Petrol ve gaz jeolojisinin temelleri. petrol ve gaz sahası geliştirmenin temelleri

İlk bölüm, petrol ve gaz jeolojisinin, hidrokarbon hammadde kaynakları olarak statik ve dinamik bir durumda petrol ve gaz yataklarını inceleyen bir bilim olduğunu göstermektedir.

Bir bilim olarak petrol ve gaz jeolojisi, geçen yüzyılın başında (1900) ortaya çıkmış ve uzun bir gelişme yolundan geçmiştir. Bu yol, çözülmesi gereken sorunlar, bunları çözme yöntemleri ve araçları bakımından farklılık gösteren birkaç aşamaya bölünmüştür. Yirminci yüzyılın 40'lı yıllarının sonunda başlayan modern aşama, petrol yataklarının geliştirilmesinde üretken oluşumları teşvik etme yöntemlerinin yaygın kullanımı ile karakterizedir. Petrol ve gaz sahası jeolojisi çalışmalarının sonuçları, hidrokarbon yataklarının tasarımı ve düzenlenmesi için jeolojik bir temel görevi görür. Petrol ve gaz sahası jeolojisi, gelişmeden önce petrol ve gaz rezervuarını birbirine bağlı unsurlardan oluşan statik bir jeolojik sistem olarak kabul eder:

belirli bir boşluk hacmine sahip belirli bir şekle sahip doğal bir rezervuar;

oluşum sıvıları;

termobarik koşullar.

Geliştirilen hidrokarbon rezervuarı, zaman içinde durumunu değiştiren karmaşık bir dinamik sistem olarak kabul edilmektedir.

Kılavuzun ikinci bölümü, petrol, gaz ve kondensat rezervleri ve kaynakları gruplarının ve kategorilerinin tanımlarını sağlar. Petrol, gaz kondensat ve ilgili bileşenlerin rezervlerini hesaplama ve kaynaklarını tahmin etme yöntemleri ayrıntılı olarak ele alınmaktadır. Petrol ve gaz rezervlerini hesaplamak için, petrol ve gaz yataklarının ilişkili olduğu alanın kapsamlı bir jeolojik çalışması ve oluşum koşullarının özellikleri hakkında bilgi gereklidir.

Üçüncü bölümde, petrol ve gaz yataklarının geliştirilmesine yönelik jeolojik saha desteğinin temel kavramları verilmiştir. Çok katmanlı petrol ve gaz sahalarının geliştirilmesi için sistemler ve ayrı bir üretim tesisi göz önünde bulundurulur, rezervuar basıncının korunması ile petrol sahalarının geliştirilmesi için sistemler de sunulur, hidrokarbon yataklarının geliştirilmesi üzerinde jeolojik saha kontrol yöntemleri ve yöntemleri. Petrol geri kazanımının arttırılması ayrıntılı olarak ele alınmaktadır.

Kurs, "Kuyuların açılması ve hidrokarbon yataklarının geliştirilmesi sürecinde toprak altının ve çevrenin korunması" konusuyla sona ermektedir. Bu nedenle, bu disiplinin ana görevleri şunlardır:

hidrokarbon yataklarının detaylı çalışması

geliştirme sistemleri seçiminin jeolojik doğrulaması

Geliştirme süreçlerini yönetmek için önlemleri haklı çıkarmak ve seçmek için petrol ve gaz yataklarının gelişimi üzerinde kontrol

petrol ve gaz sahalarının geliştirilmesinde deneyimin genelleştirilmesi

petrol, gaz, kondensat üretiminin planlanması;

petrol, gaz, kondensat ve ilgili bileşenlerin rezervlerinin hesaplanması;

kuyuların açılması ve hidrokarbon yataklarının kullanılması sürecinde toprak altının ve çevrenin korunması.

Her petrol, gaz ve kondensat sahası, uzman bir araştırma kuruluşu tarafından hazırlanan ve bu alan için ulusal açıdan en rasyonel geliştirme sistemini sağlayan bir proje belgesine göre geliştirilmektedir.

Bir petrol (gaz) rezervuarının geliştirilmesi, oluşum sıvılarının oluşum boyunca üretim kuyularının dibine hareket sürecini kontrol etmek için yürütülen bir çalışma kompleksidir. Bir petrol (gaz) rezervuarının geliştirilmesi aşağıdaki unsurları içerir:

Ø rezervuar başına kuyu sayısı;

Ø kuyuların mevduat üzerine yerleştirilmesi;

Ø kuyuları işletmeye alma sırası (sırası);

Ø kuyu çalışma modu;

Ø rezervuar enerji dengesi;

Petrol (gaz) rezervuar geliştirme sistemi, rezervuarı etkileyecek önlemleri dikkate alarak, belirli bir şemaya ve kabul edilen bir plana göre üretim kuyuları ile rezervuarın delinmesidir. Rezervuar enerjisinin en eksiksiz kullanımı ve rezervuarı etkilemek için önlemlerin uygulanması ile, spesifik koşulları dikkate alarak, mümkün olan en kısa sürede minimum maliyetle alt topraktan maksimum petrol ve gaz geri kazanımı sağladığında, geliştirme sistemine rasyonel denir. Bölgenin jeolojik ve ekonomik koşulları.

Rusya'da petrol ve gaz endüstrisinin gelişimi bir asırdan fazla bir tarihe sahiptir. 19. yüzyılın 40'lı yıllarının ortalarına kadar, petrol sahalarının gelişimi yalnızca yatakların doğal enerjisi kullanılarak gerçekleştirildi. Bunun nedeni, yeterince yüksek olmayan teknoloji ve geliştirme teknolojisi seviyesinin yanı sıra, bu kalkınma yaklaşımında radikal bir değişiklik için nesnel ön koşulların olmamasıydı.

1940'ların ortalarından bu yana, yeni petrol ve gaz bölgelerinin keşfinin bir sonucu olarak, petrol endüstrisinin gelişimi, büyük petrol yataklı alanlara sahip platform tipi sahaların gelişimi ile ilişkilendirilmiştir; tabakalar ve etkisiz bir doğal rejim - hızla çözünmüş gaz rejimine dönüşen elastik su basıncı. Kısa sürede, Rus bilim adamları ve üretim işçileri, teorik olarak doğruladılar ve pratikte, üretken petrol rezervuarlarına su enjekte ederek yapay ek enerjinin eklenmesiyle temelde yeni geliştirme sistemleri kullanmanın gerekliliğini ve olasılığını kanıtladılar.

Bilimsel ve teknolojik ilerlemedeki bir sonraki adım, petrol yataklarının gelişiminin verimliliğini daha da artıracak süreçlerin araştırılmasıydı. Son yıllarda, bilimsel ve mühendislik düşüncesi, su taşkınlarının verimliliğini artırmanın yollarının oluşturulması üzerinde çalışmaktadır. Aynı zamanda, petrol rezervuar kayalarından petrolün yer değiştirmesinin temelde yeni fiziksel ve kimyasal süreçlerine dayanan petrol rezervuarları üzerinde yeni etki yöntemleri aranmakta ve test, endüstriyel test ve uygulamadan geçmektedir.

Doğal rejimlerinin yüksek verimliliği dikkate alınarak gaz yataklarının geliştirilmesi, oluşum üzerinde yapay bir etki olmaksızın hala doğal enerji kullanılarak gerçekleştirilmektedir.

Son dönemde gaz kondensat sahaları hidrokarbon yataklarının dengesinde önemli rol oynamıştır.

Ve burada en acil görevlerden biri, gaz yoğuşma alanlarının geliştirilmesi için ekonomik olarak uygun yöntemlerin araştırılması, rezervuardaki yoğuşma kayıplarının önlenmesidir.

Bölüm 1: "Tarla alanlarındaki toprak altı ve hidrokarbon yataklarının jeolojik yapısını inceleme yöntemleri"

Bölüm 1. Kuyuları açarken jeolojik gözlemler ve araştırmalar

Hidrokarbon birikintileri her zaman gün yüzeyinden izole edilir ve farklı derinliklerde bulunur - birkaç yüz metreden birkaç kilometreye kadar - 5.0-7.0 km.

Kuyu sondaj sürecinin jeolojik gözlemlerinin temel amacı, mevduatların jeolojik yapısını ve bu ufukları doyuran bireysel üretken ufukları ve sıvıları incelemektir. Bu bilgi ne kadar eksiksiz ve niteliksel olursa, saha geliştirme projesi o kadar iyi olur.

Kuyu delme işlemi yakından izlenmelidir. Bir kuyunun açılmasının ardından jeolog, kuyu hakkında aşağıdaki bilgileri almalıdır:

kuyunun jeolojik bölümü, tamamlanan işin litolojisi;

rezervuar kayaçları bölümündeki konumu;

rezervuar kayalarının doygunluğunun doğası, neye doydukları, hangi rezervuar sıvısı

kuyuların teknik durumu (kuyu tasarımı, basınç dağılımı, kuyu deliği boyunca sıcaklık)

Petrol ve gaz için üretim kuyularının sondajının esas alınacağı bilgilere dayanarak, arama kuyularını açarken özellikle dikkatli jeolojik kontrol yapılmalıdır.

Sondaj kuyularının bölümlerini inceleme yöntemleri 2 gruba ayrılır:

1.doğrudan yöntemler

2.dolaylı yöntemler

Doğrudan yöntemler, kayaların litolojisinin geçilen bölümü, malzeme bileşimi, rezervuarların konumu ve doygunlukları hakkında doğrudan bilgi almamızı sağlar.

Dolaylı yöntemler, kuyuların kesiti hakkında dolaylı işaretlerle, yani fiziksel özelliklerinin elektrik akımı, manyetik, elastik geçişine karşı dirençle aynı özelliklerle ilişkisi ile bilgi sağlar.

Doğrudan yöntemler öğrenmeye dayanır:

sondaj sırasında kuyudan alınan kaya numuneleri (karot, kesmeler, yanal toprak taşıyıcı)

ilgili ve sabit örnekleme sırasında sıvıların örneklenmesi.

