценция – способность светиться при солнечном свете.

Нефти люминесцируют по-разному, в зависимости от химического состава: легкие нефти – синий, тяжелые – желтый, бурый, коричневый.

1. 
   Температура кипения нефтей: легкие легче, чем тяжелые.
2. 
   Температура застывания нефтей: зависит от содержания парафинов.

10. Терригенные коллекторы.

Образуются в результате механического разрушения ранее существовавших горных пород. Самые распространенные: пески, песчаники, гравелиты, когломераты, брекчии, алевролиты. Крупные обломки накапливаются вблизи разрушающихся горных пород, а мелкие – дальше. Основная масса терригенных коллекторов характеризуется межзерновым (поровым) пространством – это межзерновые или гранулярные коллекторы. Однако среди терригенных коллекторов встречаются и коллекторы со смешанным характером пустотного пространства. Выделяются трещинно-поровые и даже кавернозно-поровые разности.

^ 11. Соляные и сульфатные покрышки.

К соляным и сульфатным породам относятся гипсы, ангидриты, каменная соль. Это породы светлых тонов кристаллической структуры, плотные, крепкие. Образовались в результате выпадения солей из неглубоких водоемов, сообщающихся с морем. Самой лучшей и распространенной соляной покрышкой является каменная соль.
^ 12. Виды проницаемости и методы ее определения.

Проницаемость – способность породы пропускать сквозь себя жидкость или газ при наличии перепада давления.

За единицу проницаемости в 1 Дарси принимается такая проницаемость, при которой через поперечное сечение в 1 см2 при перепаде давления в 1 атм. за 1 сек. проходит 1 см3 флюида с вязкостью 1 сантиПуаз. Очень часто породы, обладая большой пористостью. Практически лишены проницаемости, например глины (пористость – 40-50%, проницаемость – 0).

Виды проницаемости:

1. 
   абсолютная (физическая) – это проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химических взаимодействий между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды жидкостью или газом.
2. 
   эффективная (фазовая) – это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой среды.
3. 
   относительная – отношение эффективной пористости к абсолютной.

При постоянной пористости проницаемость может возрастать при увеличении крупности зерна, т.е. существенно зависит от размеров пустот и зерен. Также проницаемость зависит от плотности укладки и взаимного расположения зерен; от степени отсортированности, от цементации и трещиноватости; от взаимосообщаемости пор, каверн и трещин.

При одном и том же содержании цементирующего вещества в породе резкое падение проницаемости наблюдается у пород с большой плотностью, плохой отсортированностью и окатанностью зерен или обломков.

Также коллекторы характеризуются разной величиной проницаемости вдоль напластования и перпендикулярно к нему.

Пористость и проницаемость могут быть практически определены:

1. 
   лабораторным путем при наличии образцов из скважин или из естественных отложений
2. 
   по промысловым данным
3. 
   по комплексным данным промысловой геофизики

13. Первичная и вторичная пористости.

Пористость

^ Первичная пористость – это когда поры между частицами породы образуются одновременно с породой. К ним относятся поры между зернами пород, обусловленные текстурными особенностями этих пород.

^ Вторичная пористость возникает после формирования породы в результате циркуляции подземных вод, под влиянием химических процессов, в результате выветривания, в результате тектонических движений.
^ 14. Неорганическая и органическая теории происхождения нефти и газа.

Основные позиции неорганической теории

Имеет небольшое количество сторонников. Основные положения были намечены Менделеевым.

1. 
   Развитие астрономии и изучение спектра космических тел показали во многих из них наличие соединений углерода с водородом. Например: в газовой оболочке головы кометы обнаружено присутствие CH4, CO, CO2, CN. В планетах тоже обнаружено присутствие у/в. В атмосфере Юпитера, Сатурна, Урана, Нептуна найден СН4.
2. 
   В современных вулканических газах присутствуют горючие газы. Однако содержание СН4 – 0.004%.
3. 
   Возможный синтез у/в неорганическим путем. Доказано простейшими химическими экспериментами в XIX в, однако эти эксперименты не соответствовали условиям, которые могли наблюдаться на Земле в какую-либо из стадий ее развития.
4. 
   Наличие нефти или ее признаков в изверженных или метаморфических породах. (30 пром. залежей.)
5. 
   Существует гелиевый метод для определения условного возраста нефтей и природных газов. Расчеты показали, что в большинстве возраст нефти и газа соответствует возрасту вмещающих пород.

Органическая (биогенная) теория

Имеет большое количество сторонников. Основные положения были намечены Ломоносовым. Опубликованы Губкиным в книге «Учение о нефти».

1. 
   99.9% промышленных скоплений нефти и газа приурочено к осадочным толщам.
2. 
   Сосредоточение наибольших ресурсов у/в в отложения геологических периодов, отличавшихся активной жизнедеятельностью организмов биосферы.
3. 
   Отмечается структурные сходства ряда органических соединений, обнаруженных в осадках с у/в, составляющими основную массу нефти.
4. 
   Сходства изотопных составов S и С, содержащихся в нефтях и органическом веществе вмещающих пород. В составе органического вещества можно выделить липоиды, белки, углеводы (после отмирания растительного и животного мира).

Липоиды – жиры, у/в, смолы, бальзамы, стерины, воски и др. Липоиды по своему хим. составу и молекулярному строению стоят ближе всего к соединениям, слагающим нефть. Среди липоидов – основное – жиры. Вывод: Отсутствие в нефтяных залежах каких-либо углистых остатков привело авторов органической теории к заключению, что основным исходным продуктом для образования нефти являются жиры животного происхождения.

Белки – C, H, N, S, O, P. При анаэробных условиях белки легко разрушаются с образованием жирных и аминокислот. Многие ученые рассматривают белки в качестве исходного материала для образования нефти.