üretim kasasında test sırasında oluşum sıvısının örneklenmesi

çamur kütüğü

sondaj sırasındaki komplikasyonların izlenmesi (kuyu duvarlarının çökmesi, sondaj çamurunun kaybı, oluşum sıvısının ortaya çıkması)

Dolaylı yöntemler, kuyu bölümünün malzeme bileşimini, rezervuar özelliklerini, rezervuar kayalarının oluşum sıvısı ile doygunluğunun doğasını dolaylı göstergelerle yargılamayı mümkün kılar: doğal veya yapay radyoaktivite, kayanın elektrik akımını iletme yeteneği, akustik özellikler, manyetik, termal.

çekirdek çalışma

Çekirdek malzeme kuyu hakkında temel bilgilerdir.

Karot aralığının seçimi, belirlenen jeolojik görevlere bağlıdır.

Yeni, hala zayıf çalışılmış alanlarda, ilk kuyuları açarken, jeofizik çalışmaların kompleksleri ile birlikte sürekli karot örneklemesi yapılması tavsiye edilir. Kesitin üst kısmının çalışıldığı ve alt kısmının hala araştırılacağı alanlar için, çalışılan aralıkta, karotların sadece formasyonların temas noktalarından alınması gerekir ve keşfedilmemiş aralıkta sürekli karot alınmalıdır. gerçekleştirilebilir (bkz. Şekil 1)

Üretim kuyularında karot alınmaz ve tüm gözlemler loglama bilgilerine ve sondaj sürecinin gözlemlerine dayanır. Bu durumda, çekirdek, ayrıntılı çalışması için üretken ufukta alınır.

Çekirdeği incelerken, kuyu hakkında aşağıdaki bilgileri elde etmek gerekir:

petrol ve gaz işaretleri

kayanın malzeme bileşimi ve stratigrafik ilişkileri

kayaların rezervuar özellikleri

kayaların yapısal özellikleri ve oluşumlarının olası koşulları

HC içeriğini incelemek için laboratuvara gönderilen kaya örnekleri parafinlenir (gazlı beze sarılır ve birkaç kez erimiş parafine daldırılır, her seferinde gazlı beze batırılmış parafinin sertleşmesine izin verilir). Daha sonra mumlu numuneler düz kapaklı metal kutulara yerleştirilir. Numuneler pamuklu veya yumuşak kağıtla aktarılır ve araştırma için laboratuvara gönderilir. Çekirdeğin geri kalanı çekirdek deposuna alınır.

Çekirdeklerdeki petrol ve gaz belirtileri, taze numuneler ve kırıklar ile teçhizat üzerinde ön olarak ve daha sonra saha yönetim laboratuvarında daha ayrıntılı olarak incelenmelidir.

1 - a - karotsuz delme; b - karotlu delme

Karot aralıkları, delme amacına ve bölümün çalışma derecesine göre belirlenir. Tüm derin kuyular 5 kategoriye ayrılır: - referans, parametrik, arama, arama, üretim.

Derin sondajla keşfedilmemiş yeni alanlarda genel jeolojik yapıyı incelemek için referans kuyular açılmaktadır. Karot, kuyu deliği boyunca eşit olarak gerçekleştirilir. Aynı zamanda karot alma, toplam kuyu derinliğinin %50 ila %100'ü arasındadır.

Yeni bölgelerin jeolojik yapısını ve petrol ve gaz potansiyelini incelemek ve ayrıca jeolojik ve jeofizik malzemeleri birbirine bağlamak için parametrik kuyular açılmaktadır. Karot, toplam kuyu derinliğinin en az %20'sidir.

Petrol ve gaz yataklarını aramak için arama kuyuları açılmaktadır. Çekirdek örnekleme burada, çeşitli stratigrafik birimlerin verimli ufuklar ve kontakların meydana geldiği aralıklarda gerçekleştirilir. Karot ile kuyu derinliğinin %10-12'sinden fazlası açılmaz.

Rezervuarı geliştirmeye hazırlamak için petrol ve gaz içeriği belirlenmiş alanlarda arama kuyuları açılmaktadır. Çekirdek, yalnızca kuyu derinliğinin %6-8'i içindeki verimli horizon aralıklarında alınır.

Petrol ve gaz yatakları geliştirmek için üretim kuyuları açılmaktadır. Kern genellikle örneklenmez. Bununla birlikte, bazı durumlarda, verimli oluşumu incelemek için alan boyunca eşit aralıklarla yerleştirilmiş kuyuların %10'unda karot uygulaması yapılır.

Karot aralıkları özel uçlarla yapılır - karot uçları, ucun merkezinde çekirdek adı verilen delinmemiş kayayı bırakır ve yüzeye çıkarır. Kayanın delinmiş kısmına, sondaj işlemi sırasında bir sondaj sıvısı akımı tarafından yüzeye taşınan kesimler denir.

Yanal zemin taşıyıcıları kullanarak kayalardan numune alma

Bu yöntem, planlanan aralıkta çekirdek örnekleme başarısız olduğunda kullanılır. Ayrıca, sondajın tamamlanmasından sonra yapılan jeofizik araştırmaların sonuçlarına göre, petrol ve gaz içeriği açısından ilgi çekici ufuklar tespit edildiğinde bile, ancak bu aralık karot tarafından aydınlatılamadı. Yanal kazıyıcı yardımıyla sondaj kuyusu duvarından kaya numunesi alınır. Şu anda 2 tip bölüm kullanılmaktadır:

1.yan tırmıklar

2.sıkıcı yan tırnaklar

Ateşleme gruntonunun çalışma prensibi: Bizi ilgilendiren aralığa karşı boruların üzerine bir kartuş çelengi iner. Bir patlama meydana geldiğinde, gömlekler kuyu duvarlarını keser. Aleti kaldırırken, çelik tasmalardaki manşonlar, sondaj deliği duvarından yakalanan kaya ile yukarı doğru yükselir.

Bu yöntemin dezavantajları:

ezilmiş kaya alırız

küçük örnek

forvet sert kayaya girmiyor

gevşek kaya dökülüyor

Delme yan tırnakları - yatay delme taklidi, küçük hacimli örnekler alıyoruz.

çamur toplama

Delme işlemi sırasında, parçalar kayayı yok eder ve kaya parçaları bir sondaj sıvısı jeti ile yüzeye taşınır. Bu moloz, kaya parçacıklarına çamur denir. Yüzeyde alınırlar, sondaj çamurundan yıkanırlar ve dikkatlice incelenirler, yani. bu döküntülerin malzeme bileşimini belirleyin. Araştırma sonuçları, kesimlerin derinliğine göre çizilir. Böyle bir şemaya kesim tablosu denir (bkz. Şekil 2) Sondaj işlemi sırasında tüm kuyu kategorilerinden kesimler alınır.

Pirinç. 2 Daha İnce

Jeofizik kuyu araştırma yöntemleriBir CBS kursu çalışırken bağımsız olarak incelenirler.

Jeokimyasal araştırma yöntemleri

Gaz günlüğü

Kuyuların sondajı sürecinde, sondaj sıvısı üretken oluşumu yıkar. Petrol ve gaz parçacıkları çözeltiye girer ve onunla birlikte, sondaj sıvısının gazını gidermek için özel bir numune alıcının kullanıldığı yüzeye taşınır, hafif hidrokarbonların içeriği ve hidrokarbon gazlarının toplam içeriği incelenir. Araştırma sonuçları, özel bir gaz kaydı diyagramında çizilir (bkz. Şekil 3).

Şekil 3 Çamur günlüğü

Delme işlemi sırasında üretken bir oluşumun varlığı belirlenirse, gaz numunesi, doğrudan sondaj deliğinde tek tek bileşenlerin içeriği için bir kromatograf kullanılarak incelenir.

Mekanik kayıt

Penetrasyon oranı incelenir, 1m'lik delme için harcanan süre kaydedilir ve sonuçlar özel bir forma uygulanır (bkz. Şekil 4).

Pirinç. 4.Mekanik günlüğü boş

Kaliper

Kaliper ölçümü -bir kumpas kullanarak sondaj deliği çapının sürekli belirlenmesi.

Delme işleminde, sondaj çapı, uç çapından farklılık gösterir ve litolojik kayaç tipine bağlı olarak değişir. Örneğin, geçirgen kumlu kayaçların meydana geldiği aralıkta, kuyu duvarlarında çamur keki oluşumunun bir sonucu olarak kuyu çapında bir azalma, daralma meydana gelir. Killi kayaların meydana geldiği aralıkta, aksine, kil kayaların sondaj çamuru filtratı ile doygunluğu ve sondaj kuyusu duvarlarının daha fazla çökmesi sonucu, ucun çapına kıyasla sondaj deliği çapında bir artış vardır (bkz. Şekil 5). Karbonat kayalarının meydana geldiği aralıkta, kuyunun çapı ucun çapına karşılık gelir.

Pirinç. 5. Kayaların litolojisine bağlı olarak sondaj çapının arttırılması ve azaltılması

Sondaj çamuru, petrol ve gaz su gösterimlerinin parametrelerinin izlenmesi

Bir kuyu delme sürecinde aşağıdaki komplikasyonlar ortaya çıkabilir:

sondaj aletinin yapışmasına yol açan kuyu duvarlarının çökmesi;

sondaj çamurunun emilmesi, feci şekilde geri çekilmesine kadar - yırtılmış fay bölgelerini açarken;

sondaj sıvısının seyreltilmesi, yoğunluğunda bir azalma, bu da petrol veya gazın salınmasına neden olabilir.

Üretken bir oluşumun ilişkili ve durağan testi

Üretken bir oluşumun geçici ve durağan örneklemesi arasında ayrım yapın.

Verimli bir oluşumun ilgili örneklemesi, sondaj sırasında özel aletler kullanılarak üretken oluşumlardan petrol, gaz ve su örneklerinin alınmasından oluşur:

kablolu hat oluşumu test cihazı OPK

sondaj borularında oluşum test cihazı - KII (test araçları seti)

Kuyu sondajının sonunda sabit test yapılır.

Rezervuar testi sonucunda aşağıdaki bilgiler elde edilir:

Oluşum sıvısının doğası;

Rezervuar basıncı bilgisi;

VNK, GVK, GNK'nin konumu;

Kaya - rezervuarın geçirgenliği hakkında bilgi.

Kuyu inşaatı için tasarım belgeleri

Kuyu inşaatı için ana belge jeolojik ve teknik bir düzendir. 3 bölümden oluşur:

jeolojik kısım

teknik kısım

Jeolojik bölüm, kuyu hakkında aşağıdaki bilgileri içerir:

iyi tasarım bölümü

kayaların yaşı, oluşum derinliği, geliş açıları, mukavemet

olası komplikasyon aralıkları, karot aralıkları.

Teknik kısım şunları içerir:

delme modu (WOB, çamur pompası kapasitesi, rotor hızı)

kolonların iniş derinliği ve sayıları, çapları

kolonun arkasındaki çimento kaldırma yüksekliği, vb.

Bölüm 2 Kuyu sondaj malzemelerinin jeolojik işleme yöntemleri ve alanın jeolojik yapısının incelenmesi

Kuyu sondaj malzemelerinin jeolojik olarak işlenmesi, verimli bir oluşumun tepesi boyunca bir alan profili ve yapısal haritalar oluşturmayı mümkün kılarak, alanın yapısının tam bir resmini elde etmeyi mümkün kılar. Alanın yapısının tüm konularının ayrıntılı bir çalışması için, kapsamlı bir korelasyon (kuyu bölümlerinin karşılaştırılması) yapılması gerekir.

Kuyu bölümlerinin korelasyonu, kayaların oluşum sırasını belirlemek için destekleyici katmanların belirlenmesi ve oluşumlarının derinliğinin belirlenmesi, kalınlıklarındaki ve litolojik bileşimlerindeki değişiklikleri izlemek için aynı adı taşıyan katmanların belirlenmesinden oluşur. Petrol sahası işinde, kuyu bölümlerinin genel korelasyonu ile bölgesel (detaylı) arasında bir ayrım vardır. Genel korelasyonla, bir bütün olarak kuyuların kesitleri, bir veya birkaç horizon boyunca kuyu başından dip deliğine kadar karşılaştırılır (kıyaslamalar) Bkz. Şekil 6.

Ayrı ayrı katmanların ve birimlerin ayrıntılı bir çalışması için ayrıntılı (bölgesel) korelasyon gerçekleştirilir.

Korelasyon sonuçları bir korelasyon şeması şeklinde sunulur. Bir referans noktası (işaretleme ufku), bir kuyunun bölümünde, özellikleri (malzeme bileşimi, radyoaktivite, elektriksel özellikler, vb.) Yukarıdaki ve aşağıdaki katmanlardan keskin bir şekilde farklı olan bir rezervuardır. Yapmalıdır:

kuyular bölümünde olmak kolay;

tüm kuyuların bölümünde mevcut olmak;

küçük ama sabit bir değere sahiptir.

Pirinç. 6. Referans yüzeyi

Bölgesel korelasyon durumunda, üretken oluşumun tepesi referans yüzey olarak alınır. Bulanıksa, tek. Aynı zamanda aşınmışsa, alan içinde devam eden herhangi bir katman, formasyon içinde bir ara katman seçilir.

Alanın bölümlerinin hazırlanması - tipik, ortalama, özet

Genel bir korelasyon yaparken, kayaların tabakalanmaları ve kalınlıkları hakkında bilgi ediniriz. Bu bilgi, alanın bir bölümünü oluşturmak için gereklidir. Bu bölüm, kayaların ortalama özelliklerini, yaşlarını ve kalınlıklarını gösterir.

Katmanların dikey kalınlığı kullanılıyorsa, kesite tipik kesit adı verilir. Bu tür bölümler ticari alanlarda yapılır. Arama alanlarında, gerçek (normal) rezervuar kalınlıklarının kullanıldığı ortalama normal kesitler çizilir.

Alanın kesitinin alan olarak önemli ölçüde değişmesi durumunda, özet bölümleri oluşturulur. Özet bölümünde litolojik bir sütun derlerken, her katmanın maksimum kalınlığı kullanılır ve "kalınlık" sütununda maksimum ve minimum değerleri verilir.

Alanın jeolojik profil kesitinin çıkarılması

Jeolojik profil kesiti, düşey bir düzlem üzerine izdüşümdeki belirli bir çizgi boyunca yer altı yapısının grafik bir temsilidir. Yapı üzerindeki konumuna göre profil (1-1), enine (2-4) ve diyagonal (5-5) kesimler ayırt edilir.

Çizimde profil çizgisini yönlendirmek için belirli kurallar vardır. Sağda kuzey, doğu, kuzeydoğu, güneydoğu.

Sol - güney, batı, güneybatı, kuzeybatı.

Alanın bir profil kesitini oluşturmak için en sık kullanılan ölçekler 1: 5000, 1: 10000, 1: 25000, 1: 50000, 1: 100000'dir.

Kayaların geliş açılarının bozulmasını önlemek için dikey ve yatay ölçeklerin aynı olduğu varsayılmıştır. Ancak netlik için dikey ve yatay ölçekler farklı olarak alınmıştır. Örneğin, dikey ölçek 1: 1000 ve yatay ölçek 1: 10000'dir.

Kuyular kavisli ise, önce kavisli kuyuların yatay ve dikey izdüşümlerini oluşturuyoruz, çizime dikey izdüşümler uyguluyoruz ve bir profil oluşturuyoruz.

Alanın profil bölümünü oluşturma sırası

Deniz seviyesi çizgisi - 0-0 çizilir ve bunun üzerine kuyunun konumunu erteleriz. 1. kuyunun konumu rastgele seçilir. Profil ölçeğinde kuyu başlıklarının yüksekliklerini çizdiğimiz, elde edilen noktalardan dikey çizgiler çizin. Kuyu başlıklarını düz bir çizgiyle birleştiriyoruz - araziyi alıyoruz.

Pirinç. 9. Alanın profil bölümü

Kuyu başından dibe doğru kuyular inşa ediyoruz. Kavisli gövdelerin çıkıntılarını çizime aktarıyoruz. Kuyu boyunca, ilk etapta verilen stratigrafik ufukların derinliklerini, oluşum unsurlarını, fayların derinliklerini çizin.

Yapısal bir harita oluşturma

Yapısal bir harita, herhangi bir ufkun üst veya alt kısmının yeraltı topografyasını yatay olarak gösteren jeolojik bir çizimdir. farklı yaşlar katılabilir.

Yapısal harita, toprak altının yapısı hakkında net bir fikir verir, üretim ve arama kuyularının doğru tasarımını sağlar, petrol ve gaz yataklarının incelenmesini, yatak alanı üzerindeki rezervuar basınçlarının dağılımını kolaylaştırır. Yapısal bir harita oluşturma örneği Şekil 10'da gösterilmektedir.

Pirinç. 10. Yapısal bir harita oluşturma örneği

Yapısal bir harita oluştururken, deniz seviyesi genellikle yeraltı kabartmasının konturlarının (izohips) sayıldığı referans düzlem olarak alınır.

Deniz seviyesinin altındaki işaretler eksi işaretiyle, üstte artı işaretiyle alınır.

İzohipsler arasındaki yükseklik aralıklarının eşit olmasına denir. izojips kesiti.

Saha uygulamasında, genellikle aşağıdaki yapısal harita oluşturma yöntemleri kullanılır:

üçgenler yöntemi bozulmamış yapılar içindir.

profil yöntemi - ciddi şekilde bozulmuş yapılar için.

kombine.

Üçgen yöntemiyle yapısal bir haritanın oluşturulması, kuyuların çizgilerle birbirine bağlanması ve tercihen eşkenar bir üçgen sistemi oluşturmasından oluşur. Sonra formasyon penetrasyon noktaları arasında enterpolasyon yaparız. Aynı ismin işaretlerini birleştiriyoruz - yapısal bir harita elde ediyoruz.

Rezervuar penetrasyon noktasının mutlak yüksekliği aşağıdaki formülle belirlenir:

+ A.O. = + Al-,

A.O.-rezervuar penetrasyon noktasının mutlak yüksekliği, deniz seviyesinden rezervuar penetrasyon noktasına olan dikey mesafedir, m.

Al- kuyu başı yüksekliği - deniz seviyesinden kuyu başına dikey mesafe, m.

ben- formasyon açıklığının derinliği - kuyu başından formasyon açıklığının noktasına kadar olan mesafe, m.

ΣΔ ben- kuyuların eğriliği için düzeltme, m.

Şekil 11, formasyonu açmak için çeşitli seçenekleri göstermektedir:

Pirinç. 11. Formasyonu açmak için çeşitli seçenekler

Toprak altında petrol, gaz ve su oluşum koşulları

Petrol ve gaz taşıyan oluşumların etkin işleyişinin geliştirilmesi ve organizasyonu için rasyonel bir sistem uygulamak için, bunların fiziksel ve rezervuar özelliklerini, içerdikleri oluşum sıvılarının fizikokimyasal özelliklerini, oluşumdaki dağılım koşullarını bilmek gerekir. , ve formasyonun hidrojeolojik özellikleri.

Kayaların fiziksel özellikleri - rezervuarlar

Hidrokarbon içeren petrol sahalarının üretken oluşumları, aşağıdaki ana özelliklerle karakterize edilir:

gözeneklilik;

geçirgenlik;

kayaların çeşitli oluşum koşullarında petrol, gaz, su ile doygunluğu;

granülometrik bileşim;

petrol, gaz, su ile etkileşime girdiğinde moleküler yüzey özellikleri.

gözeneklilik

Bir kayanın gözenekliliği, içindeki boşlukların (gözenekler, oyuklar, çatlaklar) varlığı olarak anlaşılır. Gözeneklilik, kayanın oluşum sıvısını içerme yeteneğini belirler.