Углеводы. Обнаружение в нефти хлорофилла и его производных дает основание полагать участие в образовании нефти растительного материала.

Газ, нефть и вода располагается в ловушке в соответствии с их плотностью. Газ, как наиболее легкий, находится в кровельной части природного резервуара под покрышкой. Ниже поровое пространство заполняется нефтью. А еще ниже – водой.

Газовая шапка, нефтяная часть залежи, газо- и водонефтяной контакт.
^ 16. Виды пористости.

Пористость – это объем пустотного пространства в породе-коллекторе, зависит от текстурно-структурных особенностей породы.

В коллекторах, состоящих из обломочных пород, пористость зависит от размера, формы, сортированности области материала, системы укладки этого материала, а также состава, количества и характера распределения цементирующих веществ.

Различают пористость общую и открытую.

• 
  ^ Общая (полная или абсолютная) – это объем всех пустот пород, включая поры, каверны, трещины, связанные и несвязанные между собой.
• 
  Открытая – это объем только сообщающихся между собой пор. Открытая пористость меньше общей на объем изолированных пор.

^ Коэффициент пористости – это отношение объема пор горной породы к объему этой породы, выраженное в процентах.

Коэффициент открытой пористости – это отношение объема сообщающихся пор к объему горной породы. выраженное в процентах.
^ 17. Глинистые и карбонатные флюидоупоры

Глинистые покрышки состоят из частиц размером менее 0.01 мм. В их составе кроме обломочного материала также присутствуют глинистые минералы (каолинит, монтмориллонит, гидрослюды и др.). Это продукт химического разложения магматических пород. Они выносятся водами. Коэффициент пористости глин достигает 50%. .Однако, глины выполняют роль покрышек, т.к. они практически непроницаемы, потому что тончайшие поры в глинах не сообщаются между собой. Различают аргиллитовые, пеллитовые и др. глинистые покрышки.

Карбонатные покрышки образовались в результате выпадения солей из водных растворов в неглубоких водоемах, сообщающихся с морем. К ним относятся известняки различного происхождения, доломиты без признаков свободного пространства в них. Они часто глинистые, плотные, нередко окремнелые.
^ 18. Изменение коллекторских свойств с глубиной.

С увеличением глубины залегания пород под влиянием геостатического давления увеличивается их плотность, а следовательно пористость уменьшается и ухудшаются емкостно-фильтрационные свойства.

Это относится преимущественно к гранулярным коллекторам (пески, песчаники, алевролиты).

Улучшение коллекторских свойств с глубиной наблюдается у карбонатных и других сильноуплотненных хрупких пород, подверженных растрескиванию под влиянием тектонических и других процессов.

В терригенных горных породах – коллекторах вторичная пористость на больших глубинах при высоких температурах возникает в результате выщелачивания и растворения карбонатного или карбонатно-глинистого цемента под воздействием агрессивных горячих вод, насыщенных углекислотой.
^ 19. Классификация пород-коллекторов.

Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), так и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы.

Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), тре-щинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы).

Выделяют 3 больших группы коллекторов: равномернопроницаемые, неравномернопроницаемые, трещиноватые.

Выделяются 5 классов коллекторов по величине открытой пористости:

1. 
   Пористость >20%
2. 
   Пористость 15-20%
3. 
   Пористость 10-15%
4. 
   Пористость 5-10%
5. 
   Пористость <5%

Практическое значение имеют первые 4 класса (промышленный интерес).

По характеру и природе порового пространства коллекторы делятся на 2 большие группы:

1. 
   Коллекторы с межзерновыми (межгранулярными) порами – пески, песчаники, алевролиты
2. 
   ^ Коллекторы с межагрегатным поровым пространством – карбонатные породы (известняки и доломиты), в которых развиты трещиноватость или кавернозность.

Породы-коллекторы классифицируют по их распространенности, литологической выдержанности и мощности. По этим признакам выделяют:

1. 
   коллекторы региональные . Они развиты в пределах значительной площади областей генерации и аккумуляции у/в.
2. 
   коллекторы зональные . Имеют меньшую площадь распространения, охватывают зоны нефтегазонакопления или части нефтегазоносных областей.
3. 
   коллекторы локальные . Развиты в пределах локальных структур или в пределах группы нескольких смежных местоскоплений.

^ 20. Природный резервуар. Типы природных резервуаров .

Природный резервуар – естественное вместилище для нефти и газа, внутри которого возможна циркуляция флюидов. Форма (морфология) природного резервуара определяется соотношением в разрезе и по площади пород-коллекторов с вмещающими в них слабопроницаемыми породами.

Различают 3 типа природных резервуаров:

1. 
   пластовый

Представляет собой толщу пород-коллекторов, значительно распространенных по площади и при этом небольшой мощности (до нескольких метров). Представлены терригенными породами. Хорошо выдержаны по мощности и литологически, сверху и снизу, ограничены непроницаемыми породами.

1. 
   массивный

Представляет собой мощную толщу пород-коллекторов (несколько сот метров). Бывают однородные (карбонатные) и неоднородные. Частным случаем массивного природного резервуара являются рифы, представляющие собой захороненные подмощные толщи молодых отложений, рифовые постройки.

1. 
   литологически ограниченный со всех сторон

К ним относятся проницаемые породы-коллекторы, окруженные со всех сторон непроницаемыми породами. Пример: линза песка среди непроницаемых глин.
^ 21. От каких факторов зависят коллекторские свойства пород.

Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), так и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы.

Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы).