Porozite, numunenin gözenek hacminin, yüzde olarak ifade edilen hacmine oranıdır.

n = VNS/ VÖ *100%

Kantitatif olarak, gözeneklilik, gözeneklilik katsayısı ile karakterize edilir - numunenin gözenek hacminin, bir birimin fraksiyonlarında numunenin hacmine oranı.

kNS= VNS/ VÖ

Farklı kayaların farklı gözeneklilik değerleri vardır, örneğin:

kil şeyl - 0,54 - 1,4%

killer - 6.0 - %50

kumlar - 6.0 - 52%

kumtaşları - %3,5 - 29

kalker, dolomit - 0.65 - 33%

Saha uygulamasında, aşağıdaki gözeneklilik türleri ayırt edilir:

toplam (mutlak, fiziksel, toplam), örneğin hacmi ile onu oluşturan tanelerin hacmi arasındaki farktır.

açık (doyma gözenekliliği) - sıvı veya gazın nüfuz ettiği birbirine bağlı tüm gözeneklerin ve çatlakların hacmi;

etkili - petrol veya gazla doymuş gözeneklerin hacmi eksi gözeneklerdeki bağlı su içeriği;

Gözeneklilik verimliliği faktörü, petrol ve gaz doyma faktörü ile açık gözeneklilik faktörünün ürünüdür.

Karbonat kayaçları %6-10 ve daha yüksek gözenekliliğe sahip verimlidir.

Kumlu kayaların gözenekliliği %3 ile %40 arasında, esas olarak %16-25 arasında değişmektedir.

Gözeneklilik, numunelerin laboratuvar analizi veya GIS sonuçları ile belirlenir.

kaya geçirgenliği

kaya geçirgenliği [NS]- oluşum sıvısını geçme yeteneği.

Kil gibi bazı kayalar yüksek gözenekliliğe ancak düşük geçirgenliğe sahiptir. Diğer kireçtaşları, aksine, düşük gözenekliliğe, ancak yüksek geçirgenliğe sahiptir.

Petrol sahası uygulamasında, aşağıdaki geçirgenlik türleri ayırt edilir:

mutlak;

etkili (faz);

akraba;

Mutlak geçirgenlik, içinde bir faz (yağ, gaz veya su) hareket ettiğinde gözenekli bir ortamın geçirgenliğidir. Mutlak geçirgenlik, kayanın ekstraksiyonundan ve sabit ağırlığa kadar kurutulmasından sonra gaz (azot) tarafından belirlenen kayaların geçirgenliği olarak kabul edilir. Mutlak geçirgenlik, çevrenin kendisinin doğasını karakterize eder.

Faz geçirgenliği (etkili), gözeneklerde çok fazlı sistemlerin varlığında ve hareketinde belirli bir akışkan için kaya geçirgenliğidir.

Nispi geçirgenlik, faz geçirgenliğinin mutlak geçirgenliğe oranıdır.

Kayaların geçirgenliği incelenirken, gözenekli bir ortamdaki sıvı filtrasyon hızının basınç düşüşü ile orantılı ve sıvının viskozitesi ile ters orantılı olduğu doğrusal Darcy filtrasyon yasası formülü kullanılır.

V = Q / F =kΔP/ μL ,

Q- 1 saniye boyunca kayadan sıvının hacimsel akış hızı. - m 3

V- lineer filtrasyon hızı - m / s

μ - sıvının dinamik viskozitesi, ns / m2

F- filtreleme alanı - m2

ΔP- numunenin uzunluğu boyunca basınç düşüşü L, MPa

k- orantılılık katsayısı (geçirgenlik katsayısı), aşağıdaki formülle belirlenir:

K = QML /FΔP

Ölçü birimleri aşağıdaki gibidir:

[L] -m [F] -m2 [Q] -m3 / s [P] -n / m2 [ μ ] -ns / m2

Birliğe eşit katsayıların tüm değerleri için k boyutu m'dir.2

Boyutun fiziksel anlamı kbu alan. Geçirgenlik, içinden oluşum sıvısının filtrelendiği gözenekli ortamın kanallarının kesit alanının boyutunu karakterize eder.

Alanda, geçirgenliği değerlendirmek için pratik bir birim kullanılır - darcy- hangisi 10'da 12kat daha az k = 1 m2 .

birim başına 1 günalanı olan bir numuneden süzerken, böyle gözenekli bir ortamın geçirgenliğini alın. 1 cm2 uzunluk 1 cmdiferansiyel basınçta 1 kg / cm2 viskozite sıvı akışı 1cP(santi-poise) 1 cm3 /ile birlikte... Miktar 0,001 gün- aranan askeriye.

Petrol ve gaz rezervuarlarının geçirgenliği 10-20 md'den 200 md'ye kadardır.

Pirinç. 12. Su ve kerosenin bağıl geçirgenliği

İncir. 12, gazyağı için nispi geçirgenliğin olduğu görülebilir. pişirmek- oluşumun artan su doygunluğu ile hızla azalır. Su doygunluğuna ulaştığında kv- kerosen için %50'ye kadar bağıl geçirgenlik katsayısı pişirmek%25'e düşer. artarken kv%80'e kadar, pişirmek0'a düşer ve gözenekli ortamdan saf su süzülür. Suya göreli geçirgenlikteki değişim ters yönde gerçekleşir.

Mevduatlarda petrol, gaz ve su oluşum koşulları

Gözenekli ve üzerini örten geçirimsiz kayaçlardan oluşan yapıların üst kısımlarında petrol ve gaz yatakları bulunur. (lastikler).Bu yapılar denir tuzaklar.

Oluşum koşullarına ve petrol ve gazın nicel oranına bağlı olarak, tortular alt bölümlere ayrılır:

saf gaz

gaz kondensatı

gaz yağı (gaz kapaklı)

yağda çözünmüş gaz ile yağ.

Petrol ve gaz, yoğunluklarına göre rezervuarda bulunur: üst kısımda gaz, alt - yağ ve hatta alt - su vardır (bkz. Şekil 13).

Petrol ve gaza ek olarak, rezervuarların petrol ve gaz kısımları, kılcal basınç kuvvetleri tarafından tutulan gözenek duvarları ve alt kılcal çatlaklar üzerinde ince tabakalar halinde su içerir. Bu su denir "Bağlı" veya "artık"."Bağlı" su içeriği, gözenek boşluğunun toplam hacminin %10-30'u kadardır.

13. Rezervuarda petrol, gaz ve su dağıtımı

Mevduat öğeleri Petrol gazı:

yağ-su teması (OWC) - rezervuarın yağ ve su kısımları arasındaki sınır.

gaz-yağ teması (GOC) - rezervuarın gaz ve petrol kısımları arasındaki sınır.

gaz-su teması (GWK) - yatağın gazla doymuş ve suya doymuş kısımları arasındaki sınır.

petrol taşıma kapasitesinin dış konturu, OWC'nin üretken oluşumun tepesi ile kesişimidir.

petrol taşıma kapasitesinin iç konturu, OWC'nin üretken oluşumun tabanı ile kesişimidir;

kontura yakın bölge, petrol taşıma kapasitesinin dış ve iç hatları arasındaki petrol rezervuarının bir parçasıdır;

Petrol taşıma kapasitesinin iç konturu içinde açılan kuyular, petrol deposunun tüm kalınlığına nüfuz eder.

Sınır bölgesi içinde açılan kuyular, üst kısımda açık - petrole doymuş rezervuar, OWC'nin altında - suya doymuş kısım.

Petrol taşıma kapasitesinin dış konturunun profillerinin arkasına açılan kuyular, formasyonun suya doymuş kısmını açar.

Su doygunluk katsayısı, numunedeki su hacminin numunenin gözenek hacmine oranıdır.

Kv= VSu/ Vdan beri

Yağ doygunluk katsayısı, numunedeki yağ hacminin numunenin gözenek hacmine oranıdır.

İLEn= Vnef / V gözenek

Bu katsayılar arasında aşağıdaki ilişki vardır:

İLEn+ Kv=1

Üretken tabaka kalınlığı

Petrol sahası uygulamasında, aşağıdaki tipte rezervuar kalınlıkları ayırt edilir (bkz. Şekil 14):

toplam yatak kalınlığı HToplam- tüm ara katmanların toplam kalınlığı - geçirgen ve geçirimsiz - oluşumun tepesinden dibine kadar olan mesafe.

etkili kalınlık Heff- sıvıların hareketinin mümkün olduğu gözenekli ve geçirgen ara katmanların toplam kalınlığı.

etkili yağ - veya gaz taşıyan kalınlık Heffn-biz- petrol veya gazla doymuş ara katmanların toplam kalınlığı.

HToplam- (toplam kalınlık)

eff= h1 + h2efn-burun= h1 + h3

Pirinç. 14 Üretken tabakaların kalınlığının kahkahası

Kalınlık değişim modellerini incelemek için bir harita çizilir - genel, etkili ve etkili petrol ve gaza doymuş kalınlıklar.

Eşit kalınlık değerlerine sahip çizgilere isopach denir ve harita bir isopach haritasıdır.

Yapım tekniği, üçgenler yöntemini kullanarak yapısal bir haritanın oluşturulmasına benzer.

Petrol ve gaz sahalarının toprak altının termobarik koşulları

Petrol ve gaz sahalarının derinliklerindeki sıcaklık ve basıncı bilmek, hem bilimsel hem de ulusal ekonomik öneme sahip sorunların çözümüne doğru bir şekilde yaklaşmak için gereklidir:

1.petrol ve gaz yataklarının oluşumu ve yerleştirilmesi.

2.büyük derinliklerde hidrokarbon birikimlerinin faz durumunun belirlenmesi.

.derin ve süper derin kuyuları delmek ve pompalamak için teknoloji sorunları.

.iyi gelişme.

Bağırsaklardaki sıcaklık

Boş kuyulardaki çok sayıda sıcaklık ölçümü, sıcaklığın derinlikle arttığını ve bu artışın bir jeotermal adım ve bir jeotermal gradyan ile karakterize edilebileceğini kaydetti.

Üretken tabakaların oluşum derinliğindeki artışla birlikte sıcaklık da yükselir. Derinlik birimi başına sıcaklıktaki değişime denir. jeotermal gradyan. Değeri %2,5 ila %4,0 / 100 m arasında değişmektedir.

Jeotermal gradyan, birim uzunluk (derinlik) başına sıcaklıktaki artıştır.

derece t = t2 -T1 / H2 -H1 [ 0 Santimetre]

Jeotermal seviye [G], sıcaklığın 10 kat artması için daha derine inilmesi gereken mesafedir. İLE BİRLİKTE.

G = H2 -H1 / T2 -T1 [m /0 İLE BİRLİKTE]

Pirinç. 15. Derinlikle sıcaklık değişimi

Bu parametreler, boş kuyulardaki sıcaklıklar ölçülerek belirlenir.

Derinlikli sıcaklık ölçümleri, tüm kuyu boyunca bir elektrotermometre veya bilimsel amaçlar için maksimum termometre ile yapılır.

Maksimum termometre, indirildiği derinlikteki maksimum sıcaklığı gösterir. Bir elektrotermometre, alet kaldırılırken kuyu deliği boyunca sürekli olarak sıcaklığı kaydeder.

Kayaların gerçek sıcaklığını elde etmek için, kuyu uzun bir süre, en az 25-30 gün dinlenmelidir, böylece sondajla bozulan doğal bir termal rejim kurulur. Sıcaklık ölçümlerinin sonuçlarına dayanarak, termogramlar oluşturulur - derinliğe sıcaklık bağımlılığı eğrileri. Termogram verileri kullanılarak jeotermal gradyan ve adım belirlenebilir.

Dünya genelinde ortalama olarak, jeotermal gradyan 2.5-3.0 değerine sahiptir. 0C / 100m.

Petrol ve gaz alanlarının derinliklerinde rezervuar basıncı

Her yeraltı rezervuarı petrol, su veya gaz ile doldurulur ve rezervuar su tahrik sisteminin enerjisine sahiptir.

Rezervuar enerjisi, Dünya'nın yerçekimi alanındaki rezervuar sıvısının potansiyel enerjisidir. Kuyu açıldıktan sonra, doğal su tahrik sisteminde bir dengesizlik meydana gelir: potansiyel enerji kinetik enerjiye dönüştürülür ve oluşumdaki akışkanların üretim kuyularının dibine taşınması ve yüzeye çıkarılması için harcanır.

Rezervuar enerjisinin ölçüsü, rezervuar basıncıdır - bu, rezervuardaki sıvı veya gazın - doğal koşullarda rezervuarlardaki basıncıdır.

Petrol ve gaz alanlarında, rezervuar basıncı (P lütfen ) her 100 m derinlik için derinlikle 0,8 - 1,2 MPa artar, yani. yaklaşık 1.0 MPa / 100m.

Yoğunluğu olan bir mineralli su sütunu tarafından dengelenen basınç ρ = 1,05 - 1,25 gr / cm 3 (103kg / m 3) normal hidrostatik basınç olarak adlandırılır. Aşağıdaki gibi hesaplanır:

Rn.y. = Hρ v/ 100 [MPa]

H - derinlik, m.

ρ v- su yoğunluğu, g / cm3 , kg / m3 .

Eğer ρ v 1.0'a eşit alıyoruz, o zaman bu basınca şartlı hidrostatik denir

Koşullu hidrostatik basınç, yoğunluğu 1.0 g / cm olan bir tatlı su sütunu tarafından oluşturulan basınçtır. 3kuyu başından dibe kadar olan yükseklik.

rör.= N / 100 [MPa]

Yıkama sıvısının yoğunlukla dengelediği basınç ρ F = 1,3 gr / cm 3ve dahası, kuyu başından kuyunun dibine kadar olan yüksekliğe süperhidrostatik (SGPD) veya anormal derecede yüksek rezervuar basıncı (AHPP) denir. Bu basınç, geleneksel hidrostatik basınçtan %30 veya daha fazla ve %20-25 - normal hidrostatik basınçtan daha yüksektir.

Anormal oluşum basıncının normal hidrostatik basınca oranına, oluşum basıncı anormalliği katsayısı denir.

İLEa= (PAHPA/Rng.) >1,3

Hidrostatik basıncın altında anormal derecede düşük bir oluşum basıncı (ALP) bulunur - bu, yoğunluğu 0,8 g / cm'den az olan bir sondaj sıvısı sütunu tarafından dengelenen basınçtır. 3... Eğer Ka< 0,8 - это АНПД.

Rezervuarın en önemli özelliklerinden biri kaya basıncıdır - bu, jeostatik ve jeotektonik basınçların rezervuar üzerindeki toplam etkisinin bir sonucu olan basınçtır.

Jeostatik basınç, üstteki tabakaların kütlesi tarafından oluşum üzerine uygulanan basınçtır.

rG. e.= HpNS/ 100 [MPa]

Nereye, ρ NS = 2,3 g / cm 3 - kayaların ortalama yoğunluğu.

Geotektonik basınç (gerilme basıncı), sürekli - aralıklı tektonik hareketler sonucunda tabakalarda oluşan, oluşan basınçtır.

Kaya basıncı, kayaların kendileri tarafından ve kayaların içinde - iskeletleri (katmanı oluşturan taneler) tarafından iletilir. Doğal koşullar altında, kaya basıncı, rezervuar basıncı ile dengelenir. Jeostatik ve rezervuar basıncı arasındaki farka paketleme basıncı denir.

ryukarı= Pg e- Rlütfen

Saha uygulamasında, rezervuar basıncı, bitişik kuyuların aşağı çekme kraterlerinden etkilenmeyen rezervuardaki belirli bir noktadaki basıncı ifade eder (bkz. Şekil 16). Δ Paşağıdaki formülle hesaplanır:

Δ P = Plütfen- PUnuttun ,

nerede, ppl-rezervuar baskı yapmak

Pzab- çalışan bir kuyunun dibindeki basınç.

Pirinç. 16 İşletme kuyuları ile rezervuar basıncının dağılımı

İlk rezervuar basıncı P0 formasyondan önemli miktarda sıvı veya gaz çekilmeden önce formasyona nüfuz etmek için ilk kuyuda ölçülen basınçtır.

Mevcut rezervuar basıncı, göreceli bir istatistiksel dengenin kurulduğu kuyuda belirli bir tarihte ölçülen basınçtır.

Jeolojik yapının (ölçüm derinliği) oluşum basıncı üzerindeki etkisini dışlamak için kuyuda ölçülen basınç, petrol veya gaz seviyesinin ortasına, rezervuar hacminin orta noktasına veya OWC ile çakışan düzleme yeniden hesaplanır. .

Petrol veya gaz yataklarının gelişimi sırasında basınç sürekli değişmektedir, gelişmeyi izlerken basınç her kuyuda periyodik olarak ölçülmektedir.

Rezervuar alanındaki basınç değişikliklerinin doğasını incelemek için basınç haritaları oluşturulur. Eşit basınç çizgilerine izobar, haritalara izobar denir.

Pirinç. 17. Kuyular için zaman içinde basınç değişikliklerinin grafiği

Rezervuar basıncındaki değişikliklerin sistematik olarak izlenmesi, rezervuarda meydana gelen süreçleri yargılamayı ve bir bütün olarak alanın gelişimini düzenlemeyi mümkün kılar.

Rezervuar basıncı, bir tel üzerinde kuyuya indirilen kuyu içi basınç göstergeleri kullanılarak belirlenir.

Oluşumdaki sıvılar ve gazlar basınç altındadır, buna denir. rezervuar.Rezervuar basıncının büyüklüğünden Plütfen- rezervuar enerji rezervine ve rezervuar koşullarındaki sıvı ve gazların özelliklerine bağlıdır. Plütfengaz yataklarının rezervlerini, kuyu akış oranlarını ve yatakların çalışma koşullarını belirler.

Tecrübe gösteriyor ki P0 (ilk rezervuar basıncı) ilk açılan kuyuda ölçülen rezervuarın derinliğine bağlıdır ve yaklaşık olarak f-le ile belirlenebilir:

P = hg [MPa]

H- yatağın derinliği, m

ρ- sıvı yoğunluğu, kg / m 3

g - yerçekimi ivmesi

Kuyu fışkırırsa (taşarsa), P lütfen formülle belirlenir:

P lütfen =hg + P (kuyu başı basıncı)

Kuyudaki sıvı seviyesi kuyu başına ulaşmıyorsa

P lütfen = H 1ρg

H 1- kuyudaki sıvı kolonunun yüksekliği, m.

Pirinç. 18. Azaltılmış rezervuar basıncının belirlenmesi

Bir gaz rezervuarında veya bir petrol rezervuarının gaz kısmında, rezervuar basıncı tüm hacim boyunca pratik olarak aynıdır.

Yağ birikintilerinde, farklı kısımlardaki rezervuar basıncı farklıdır: kanatlarda - maksimum, çatıda - minimum. Bu nedenle, rezervuarın işletimi sırasında rezervuar basıncındaki değişikliklerin analizi zordur. Oluşum basıncı değerlerini bir düzlemle, örneğin su-yağ teması (OWC) düzlemi ile ilişkilendirmek daha uygundur. Bu düzleme atıfta bulunulan basınca indirgenmiş denir (bkz. Şekil 18) ve aşağıdaki formüllerle belirlenir:

P1 pr =P1 + x1 ρg

P2pr =P2 - NS2 ρg

Petrol, gaz ve suyun fiziksel özellikleri

Gaz alanlarından çıkan gazlara doğal gazlar, petrolle birlikte üretilen gazlara ise petrol veya ilgili gazlar denir.

Doğal gazlar ve petrol gazları esas olarak C serisi doymuş hidrokarbonlardan oluşur. n H 2n + 2 : metan, etan, propan, bütan. Pentan ile başlayan (C 5H 12) ve üstü sıvılardır.

Hidrokarbon gazları genellikle hidrokarbon (CO 2, hidrojen sülfür H 2S, nitrojen N, helyum He, argon, Ar, cıva buharı ve merkaptanlar. CO içeriği 2 ve H 2S bazen yüzde onlarcaya ulaşır ve diğer safsızlıklar - örneğin, AGCM'nin oluşum karışımında yüzde fraksiyonları, karbondioksit içeriği% 12-15 ve hidrojen sülfür% 24-30'dur.

Hidrokarbon gazlarının moleküler ağırlığı (M) - aşağıdaki formülle belirlenir:

M = ∑MbenYben

mben- i -inci bileşenin moleküler ağırlığı

Yben- karışımdaki i-inci bileşenin hacme göre oranı.

Yoğunluk, bir maddenin kütlesinin işgal edilen hacme oranıdır.

ρ = m / V [kg / m23 ].

Yoğunluk 0.73-1.0 kg/m arasındadır 3... Pratikte, gazın nispi yoğunluğunu kullanırlar - belirli bir gazın kütlesinin aynı hacimdeki hava kütlesine oranı.