Из определения пород-коллекторов следует, что они должны обладать емкостью, т.е. системой пустот - пор, трещин и каверн. Однако далеко не все породы, обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа, т.е. коллекторами. Поэтому при изучении коллекторских свойств горных пород определяют не только их пустотность, но и проницаемость. Проницаемость горных пород зависит от поперечных (к направлению движения флюидов) размеров пустот в породе. Кроме этого горная порода должна обладать высоким коэффициентом нефтегазонасыщенности.

^ Вывод: Основными показателями коллекторских свойств горных пород является пористость, проницаемость и нефтегазонасыщенность.
22. Понятие «ловушка для нефти и газа». Виды ловушек по происхождению.

Ловушка - это часть природного резервуара, где уменьшаются скорости движения флюидов - воды, нефти, газа - происходит их дифференциация, и возникают скопления нефти и газа. Ловушка - это препятствие на пути движения пластовых флюидов. В строении ловушки участвуют коллектор и ограничивающие его непроницаемые отложения. Возникают ловушки на перегибах пласта-коллектора, в участках ограничения его тектоническими, стратиграфическими и литологическими экранами, в выступах и линзах.

По происхождению различают следующие ловушки:

• 
  структурные - образованные в результате изгиба слоев или разрыва их сплошности;
• 
  стратиграфические - сформированные в результате эрозии пластов-коллекторов во время перерыва в накоплении осадков (в эпоху восходящих движений) и перекрытия их затем непроницаемыми породами (в эпоху нисходящих движений). Как правило, толщи пород, образовавшиеся после перерыва в осадконакоплении, характеризуются более простыми структурными формами залегания. Поверхность, отделяющая эти толщи от толщ, возникших ранее, называется поверхностью стратиграфического несогласия;
• 
  литологические - образованные в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми;
• 
  рифогенные - сформированные в результате отмирания организмов-рифостроителей (кораллов, мшанок), накопления их скелетных остатков в форме рифового тела и последующего его перекрытия непроницаемыми породами.

Около 80 % залежей в мире связано с ловушками структурного класса, на долю ловушек иного происхождения (рифогенных, стратиграфических и литологических) приходится немного более 20 %.

Каждая ловушка имеет различный генезис:

1. 
   Тектонический,
2. 
   Седиментационный,
3. 
   Денудационный .

23. Понятие «залежь» и местоскопление нефти и газа.

Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное промышленное скопление нефти и газа в проницаемых коллекторах (ловушках) различного типа. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими перемещаться нефть и газ в природном резервуаре, и силами, препятствующими этому перемещению.

Местоскопление – это совокупность залежей, приуроченных к одной или нескольким ловушкам в недрах одной и той же ограниченной по размерам площади.

Местоскопления бывают локальные (залежи и местоскопления) и региональные (зоны нефтегазонакопления, нефтегазоносные области и провинции).
^ 24. Классификация залежей .

Залежью нефти и газа называют скопление полезного ископаемого, возникшее под влиянием гравитационных сил в ловушке природного резервуара. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими перемещаться нефть и газ в природном резервуаре, и силами, препятствующими этому перемещению.

Залежи делятся на:

1. 
   Структурные
   1. 
      Группа антиклинальных структур. Они приурочены к локальным поднятиям различного вида:

• 
  Сводовые залежи
• 
  Висячие залежи (располагаются на крыльях складки)
• 
  Тектонически-экранированные (формируются вдоль сбросов и взбросов)
• 
  Приконтактные (образуются на контакте продуктивного горизонта с соленым штоком или вулканогенными образованиями)

1. 
   Группа моноклинальных структур . Связаны с флексурными образованиями или со структурными носами, или с разрывными нарушениями.
2. 
   Группа синклинальных структур . Формируется в практически безводных коллекторах под действием сил гравитации, встречается крайне редко.
1. 
   Рифогенные. В рифогенном массиве кавернозность и трещиноватость очень неоднородна, поэтому коллекторские свойства могут меняться даже на незначительных расстояниях и дебиты скважины в различных частях массива неодинаковы.
2. 
   Литологические.
   1. 
      Литологически-экранированные:

• 
  Участки выклинивания коллекторов
• 
  Участки замещения проницаемых пород непроницаемыми

1. 
   Литологически-ограниченные :

• 
  Песчаные образования русел палеорек
• 
  Линзовидные коллекторы

1. 
   Стратиграфические . Залежи в коллекторах, срезанных эрозией и перекрытых непроницаемыми породами более молодого возраста.

25. Миграция нефти и газа. Виды миграции.

Миграция – это перемещение в осадочной оболочке.

Путями миграции служат поры, трещины, каверны, а также поверхности наслоений, поверхности разрывных нарушений. Миграция может происходить в одной и той же толще или пласта (внутрипластовая, внутрирезервуарная), а также она может быть из одного пласта в другой (межпластовая, межрезервуарная). Первая осуществляется по порам и трещинам, а вторая – по разрывным нарушениям и стратиграфическим несогласиям. И та, и другая могут иметь боковое напряжение (вдоль напластования пластов) - латеральная, вертикальная миграция (перпендикулярно напластованию пластов).

В зависимости от физического состояния у/в различаются:

• 
  Молекулярная (движение у/в в растворенном состоянии вместе с водой)
• 
  Фазовая (у/в находятся в свободном состоянии)

Еще перемещение бывает в виде паров, способных преобразовываться в нефть и газ при изменении температуры и давления.

По отношению к нефтегазоматеринским толщам:

• 
  Первичная – процесс перехода у/в из пород, в которых они образовались, в коллекторы.
• 
  Вторичная – перемещение у/в по породам-коллекторам, по разрывным нарушениям, трещинам и т.д.

26. Факторы, вызывающие миграцию у/в.

1. 
   Давление статистическое и динамическое .

Статистическое давление – это уплотнение пород под действием вышележащих пород.