Çeşitli gazların bağıl yoğunlukları aşağıda verilmiştir:

Hava - 1.0CH 4 - 0,553n 2- 0.9673C 8H 6 - 1,038CO 2- 1.5291C 3H 8 - 1,523H 2S - 1.1906C 4H 10 - 2,007

Normal koşullarda hacimden rezervuar koşullarında aynı miktarın kapladığı hacme geçiş için, formasyon gazının hacimsel katsayısı V, 1m alacak hacimdir. 3 rezervuar koşullarında gaz.

V = V0 Z (TP0 / T0 * P)

nerede, V0 - başlangıç basıncında normal koşullar altında gaz hacmi P 0 , ve sıcaklık T0 .

V, mevcut basınçtaki P gaz hacmi ve T sıcaklığı, gazın sıkıştırılabilirliği üzerindeki katsayıdır.

Rezervuar gazının hacimsel katsayısı V içeride 0.01-0.0075

Gaz viskozitesi, bir gazın, bazı parçacıkların diğerlerine göre hareketine direnme özelliğidir. SI birimlerinde, dinamik viskozite mPa * s (saniyede mili-paskal) cinsinden ölçülür, örneğin suyun t'deki dinamik viskozitesi 0 200C, µ = 1 mPa * s'dir. Gaz alanlarının gaz viskozitesi 0,0131 ila 0.0172 mPa * s arasında değişir.

AGKM oluşum karışımının viskozitesi 0,05 - 0,09 mPa * s'dir.

Gazların yağdaki çözünürlüğü

Birim sıvı hacminde çözünen tek bileşenli bir gazın hacmi, basınçla doğru orantılıdır.

VG/ VF = αP

nerede, V G - çözünen gazın hacmi

V F - sıvı hacmi

SAHA JEOLOJİSİNİN TEMELLERİ VE PETROL VE GAZ YATAKLARININ GELİŞİMİ 1 sayfa

Petrol ve gaz sahası jeolojisi (OGPG), ulusal ekonomik önemlerini ve maden kaynaklarının rasyonel kullanımını belirlemek için ilk (doğal) durumda ve gelişme sürecinde petrol ve gaz sahaları ve yatakları hakkında ayrıntılı bir çalışma yapan bir jeoloji dalıdır. .

NGPG'nin ana hedefleri aşağıdaki gibidir:

Mevduatların saha jeolojik modellemesi;

Petrol, gaz ve kondensat rezervlerinin yapılandırılması;

Petrol ve gaz sahalarının geliştirilmesi için sistemin jeolojik olarak doğrulanması;

Geliştirme ve petrol, gaz veya kondensat geri kazanımının verimliliğini artırmaya yönelik önlemlerin jeolojik olarak doğrulanması.

NGPG'nin görevleri şunlarla ilgili çeşitli konuları ele almaktır: araştırmanın amacı hakkında bilgi edinme; rezervuarın yapısı ve işleyişi hakkında gözlemlenen dağınık gerçekleri tek bir bütün halinde birleştiren kalıp arayışı ile; gözlem ve araştırma sonuçlarının işlenmesi, genelleştirilmesi ve analizi için yöntemlerin oluşturulmasında; çeşitli jeolojik koşullarda bu yöntemlerin etkinliğinin değerlendirilmesinde vb.

Bu metodolojik kılavuz, uygulanması, jeolojik ve saha bilgilerini toplamak ve işlemek için bir dizi yöntemde ustalaşmanıza, petrol ve gaz rezervuarı, rezervuar sınırları gibi çeşitli saha jeolojisi kavramlarını anlamanıza olanak tanıyan 11 laboratuvar çalışması sunar. , üretken tabakaların heterojenliği, rezervuarların koşullu sınırları, kuyu kusuru, rezervuar basıncı, rezervuar filtrasyon özellikleri (geçirgenlik, hidrolik iletkenlik,

Piezoiletkenlik), gösterge diyagramı, basınç geri kazanım eğrisi (HPC), gelişme dinamikleri, yağ geri kazanım faktörü.

1 No'lu Laboratuvar Çalışması Verilere göre petrol rezervuarının sınırlarının konumunun belirlenmesi

kuyu sondajı

Rezervuarın iç yapısını ölçüm, gözlem ve tanım verilerine göre ortaya çıkarmak, rezervuar yapısının bir modelini oluşturma görevidir. Bu sorunu çözmede önemli bir aşama, jeolojik sınırların çizilmesidir. Rezervuarın şekli ve tipi, onu sınırlayan jeolojik sınırların doğasına bağlıdır.

Jeolojik sınırlar yüzeyleri içerir: yapısal,

farklı yaş ve litolojideki kayaçların dokanağı ile ilişkili; stratigrafik anlaşmazlıklar; tektonik bozukluklar; yanı sıra rezervuar kayalarını (PC) doygunluklarının doğası gereği ayıran yüzeyler, yani petrol-su, gaz-yağ ve gaz-su temasları (WOC, GOC, GWK). Petrol ve gaz yataklarının çoğu, şekli rezervuarın şeklini belirleyen tektonik yapılarla (kıvrımlar, yükselmeler, kubbeler vb.) ilişkilidir.

Yapısal yüzeylerin şekli (çökeltilerin üstü ve altı) dahil olmak üzere yapısal formlar, yapısal haritalar kullanılarak incelenir.

Yapısal bir harita oluşturmak için ilk veriler, kuyu yerleşim planı ve her bir kuyuda haritalanmış yüzeyin mutlak yüksekliklerinin değerleridir. Mutlak yükseklik, deniz seviyesinden haritalanmış yüzeye olan dikey mesafedir:

H = (A + Al) -L, (1.1)

burada A kuyu başının yüksekliğidir, L kuyudaki haritalanmış yüzeyin derinliğidir, D1 kuyunun eğrilikten dolayı uzamasıdır.

Üçgen yöntemi, yapı haritaları oluşturmanın geleneksel yoludur.

Rezervuar heterojenliği ile ilişkili rezervuarların sınırları, fasiyes değişkenliğinin bir sonucu olarak, üretken oluşumun geçirgen PS'sinin rezervuar özelliklerini kaybettiği ve geçirimsiz hale geldiği veya oluşumun sıkıştığı veya yıkandığı çizgiler boyunca çizilir. Az sayıda kuyu ile, rezervuar değiştirme hattının konumu, kama veya erozyon hatları, biri oluşumun PC'den oluştuğu kuyu çiftleri arasındaki mesafenin yarısında ve diğerinde şartlı olarak gerçekleştirilir - geçirimsiz kayalar tarafından veya burada formasyon çökelmemiştir veya yıkanmamıştır.

Rezervuar parametrelerindeki değişikliklerin haritalarında rezervuarların fasiyes geçiş hattının daha doğru bir konumu belirlenir: gözeneklilik,

geçirgenlik, kendiliğinden polarizasyon potansiyelinin genliği

(SP), vb., kendisi için koşullu bir limit ayarlanmıştır, yani. rezervuarın rezervuar özelliklerini kaybettiği parametrenin değeri.

OWC'nin rezervuar için konumu, özel bir şema oluşturularak doğrulanır. Her şeyden önce, OWC pozisyonu hakkında bilgi taşıyan kuyular kabul edilir. Bunlar, OWC'nin kayıt verilerinden belirlenebildiği su-petrol bölgesinde bulunan kuyulardır. Saf petrolden ve su bölgelerinden gelen kuyular da kullanılır; bu kuyularda sırasıyla rezervuarın altı ve üstü OWC'nin hemen yakınındadır.

Seçilen kuyuların sütunları, kuyu kaydı verilerine, perforasyon aralıklarına ve kuyu test sonuçlarına göre rezervuar doygunluğunun (petrol, gaz veya su) yapısını gösteren diyagramda çizilir. Bu bilgilere dayanarak, OWC'nin konumuna en tam olarak karşılık gelen bir çizgi seçilir ve çizilir.

Planda (harita), rezervuarın sınırları petrol ve gaz içeriğinin konturlarıdır. Petrol ve gaz içeriğinin dış ve iç hatlarını ayırt edin. Dış kontur, OWC'nin (GWC, GOC) rezervuarın üstü ile kesişme çizgisidir ve iç kontur, OWC'nin (GWC, GOC) rezervuarın altı ile kesişme çizgisidir. Dış kontur, dikişin üst kısmı boyunca yapısal haritada bulunur ve iç kontur, dikişin alt kısmı boyunca yapısal haritada bulunur. Yatağın petrol veya gaz kısmı, iç kontur içinde ve iç ve dış konturlar arasında - su-yağ veya su-gaz kısmı - bulunur.

Yatay bir OWC (GOC, GWK) ile petrol ve gaz kontur çizgilerinin konumu, yakındaki yapısal haritalarda bulunur.

kabul edilene karşılık gelen karşılık gelen izohips

kontağın hipsometrik konumu. Temas yatay olduğunda, kontur çizgileri izohipsleri kesmez.

Üretken ufuk, süreksiz litolojik olarak tutarsız olan birçok katmandan oluşuyorsa

daha sonra ufuk için bir bütün olarak petrol içeren konturların konumu, yapısal haritaların her bir katmanın üst kısmı boyunca hizalanmasıyla belirlenir (rezervuar değiştirme sınırları ve verilen rezervuar için petrol içeren kontur da bunlara çizilir). haritalar).

Hizalanmış haritada, bazı alanlarda rezervuarların değiştirme çizgileri boyunca ve diğerlerinde - farklı katmanlardaki dış kontur çizgisi boyunca geçen karmaşık şekilli bir rezervuarın sınırı elde edilir.

Önerilen çalışmanın performansı için ilk veriler şunlardır: kuyu başlıklarının yükseklikleri, uzamalar, rezervuar tepesinin derinlikleri, rezervuarın kalınlığı, OWC'nin derinliği hakkında bilgi içeren bir tablo; kuyu düzeni.

1. Formasyonun üst ve alt kısmının mutlak yükseltilerini belirleyin.

2. Kuyulardaki mutlak OWC işaretlerini hesaplayın ve bir bütün olarak rezervuar için OWC konumunu doğrulayın.

E. Kuyu yerleşim planında rezervuar dağılımının sınırlarını belirleyin.

4. Formasyonun üstü ve altı için yapısal haritalar oluşturun ve bunları analiz edin.

5. Belirtilen yapısal haritalarda, petrol taşıma kapasitesinin dış ve iç hatlarının konumunu gösterin.

6. Petrol yataklarının türünü tanımlayın ve modern petrol ve gaz yatakları sınıflandırmalarındaki konumunu doğrulayın.

ÖRNEK. Sondaj ve jeofizik araştırma verilerine (Tablo 1.1), OWC koparma derinliklerine göre bu kuyu yerleşiminde rezervuarın sınırlarını belirleyin.

Tablo 1.1

kskv	Rakım, m	uzama, m	Çatı derinliği, m	Kalınlık, m	abs. çatı yüksekliği, m	abs. tek işaret, m
	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

Kuyu kaydına göre OWC koparma derinliği üç kuyuda belirlendi: kuyu 2 (2120.3 m), kuyu 7 (2124.4 m) ve kuyu 6 (2121.5 m).

Görev ilerlemesi:

Formül (1.1)'e göre, dikiş üstünün mutlak yükseklikleri belirlenir (hesaplama sonuçları Tablo 1.1'de gösterilmiştir). Aynı formül, her üç kuyuda eksi 1998m olan mutlak OWC'yi belirlemek için de geçerlidir.

OWC yüzeyinin düz ve yatay olduğunu varsayarsak, düzlem üç nokta tarafından belirlendiğinden, üç kuyuya ait veriler rezervuarı tasvir etmek için yeterlidir.

Bu durumda, formasyonun kalınlığına ilişkin verileri kullanarak formasyon tabanının mutlak yükseltilerini belirlemek daha kolaydır (hesaplama sonuçları Tablo 1.1'de gösterilmiştir). Dikişin üstü ve altı için yapısal haritalar, belirtilen yüzeylerin mutlak yüksekliklerine göre oluşturulur (Şekil 1.1 ve 1.2).

Haritalar, iki kubbe ile komplike olan, alt enlem yönünde uzanan antiklinal bir yapı göstermektedir. Yapı, diğer uygun koşulların varlığında bir hidrokarbon tuzağıdır.

Petrol taşıma kapasitesinin dış konturu, rezervuarın üstü boyunca yapısal haritada çizilir ve petrol taşıma kapasitesinin iç konturu, izoline -1998m boyunca rezervuarın tabanı boyunca yapısal haritada çizilir.

Mevduatın konturları kapalı değildir. Dolgunun incelenen kısmına göre, yapının tonozlu kısmı ile sınırlı olduğundan, PK homojen bir yapıya ve küçük kalınlığa sahip olduğundan, tabakalı bir tonoz olarak nitelendirilebilir.

Petrol bölgesi, petrol taşıma kapasitesinin iç konturu ile sınırlıdır ve su-petrol bölgesi, petrol taşıma kapasitesinin iç ve dış konturları ile sınırlıdır.

Laboratuvar çalışması No. 2 Üretken ufkun makro heterojenliğinin belirlenmesi

Bu çalışmanın amacı, üretim tesisleri belirlenirken ve bir geliştirme sistemi seçilirken dikkate alınan makro heterojenlik örneğini kullanarak jeolojik heterojenlik kavramını tanımaktır. Jeolojik heterojenliği incelemek ve rezervleri hesaplarken ve yatakları geliştirirken bunu dikkate almak için yöntemlerin geliştirilmesi, saha jeolojisinin en önemli görevidir.

Jeolojik heterojenlik, rezervuar içindeki petrol ve gaza doymuş kayaların doğal özelliklerinin değişkenliği olarak anlaşılmaktadır. Jeolojik heterojenliğin, geliştirme sistemlerinin seçimi ve alt topraktan petrol çıkarmanın verimliliği, rezervuar hacminin drenaj sürecine dahil olma derecesi üzerinde büyük etkisi vardır.

Jeolojik heterojenliğin iki ana türü vardır: makro heterojenlik ve mikro heterojenlik.

Makro homojenlik, rezervuar hacmindeki rezervuar kayalarının morfolojisini yansıtır, yani. koleksiyoncuların ve koleksiyoncu olmayanların dağılımını karakterize eder.

Makro heterojenliği incelemek için, tüm sondaj kuyularında kuyu kaydı malzemeleri kullanılır. Güvenilir bir makro-heterojenlik değerlendirmesi, ancak kuyu bölümlerinin üretken kısmının nitelikli ayrıntılı bir korelasyonu varsa elde edilebilir.

Makro-homojenlik dikey olarak (ufkun kalınlığı boyunca) ve katmanların doğrultusu boyunca (alan üzerinde) incelenir.

Kalınlık açısından, makro heterojenlik, üretken ufkun ayrı katmanlara ve ara katmanlara ayrılmasında kendini gösterir.

Doğrultu boyunca, makro homojensizlik, rezervuar kayalarının kalınlığının sıfıra kadar değişkenliğinde, yani. rezervuarların bulunmadığı bölgelerin varlığı (litolojik değiştirme veya kama). Bu durumda kollektör dağıtım bölgelerinin doğası büyük önem taşımaktadır.

Makro homojensizlik, grafik yapılar ve nicel göstergelerle gösterilir.

Dikey makro homojensizlik (nesnenin kalınlığı boyunca), jeolojik profiller (Şekil 2.1.) ve ayrıntılı korelasyon şemaları kullanılarak grafiksel olarak gösterilir. Alan açısından, her bir katmanın rezervuarlarının dağılım haritaları kullanılarak görüntülenir (Şekil 2.2.), Rezervuarın ve rezervuar olmayanların dağılım alanlarının sınırlarını ve ayrıca bitişik alanların birleştiği alanları gösterir. katmanlar.

Şekil 2.2. Ufuk katmanlarından birinin rezervuar kayalarının dağılım haritasının parçası: 1 - kuyu sıraları (H - enjeksiyon; D - üreten), 2 - rezervuar kayalarının dağılım sınırları, 3 - birleşme bölgelerinin sınırları, kısım 4 - hazne kayaçlarının dağılımı, 5 - hazne kayaçlarının yokluğu, 6 - formasyonun üstteki formasyonla birleşmesi, 7 - formasyonun alttaki formasyonla birleşmesi.

Makro homojenliği karakterize eden aşağıdaki nicel göstergeler vardır:

1. Ortalama katman sayısını gösteren diseksiyon oranı

Rezervuar içindeki rezervuarların (ara katmanları), Кр = (X Щ) / N (2.1), burada n -

i-inci kuyudaki rezervuar katmanlarının sayısı; N kuyu sayısıdır.

2. Rezervuar hacminin (veya oluşum kalınlığının) üretken ufkun toplam hacmi (kalınlığı) içindeki payını gösteren net-brüt oranı:

Кпсч = [X (Кф ^ бщ)] i / N (2.2), burada h ^ rezervuarın etkin kalınlığıdır.

kuyu; N kuyu sayısıdır. Net-brüt oranı, aşağıdaki nedenlerden dolayı iyi bir bilgi taşıyıcısıdır: diğer birçok jeolojik ve fiziksel parametre ve üretim tesislerinin özellikleri ile ilişkilidir: segregasyon, alan üzerindeki oluşumların süreksizliği, kesit boyunca bunların litolojik bağlantıları, vb. .

Makro homojenliğin bir göstergesi olarak, hem diseksiyon hem de net-brüt hesaba katılarak karmaşık bir gösterge kullanılır -

Makro-homojenlik katsayısı: K m = (X ben ) / (X Selam ) (2.3), burada n -

ben=1 ben =1

geçirgen katmanların sayısı; h, kuyunun nüfuz ettiği geçirgen tabakaların kalınlığıdır. Makro homojen olmama katsayısı, geliştirme nesnesinin birim kalınlık başına bölümlere ayrılmasını karakterize eder.

3. Litolojik bağlanabilirlik katsayısı - iki tabakalı rezervuarların birleşme derecesini değerlendiren birleşme katsayısı, K w = S ^ / S ^ burada S CT - birleşme alanlarının toplam alanı; Sj. - rezervuar içindeki rezervuarların dağıtım alanı. Litolojik bağlantı katsayısı ne kadar yüksek olursa, bitişik katmanların hidrodinamik bağlantı derecesi de o kadar yüksek olur.

4. Mevduat alanındaki rezervuarların dağılım katsayısı, alan üzerinde oluşumlarının süreksizlik derecesini karakterize eder (rezervuarların geçirimsiz kayalarla değiştirilmesi),

K rasp = SA burada S, rezervuar rezervuarlarının dağıtım bölgelerinin toplam alanıdır;

5. Süreksiz, fasiyes değişebilir rezervuarların yapısının karmaşıklığını incelemek ve değerlendirmek için gerekli olan rezervuar rezervuarlarının dağılım sınırlarının karmaşıklık katsayısı, K w = L ^ / n, burada sınırların toplam uzunluğu rezervuarların yayıldığı alanlar; P - rezervuar çevresi (petrol taşıma kapasitesinin dış konturunun uzunluğu). Heterojen, süreksiz oluşumlarda, kuyuların ızgarası sıkıştırıldıkça karmaşıklık katsayısının sürekli azaldığı bulunmuştur. Bu, yoğun bir üretim kuyusu ızgarasında bile, rezervuar değişkenliğinin tüm detaylarının hala bilinmediğini gösterir.

6. Petrolün onlardan çıkarılması için koşullar açısından rezervuar dağıtım bölgelerini karakterize eden üç katsayı:

Kspl = Yasil / Yak; Kpl = S ^ S * Kl = S ^ S *

burada K spl, Kpl, K l - sırasıyla, kollektörlerin, yarım lenslerin ve lenslerin sürekli yayılma katsayıları; I cpl - sürekli yayılma bölgelerinin alanı, yani. en az iki taraftan bir yer değiştirme ajanının etkisini alan bölgeler; S ra, yarım merceklerin alanıdır, yani. tek taraflı etki alan bölgeler; - lenslerin alanı etkilenmez; K spl + K pl + Kp = 1.