Динамическое давление – это действие тектонических сил, выводящих породы из нормального залегания и сминающих их в складки.

Под действием тектонических сил породы бывают разбиты разрывными нарушениями и по ним происходит перераспределение давления, также разрывы и трещины служат путями миграции нефти, газа и воды. При складкообразовании часть пород оказывается поднятой на значительную высоту и подвергается эрозии (разрушению). Эрозия, с одной стороны, влияет на изменение давления в земной коре, а с другой стороны может привести к разрушению слоев, содержащих нефть и газ.

1. 
   ^ Гравитационный фактор .

Под влиянием нефти и газа понимается передвижение нефти и газа под влиянием силы тяжести (гравитации). Если нефть и газ попадают в коллектор, лишенный воды (синклинальная), то они в силу своего веса будут стремиться занять пониженные участки.

1. 
   ^ Гидравлический фактор.

В своем движении вода увлекает вместе с собой мельчайшие капли нефти и газа и т.о. перемещает их. В процессе перемещения легче происходит дифференциация веществ по их удельным весам. Капельки нефти и газа, всплывая над водой, соединяются между собой и при благоприятных условиях могут образовывать скопления нефти и газа.

1. 
   ^ Капиллярное и молекулярное явления.

Т.к. вода лучше, чем нефть смачивает породы, то силы поверхностного натяжения между породой и водой будут больше, чем между породой и нефтью. Этим объясняется наблюдаемое иногда явление вытеснения нефти водой из мелких пор в крупные.

1. 
   Энергия газа.
2. 
   Силы расширения жидкости.

27. Разрушение залежей у/в.

Скопления нефти и газа, образованные в результате миграции и аккумуляции их в ловушках, в последующем могут быть частично или полностью разрушены под влиянием тектонических, биохимических, химических и физических процессов.

Тектонические движения могут привести к исчезновению ловушки вследствие ее наклона или образования дизъюнктивного нарушения, тогда нефть и газ из нее будут мигрировать в другую ловушку или на поверхность. Если в течение продолжительного времени крупные территории испытывают восходящие движения, то нефтегазосодержащие породы могут быть, выведены на поверхность и УВ рассеятся.

Биохимические реакции при наличии разлагающих УВ бактерий и химические процессы (окисление) также могут привести к уничтожению скоплений нефти и газа. К разрушению могут привести в ряде случаев и диффузионные процессы.
^ 28. Дифференциальное улавливание нефти и газа.

Нефть и газ при миграции в свободной фазе перемещаются в пласте-коллекторе в направлении максимального угла восстания пласта. В первой же ловушке, встреченной мигрирующими газом и нефтью, будет происходить их аккумуляция и в результате образуется залежь. Если нефти и газа достаточно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции, то первая ловушка заполнится газом, вторая может быть заполнена нефтью и газом, третья - лишь нефтью, а все остальные, расположенные гипсометрически выше, могут оказаться пустыми (содержать воду). В этом случае происходит так называемое дифференциальное улавливание нефти и газа . Теория дифференциального улавливания нефти и газа при миграции их через цепочку сообщающихся друг с другом ловушек, расположенных одна выше другой, была разработана советскими учеными В.П. Савченко, С.П. Максимовым. Независимо от них принцип этот был сформулирован и канадским геологом В. Гассоу.

Миграция нефти и газа в свободном состоянии может осуществляться не только внутри пласта-коллектора, но и через разрывные смещения, что также приводит к формированию залежей.

Если в пласте-коллекторе происходит движение нефти с растворенным в ней газом, то на больших глубинах ловушки будут заполнены нефтью (и растворенным в ней газом). После заполнения этих ловушек нефть будет мигрировать вверх по восстанию пластов. На участке, где пластовое давление окажется ниже давления насыщения, газ будет выделяться из нефти в свободную фазу и поступать вместе с нефтью в ближайшую ловушку. В этой ловушке может образоваться нефтяная залежь с газовой шапкой, или, если газа будет много, она заполнится газом, а нефть будет вытеснена им в следующую гипсометрически выше расположенную ловушку, которая будет содержать газонефтяную или нефтяную залежь. Если нефти или газа не хватит для заполнения всех ловушек, то наиболее высоко расположенные из них будут заполнены только водой. Таким образом, дифференциальное улавливание нефти и газа имеет место при формировании их залежей только в тех случаях, когда движение и нефти, и газа осуществляется в свободной фазе.
^ 29. Классификация флюидоупоров по литологическому составу.

Перекрывающие нефтяные и газовые залежи, непроницаемые или плохопроницаемые породы, называются покрышками (флюидоупорами).

Породы-покрышки различаются по характеру распространения и протяженности, по мощности, по литологическим особенностям, по наличию или отсутствию нарушений сплошности, однород-ности сложения, плотности, проницаемости, минеральному составу.

По литологическому составу флюидоупоры делятся на:

1. 
   однородные (глинистые, карбонатные, галогенные) – состоят из пород одного литологического состава.
2. 
   неоднородные:
   • 
     смешанные (песчано-глинистые, глинисто-карбонатные, терригенно-галогенные и др.) – состоят из пород различного литологического состава, не имеющих четко выраженной слоистости.
   • 
     расслоенные – состоят из чередования прослоев различных литологических разностей пород.

^ 30. Стадии преобразования органического вещества в у/в.

Современное представление о биогенной теории происхождения нефти и газа сводится к следующим стадиям преобразования органического вещества в у/в:

1. 
   накопления органического вещества

У/в органич вещества, накапливающегося в осадках в диффузионно-рассеянном состоянии и само органич вещество, испытывают действие главным образом биохимических процессов и микроорганизмов. Водная среда с анаэробной обстановкой. Происходит уплотнение пород. Нисходящие тектонические движения (прогибание).

1. 
   генерации

По мере погружения осадков и всевозрастающего потока Земли процесс генерации у/в активизируются, и они эмигрируют из нефтепродуцирующих толщ в коллекторы. У/в находятся в рассеянном состоянии. Сохраняется биохимическая обстановка без кислорода, тектонические движения.

1. 
   миграции у/в

Под влиянием различных внутренних и внешних источников энергии (тектонический, повышенный тепловой поток, гравитационные силы, давление, капиллярные силы, приводящие к вытеснению у/в водой из мелких пор в крупные) у/в в свободном или растворенном состоянии мигрируют по коллекторам или по трещинам.

1. 
   аккумуляции

Мигрируя, у/в заполняют ловушки и образуют залежи. Наличие пород-коллекторов. Анаэробная среда. Наличие пород-покрышек (скопление).

1. 
   консервации у/в

В зависимости от характера дальнейших тектонических движений и других геологических процессов, эти залежи либо консервируются (5), либо разрушаются (6). У/в находятся в виде скоплений. Наличие пород-коллекторов. Сохранение замкнутости ловушек или сохранение благоприятного наклона слоев. Благоприятные ТД факторы (высокие температура и давление).

1. 
   разрушения (перераспределения)

У/в может рассеятся в лито- или атмосфере. Попадание скопления у/в в зоны аэрации. Раскрытие ловушек. Тектоническая нарушенность пород. Фильтрация у/в из ловушек по тектоническим нарушениям. Перенос у/в движущейся водой. Растворение. Окисление и разложение у/в. У/в находятся в рассеявшемся состоянии или в виде новых скоплений. Восходящие тектонические движения. Движение пластовых или трещиновых вод.
^ 31. Тимано-Печопская провинция. Характеристика основных месторождений.

Расположена на С-В Европейской части России. Площадь провинции – 350 тыс км2. С Востока и С-В граничит с Уральскими и Пайхоем, с Запада – Тиманский кряж, с Севера – Баренцево море.

Тектоническое отношение: Русская платформа (является северо-восточной окраиной), в печорской синеклизе, палеозойские и мезозойские осадочные отложения (7-8 км).

Основное промышленное значение имеют среднедевонские песчаные коллекторы, которые с вышележащими верхнедевонскими породами образуют единый терригенный нефтегазоносный комплекс, продуктивный на всей территории.

Каменноугольно-Нижнепермский нефтегазовый комплекс, сложенный карбонатными породами: коллекторами служат трещиноватые и кавернозные известняки, продуктивные на всей территории.

Вуктыльское, Ярегское, Усинское. Войвожское, Шапкинское, Западно-Тэбукское, Нибельское, Турчаниновское, Возейское, Харьягинское месторождения.

^ Усинское месторождение нефти связана с крупной антиклинальной складкой. Девон: 33*12 км, амплитуда – 500 м. 2 нефтяные залежи:

1. 
   в среднедевонских терригенных коллекторах на глубине 2900-3100 м открыта основная литолого-стратиграфическая залежь легкой нефти.
2. 
   средний карбон, карбонатная толща (1100-1400 м 0, массивная сводовая залежь тяжелой нефти (высота 300 м).

^ Ярегское нефтяное месторождение расположено на самом высоком гибсометрическом уровне в нашей провинции.

Основным промышленным объектом является пласт среднего девона общей мощностью около30 м.

Песчаники с линзами и прослоями алевролитов и аргиллитов. Тяжелая нефть – 0.95 г/см3.

^ Вуктыльское газоконденсатное месторождение. Крупная антиклинальная складка, в геологическом строении ордовик, селур, каменноугольный, пермский, девонский, триасовый. Амплитуда по нижнепермским отложениям – 1500 м. 2 газоконденсатные залежи:

1. 
   основная из них приурочена к мощной карбонатной массивной толще пермско-каменноугольного возраста. Мощность 800 м.
2. 
   в песчаниках нижнекаменноугольной толще. Относится к пластовым сводовым. Коллекторами служат глины.

Происхождение нефти

В развитии взглядов на происхождение нефти выделяют 4 этапа:

1) донаучный период;

2) период научных догадок;

3) период формирования научных гипотез;

4) современный период.

Ярким донаучных представлений являются взгляды польского натуралиста XVIII в. каноника К.Клюка. Он считал, что нефть образовалась в раю, и является остатком благодатной почвы, на которой цвели райские сады.

Примером взглядов периода научных догадок является высказанная М.В.Ломоносовым мысль о том, что нефть образовалась из каменного угля под воздействием высоких температур.

С началом развития нефтяной промышленности вопрос о происхождении нефти приобрел важное прикладное значение. Это дало мощный толчок к появлению разных научных гипотез.

Среди многочисленных гипотез происхождения нефти наиболее важными являются: органическая и неорганическая.

Впервые гипотезу органического происхождения высказал в 1759 году великий русский ученый М.В. Ломоносов. В дальнейшем гипотеза была развита академиком И.М.Губкиным. Ученый считал, что исходным материалом для образования нефти является органическое вещество морских илов, состоящее из растительных и животных организмов. Старые слои довольно быстро перекрываются более молодыми, что предохраняет органику от окисления. Первоначальное разложение растительных и животных остатков происходит без доступа кислорода под действием анаэробных бактерий. Далее пласт, образовавшийся на морском дне, опускается в результате общего прогибания земной коры, характерного для морских бассейнов. По мере погружения осадочных пород давление и температура в них повышаются. Это приводит к преобразованию рассеянной органики в диффузно рассеянную нефть. Наиболее благоприятны для нефтеобразования давления 15…45 МПа и температуры 60…150°С, которые существуют на глубинах 1,5…6 км. Далее, под действием возрастающего давления, нефть вытесняется в проницаемые породы, по которым она мигрирует к месту образования залежей.

Автором неорганической гипотезы считается Д.И.Менделеев. Он подметил удивительную закономерность: нефтяные месторождения Пенсильвании (штат США) и Кавказа, как правило, расположены вблизи крупных разломов земной коры. Зная о том, что средняя плотность Земли превышает плотность земной коры, он сделал вывод, что в недрах нашей планеты в основном залегают металлы. По его мнению, это должно быть железо. Во время горообразовательных процессов по трещинам-разломам, рассекающим земную кору, вглубь нее проникает вода. Встречая на своем пути карбиды железа, она вступает с ними в реакцию, в результате которой образуются оксиды железа и углеводороды. Затем последние по тем же разломам поднимаются в верхние слои земной коры и образуют нефтяные месторождения.

Кроме этих двух гипотез заслуживает внимания «космическая» гипотеза . Ее выдвинул в 1892 году профессор Московского государственного университета В.Д.Соколов. По его мнению, углеводороды изначально присутствовали в газопылевом облаке, из которого сформировалась Земля. Впоследствии они стали выделяться из магмы и подниматься в газообразном состоянии по трещинам в верхние слои земной коры, где конденсировались, образуя месторождения нефти.

К гипотезам современного периода относится «магматическая» гипотеза ленинградского геолога-нефтяника, профессора Н.А.Кудрявцева. По его мнению, на больших глубинах в условиях очень высокой температуры углерод и водород образуют углеродные радикалы СН, СН 2 и СН 3 . Затем по глубинным разломам они поднимаются вверх, ближе к земной поверхности. Благодаря уменьшению температуры, в верхних слоях Земли эти радикалы соединяются друг с другом и с водородом, в результате чего образуются различные нефтяные углеводороды.

Н. А. Кудрявцев и его сторонники считают, что прорыв нефтяных углеводородов ближе к поверхности происходит по разломам в мантии и земной коре. Реальность существования таких каналов доказывается широким распространением на Земле классических и грязевых каналов, а также кимберлитовых трубок взрыва. Следы вертикальной миграции углеводородов от кристаллического фундамента в слои осадочных пород обнаружены во всех скважинах, пробуренных на большие глубины,- на Кольском полуострове, в Волго-Уральской нефтеносной провинции, в Центральной Швеции, в штате Иллинойс (США). Обычно это включе­ния и прожилки битумов, заполняющих трещины в магматических поро­дах; в двух скважинах обнаружена и жидкая нефть.

До недавнего времени общепризнанной считалась гипотеза органического происхождения нефти (этому способствовало то, что большинство открытых месторождений нефти приурочено к осадочным породам), согласно которой «черное золото» залегает на глубине 1,5...6 км. Белых пятен в недрах Земли на этих глубинах почти не осталось. Поэтому теория органического происхождения не дает практически никаких перспектив в отношении разведки новых крупных месторождений нефти.

Есть, конечно, факты открытия крупных месторождений нефти не в осадочных породах (например, гигантское месторождение «Белый тигр», обнаруженное на шельфе Вьетнама, где нефть залегает в гранитах), объяснение этому факту дает гипотеза неорганического происхождения нефти . Кроме того, в недрах нашей планеты имеется достаточное количество исходного материала для образования углеводородов. Источниками углерода и водорода считаются вода и углекислый газ. Их содержание в 1 м 3 вещества верхней мантии Земли, составляет 180 и 15 кг соответственно. Благоприятная для реакции химическая среда обеспечивается присутствием закисных соединений металлов, содержание которых в вулканических породах доходит до 20 %. Образование нефти будет продолжаться до тех пор, пока в недрах Земли есть вода, углекислый газ и восстановители (в основном закись железа). Кроме того, на гипотезу неорганического происхождения нефти работает, например практика разработки Ромашкинского месторождения (на территории Татарстана). Оно было открыто 60 лет назад и считалось выработанным на 80 %.. По словам госсоветника при президенте Татарстана Р.Муслимова, каждый год запасы нефти на месторождении пополняются на 1,5-2 млн.тонн и по новым расчетам нефть можно будет добывать до 2200г. Таким образом, теория неорганического происхождения нефти не только объясняет факты, ставящие в тупик «органиков», но и дает нам надежду на то, что запасы нефти на Земле значительно больше разведанных на сегодня, а самое главное - продолжают пополняться.

В целом можно сделать вывод, что две основные теории происхождения нефти достаточно убедительно объясняют этот процесс, взаимно дополняя друг друга. А истина лежит где-то посредине.

Происхождение газа

Метан широко распространен в природе. Он всегда входит в состав пластовой нефти. Много метана растворено в пластовых водах на глубине 1,5...5 км. Газообразный метан образует залежи в пористых и тре­щиноватых осадочных породах. В небольших концентрациях он присутствует в водах рек, озер и океанов, в почвенном воздухе и даже в атмосфере. Основная же масса метана рассеяна в осадочных и изверженных породах. Напомним также, что присутствие метана зафиксировано на ряде планет Солнечной системы и в далеком космосе.

Широкое распространение метана в природе позволяет предположить, что он образовался различными путями.

На сегодня известно несколько процессов, приводящих к образованию метана:

Биохимический;

Термокаталитический;

Радиационно-химический;

Механохимический;

Метаморфический;

Космогенный.

Биохимический процесс образования метана происходит в илах, почве, осадочных горных породах и гидросфере. Известно более десятка бактерий, в результате жизнедеятельности которых из органических соединений (белков, клетчатки, жирных кислот) образуется метан. Даже нефть на больших глубинах под действием бактерий, содержащихся в пластовой воде, разрушается до метана, азота и углекислого газа.

Термокаталитический процесс образования метана заключается в преобразовании в газ органического вещества осадочных пород под воз­действием повышенных температуры и давления в присутствии глинис­тых минералов, играющих роль катализатора. Этот процесс подобен образованию нефти. Первоначально органическое вещество, накапливающееся на дне водоемов и на суше, подвергается биохимическому разложению. Бактерии при этом разрушают простейшие соединения. По мере погружения органического вещества вглубь Земли и соответственного повышения температуры деятельность бактерий затухает и полностью прекращается при температуре 100°С. Однако уже включился другой механизм-разрушения сложных органических соединений (остатки живого вещества) в более простые углеводороды и, в частности, в метан, под воздействием возрастающих температуры и давления. Важную роль в этом процессе играют естественные катализаторы - алюмосиликаты, входящие в состав различных, особенно глинистых пород, а также микроэлементы и их соединения.

Чем же отличается в таком случае образование метана от образова­ния нефти?

Во-первых, нефть образуется из органического вещества са­пропелевого типа - осадков морей и шельфа океанов, образованных из фито- и зоопланктона, обогащенных жировыми веществами. Исходным для образования метана является органическое вещество гумусового типа, состоящее из остатков растительных организмов. Это вещество при термокатализе образует, в основном, метан.

Во-вторых, главная зона нефтеобразования соответствует температурам горных пород от 60 до 150°С, которые встречаются на глубине 1,5...6 км. В главной зоне нефте­образования наряду с нефтью образуется и метан (в сравнительно малых количествах), а также его более тяжелые гомологи. Мощная зона интенсивного газообразования соответствует температурам 150...200°С и больше, она находится ниже главной зоны нефтеобразования. В главной зоне газообразования в жестких температурных условиях происходит глубокая термическая деструкция не только рассеянного органического вещества, но и углеводородов горючих сланцев и нефти. При этом образуется большое количество метана.

Радиационно-химический процесс образования метана протекает при воздействии радиоактивного излучения на различные углеродистые соединения.

Замечено, что черные тонкодисперсные глинистые осадки с повы­шенной концентрацией органического вещества, как правило, обогащены и ураном. Это связано с тем, что накопление органического вещества в осадках благоприятствует осаждению солей урана. Под воздействием радиоактивного излучения органическое вещество распадается с образованием метана, водорода и окиси углерода. Последняя сама распадается на углерод и кислород, после чего углерод соединяется с водородом, так­же образуя метан.

Механохимический процесс образования метана заключается в об­разовании углеводородов из органического вещества (углей) под воздей­ствием постоянных и переменных механических нагрузок. В этом случае на контактах зерен минеральных пород образуются высокие напряжения, энергия которых и участвует в преобразовании органического вещества.

Метаморфический процесс образования метана связан с преобра­зованием угля под воздействием высоких температур в углерод. Данный процесс есть часть общего процесса преобразования веществ при температуре свыше 500 °С. В таких условиях глины превращаются в кристаллические сланцы и гранит, известняк-в мрамор и т. п.

Космогенный процесс образования метана описывает «космическая» гипотеза образования нефти В. Д. Соколова.

Какое место занимает каждый из этих процессов в общем, процессе образования метана? Считается, что основная масса метана большинства газовых месторождений мира имеет термокаталитическое происхождение. Образуется он на глубине от 1 до 10 км. Большая доля метана имеет биохимическое происхождение. Основное его количество образуется на глубинах до 1...2 км.

Внутреннее строение Земли

К настоящему времени сформировались общие представления о строении Земли, так как самые глубокие скважины на Земле вскрыли только земную кору. Более подробно про сверхглубокое бурение будет рассказано в разделе, посвященном бурению скважин.

В твердом теле Земли выделяют три оболочки: центральную – ядро, промежуточную – мантию и наружную – земную кору. Распределение внутренних геосфер по глубинам представлено в табл.16.

Таблица 16 Внутренние геосферы Земли

В настоящее время имеются разнообразные представления о внутреннем строении и составе Земли (В.Гольдшмидта, Г.Вашингтона, А.Е.Ферсмана и др.). Наиболее совершенной моделью строения Земли признана модель Гутенберга-Буллена.

Ядро – это наиболее плотная оболочка Земли. По современным данным различают внутреннее ядро (которое считается находящимся в твердом состоянии) и внешнее ядро (которое считается находиться в жидком состоянии). Считается, что ядро, в основном состоит из железа с примесью кислорода, серы, углерода и водорода, причем внутреннее ядро имеет железо-никелевый состав, что полностью отвечает составу ряда метеоритов.

Далее располагается мантия . Мантия разделяется на верхнюю и нижнюю. Считается, что верхняя мантия состоит из магнезиально-железистых минералов-силикатов типа оливина и пироксена. Нижняя мантия характеризуется однородным составом и состоит из вещества, богатого оксидами железа, магния. В настоящее время мантия оценивается как источник сейсмических и вулканических явлений, горообразовательных процессов, а также зона реализации магматизма.

Выше мантии находится земная кора. Граница между земной корой и мантией устанавливается по резкой смене скоростей сейсмических волн, она названа разделом Мохоровича, в честь югославского ученого А.Мохоровича, который впервые ее установивил.Мощность земной коры резко изменяется на материках и в океанах и делится на две основные части - континентальную и океаническую и две промежуточные-субконтинентальную и субокеаническую.

Такой характер планетарного рельефа связан с разным строением и составом земной: коры. Под материками толщина литосферы достигает 70 км (в среднем 35 км), а под океанами 10-15 км (в среднем 5-10 км).

Континентальная кора состоит из трех слоев осадочного, гранитогнейсового и базальтового. Океанская кора имеет двухслойное строение: под маломощным рыхлым осадочным слоем располагается базальтовый, который в свою очередь сменяется слоем, сложенным габбро с подчиненными ультрабазитами.

Субконтинентальная кора приурочена к островным дугам и имеет повышенную мощность. Субокеанская кора располагается под крупными океанскими впадинами, во внутриконтинентальных и окраинных морях (Охотское, Японское, Средиземное, Черное и др.) и в отличие от океанской обладает значительными мощностями осадочного слоя.

Строение земной коры

Земная кора является наиболее изученной из всех оболочек. Она сложена из горных пород. Горные породы - это минеральные соединения постоянного минералогического и химического состава, образующие самостоятельные геологические тела, слагающие земную кору. Горные породы по своему происхождению делятся на три группы: магматические, осадочные и метаморфические.

Магматические породы образовались в результате застывания и кристаллизации магмы на поверхности Земли в глубине земной поверхности или в ее недрах. Эти породы имеют, в основном кристаллическое строение. Животных и растительных остатков в них не содержится. Типичные представители магматических пород - базальты и граниты.

Осадочные породы образовались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и поверхности материков. Они делятся на обломочные породы, а также породы химического, органического и смешанного происхождения.

Обломочные породы образовались в результате отложения мелких кусочков разрушенных пород. Типичные представители: валуны, галечники, гравий, пески, песчаники, глины.

Породы химического происхождения образовались вследствие выпадения солей из водных растворов или в результате химических реакций в земной коре. Такими породами являются гипс, каменная соль, бурые железняки, кремнистые туфы.

Породы органического происхождения являются окаменелыми останками животных и растительных организмов. К ним относятся известняки, мел.

Породы смешанного происхождения сложены из материалов обломочного, химического, органического происхождения. Представители данных пород - мергели, глинистые и песчаные известняки.

Метаморфические породы образовались из магматических и осадочных пород под воздействием высоких температур и давлений в толще земной коры. К ним относятся сланцы, мрамор, яшмы.

Коренные породы Удмуртии выходят из-под почв и четвертичных отложений по берегам рек и ручьев, в оврагах, а также в различных выработках: карьерах, котлованах и т. д. Терригенные породы абсолютно преобладают. К ним относятся такие разности, как алевролиты, песчаники и значительно меньше - конгломераты, гравелиты, глины. Карбонатные породы, встречающиеся редко, включают известняки и.мергели. Все названные породы, как и любые другие, состоят из минералов, т. е. природных химических соединений. Так, известняки состоят из кальцита - соединения состава СаСО 3 . Зерна кальцита в известняках очень мелки и различимы только под микроскопом.

Мергели и глины, кроме кальцита, содержат в большом количестве микроскопически мелкие глинистые минералы. По этой причине после воздействия на мергель соляной кислотой на месте реакции образуются осветленные или более темные пятна - результат концентрации глинистых частиц. В известняках и мергелях порой встречаются гнезда и жилки кристаллического кальцита. Иногда можно видеть и друзы кальцита - сростки кристаллов данного минерала, приросших одним концом к горной породе.

Терригенные породы делятся на обломочные и глинистые. Большая часть коренной поверхности республики сложена обломочными породами. К ним относятся уже упомянутые алевролиты, песчаники, а также более редкие гравелиты, конгломераты.

Алевролиты состоят из обломочных зернышек таких минералов, как кварц (SiO 2), полевые шпаты (KAlSi 3 O 8 ; NaAlSi 3 O 8 ∙CaAl 2 Si 2 O 8), других пылеватых частиц диаметром не более 0,05 мм. Как правило, алевролиты сла о сцементированы, комковаты и по внешнему виду напоминапоминают глины. От глин они отличаются большим окаменением и меньшей пластичностью.

Песчаники - вторая распространенная коренная порода Удмуртии. Они состоят из обломочных частиц (песчинок) различного состава - зернышек кварца, полевых шпатов, обломков кремнистых и эффузивных (базальты) пород, вследствие чего данные песчаники называют полимиктовыми или полиминеральными. Размер песчаных частиц колеблется от 0,05 мм до 1 - 2 мм. Как правило, песчаники слабо сцементированы, легко разрыхляются и поэтому используются в строительных целях как обычные (современные речные) пески. В рыхлых песчаниках нередко встречаются прослои, линзы и конкреции известковых песчаников, обломочный материал которых сцементирован кальцитом. В отличие от алевролитов песчаникам свойственна как горизонтальная, так и косая слоистость. В песчаниках изредка отмечаются мелкие известковые раковины пресноводных двустворчатых моллюсков. Все вместе взятое (косая слоистость, редкие ископаемые моллюски) свидетельствуют о речном, или аллювиальном, происхождении полимиктовых песчаников. Цементация песчаников кальцитом связана с распадом бикарбоната кальция в подземных водах, циркулировавших по порам песков. Кальцит при этом выделялся как нерастворимый продукт реакции в результате улетучивания углекислого газа.

Реже терригенные горные породы представлены гравелитами и конгломератами. Это крепкие горные породы, состоящие из окатанных (круглых, овальных) или сглаженных обломков бурых мергелей, сцементированных кальцитом. Мергели - местного происхождения. В виде примеси в обломочном материале попадаются темные кремни и эффузивы (древние базальты), привнесенные пермскими реками с Урала. Размер обломков гравелитов колеблется от 1 (2) мм до 10 мм, соответственно в конгломератах от 10 мм до 100 мм и более.

В основном, месторождения нефти приурочены к осадочным породам, хотя существуют месторождения нефти, приуроченные либо к метаморфическим (Марокко, Венесуэла, США), либо к магматическим породам (Вьетнам, Казахстан).

13. Пласты-коллекторы. Пористость и проницаемость.

Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.

Породы с такими геолого-физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невозможно, называются неколлекторами.