Makro homojensizlik çalışması, rezervleri hesaplarken ve bir geliştirme tasarlarken aşağıdaki sorunları çözmeyi mümkün kılar: bir petrol veya gaz rezervuarı görevi gören karmaşık bir jeolojik cismin şeklini modellemek; ara katmanların (tabakaların) birleşmesinden kaynaklanan artan rezervuar kalınlığı alanlarını ve buna bağlı olarak rezervuar gelişimi sırasında katmanlar arasındaki olası petrol ve gaz akış yerlerini belirlemek; katmanları tek bir üretim tesisinde birleştirmenin fizibilitesini belirlemek; üretim ve enjeksiyon kuyularının etkin yerini kanıtlamak; mevduatın gelişme kapsamının derecesini tahmin etmek ve değerlendirmek; daha önce geliştirilmiş nesneleri geliştirme deneyimini aktarmak için makro heterojenlik açısından benzer tortuları seçmek.

Görevi gerçekleştirirken ilk veriler, oluşturduğu ufuk ve rezervuar kayalarının kalınlığı, kuyuların düzeni, rezervuar hakkında bilgiler (rezervuar derinliği, rezervuar litolojik tipi, rezervuar geçirgenliği, petrol) ile ilgili verileri içeren bir tablodur. viskozite, rezervuar modu, rezervuar boyutu) ...

1. Bir bütün olarak her katman ve ufuk için isopach haritaları oluşturun, rezervuar dağılımının sınırlarını belirtin ve bunları analiz edin.

H. Ufkun makro heterojenliğini karakterize eden katsayıları belirleyin.

ÖRNEK. Çok katmanlı bir ufuk için net-brüt, diseksiyon, makro homojensizlik katsayılarını belirleyin.

Tablo 2.1'deki veriler.

Tablo 2.1

kskv	Strata	bilgisayar kalınlığı	Ufuk kalınlığı
	A1 / A2 / A3	0/0/19
	A1 / A2 / A3	0/0/7
	A1 / A2 / A3	0/4/16
	A1 / A2 / A3	0/3/15
	A1 / A2 / A3	0/0/20
	A1 / A2 / A3	1/5/17
	A1 / A2 / A3	2/6/11
	A1 / A2 / A3	0/3/15
	A1 / A2 / A3	5/16/5
	A1 / A2 / A3	5/11/20
	A1 / A2 / A3	4/3/10
	A1 / A2 / A3	5/4/14
	A1 / A2 / A3	2/3/14
	A1 / A2 / A3	0/312

Hesaplanan veriler tablo 2.2'de sunulmuştur.

Tablo 2.2

kskv	Ara katman sayısı	nef ufku	ufuk çizgisi

2.1, 2.2, 2.3 formüllerine göre bölümlendirme katsayısının Кр = 32/14 = 2.29; net-brüt oranı Kpesch = 280/362 = 0.773;

makro homojensizlik katsayısı Km = 32/280 = 0.114.

Kp, Kpesch, Km'nin bir arada kullanılması, bölümün makro heterojenliği hakkında bir fikir edinmenizi sağlar: Kp, Km ve daha az Kpesch, makro homojenliği daha yüksek olur. Kpesch> 0.75 ve Kp'ye sahip oluşumlar (ufuklar) nispeten homojendir.< 2,1. К неоднородным соответственно относятся пласты (горизонты) с Кпесч < 0,75 и Кр >2.1. Bu kriterlere göre, örnekte ele alınan horizon zayıf heterojen olarak karakterize edilebilir (Ksch = 0.773, Kp = 2.29)

Laboratuvar çalışması No. 3 Üretken oluşumların parametrelerinin koşullu sınırlarının belirlenmesi

Petrol ve gaz rezervlerinin doğru hesaplanması, bilhassa bir geliştirme sistemi seçmek için mevduatların etkin gelişimini organize etmek için gerekli olan tahmini nesnenin iç yapısının açıklanmasını gerektirir. Rezervuarın iç yapısını belirlemek için, kayaların rezervuar değerlerine (veya diğer herhangi bir) özelliklerine göre yürütülen rezervuarlar ve rezervuar olmayanlar arasındaki sınırlar açısından konumunun da bilinmesi gerekir, koşullu denir.

Rezervuar parametrelerinin koşullu sınırları, rezervuar kayalarının rezervuarlara ve rezervuar olmayanlara bölündüğü parametrelerin sınır değerlerinin yanı sıra, toplam hacminde daha güvenilir bir şekilde izole etmek için farklı alan özelliklerine sahip rezervuarlardır. bir bütün olarak etkin hacmini ve farklı üretkenlik hacimlerini, t.e. rezervuar koşullarının belirlenmesi, rezervuarlar bölümündeki tahsis kriterlerinin belirlenmesi ve bunların litoloji, verimlilik vb. ile sınıflandırılması anlamına gelir.

Rezerv koşulları, bir rezervuarın jeolojik, teknik, ekonomik ve madencilik parametreleri için bir dizi gereksinimdir ve işgücü koruma, maden kaynakları ve çevre mevzuatına uygun olarak karlı bir geliştirme süreci ile model petrol geri kazanımının sağlanmasını sağlar. Rezerv koşullarının belirlenmesi, bir yatağın ticari potansiyelini değerlendirmek ve jeolojik rezervleri ticari önemlerine göre sınıflandırmak için kullanılır.

Rezervuar koşulları, kayaların rezervuar özelliklerini (rezervuar özellikleri) belirleyen geniş bir faktör grubu tarafından belirlenir. Rezervuar özelliklerini etkileyen ana parametreler gözeneklilik, geçirgenlik, petrol, gaz ve bitüm doygunluğu olup, bunlara karbonat içeriği, kil içeriği, artık su, petrolün doğası, gaz, bitüm doygunluğu, parçacık boyutu dağılımı, malzeme-genetik tiplendirme parametreleri eklenmiştir. , kuyuların jeofizik çalışmalarının parametreleri (GIS ) - doygunluk parametresi, gözeneklilik parametresi, vb. ve ayrıca saha göstergeleri - verimlilik veya belirli akış hızı. Koşulları doğrulama yöntemi, kuyu kaydı verilerine ve hidrodinamik çalışmalara göre laboratuvar çekirdek çalışma verilerine göre kayaların belirtilen özellikleri arasında bir korelasyon analizidir.

Rezerv koşulları, hidrokarbon hammaddelerinin sosyal ihtiyaçlarına ve petrol, gaz ve bitüm üretiminin teknik ve teknolojik gelişme düzeyine bağlıdır. Rezerv özellikleri, özel rezervler, ilk ve nihai kuyu üretim oranları, yer değiştirme oranları, petrol geri kazanım oranları (ORF), geliştirme sistemleri ve marjinal maliyet dikkate alınarak gerekçelendirilir. Koşulları doğrulama yöntemi, nesnenin geliştirilmesi için seçenekler için teknik ve ekonomik hesaplamalardır.

Koleksiyonerlerin tahsisi.

Hidrokarbon içeren doğal rezervuar, en az iki kaya sınıfı içerir: rezervuarlar ve rezervuar olmayanlar. Bu sınıflar, gözenek boşluğunun yapısı, petrofizik parametrelerin değerleri ve dağılımlarının doğası bakımından farklılık gösterir.

Sınıf sınırları, uygulanan rezervuar geliştirme teknolojilerinden bağımsız olarak bir mülkten diğerine niteliksel ve niceliksel geçişin sınırlarıdır. Bununla birlikte, rezervuarın yoğun uyarılması yöntemlerini uygularken, gözenek boşluğunun yapısını önemli ölçüde etkilerken (filtreleme kanallarının genişlemesi, karbonatların fizikokimyasal etki altında çözünmesi, çatlakların oluşması vb.) rezervuarları daha yüksek sınıflara ve sakinleştirme yöntemlerini uygularken - alt sınıflara aktarmak mümkündür.

Rezervuarları karakterize eden ana parametrelerin, hidrokarbonlar içeren bir rezervuar için gözeneklilik Kp, geçirgenlik Kpr, artık su içeriği Kov olduğu yukarıda belirtilmişti - petrol, gaz, bitüm doygunluğu Kn (d, b).

Jeolojik ve üretim parametreleri arasındaki ilişkiler istatistiksel, karmaşıktır ve belirli kaya veya rezervuar sınıflarını karakterize eden bileşenleri içerir. Bu tür bağımlılıklar işlenirken en küçük kareler yöntemi kullanılır. Uygulama, bu bağımlılıkların Y = a * X b parabolü ile yaklaşık olduğunu göstermiştir.

Bağımlılığın doğasındaki değişiklik, korelasyon alanının farklı bölümleri için parabol katsayılarındaki değişiklik tarafından kontrol edilir ve parabollerin kesişme noktaları sınıf sınırlarının konumunu gösterir.

Bu sınırları bulmak için, genellikle logaritmik koordinatlarda (doğrusallaştırma yöntemi) bir korelasyon alanı oluşturulur; burada parabol düz bir çizgiye dönüştürülür: LgY = Lga + b * LgX. Çizgilerin kesişme noktaları sınıf sınırlarını gösterir.

Argüman ve fonksiyon fiziksel anlama göre seçilmelidir, örneğin, Kp-Kb çiftinde Kp argümandır ve Kb fonksiyondur, Kp-Kpr çiftinde Kp argümandır, Kpr fonksiyondur .

Korelasyon alanı Кпр = f (Кп) sınıfların sınırlarını belirlemek için temel olarak önerilir.

İki koşullandırma sınırı vardır. İlk sınır, üzerinde kayanın a.v. içerebileceği sınırdır. İkinci sınır, üzerinde kayanın geleneksel değeri verme kabiliyetine sahip olduğu sınırdır. Birinci sınır, rezervuarın alt sınırı, ikinci sınır, üretken rezervuarın sınırıdır. İlk sınır, kayaların çekirdek ve petrografik özelliklerinin litolojik ve petrografik çalışmalarının verilerine göre belirlenir. İkinci sınır, artık suyun gözeneklilik ve geçirgenliğe bağımlılığına göre, faz geçirgenliği eğrilerine göre, karot numuneleri üzerindeki yer değiştirme özelliklerinin çalışmalarının sonuçlarına göre belirlenir. İkinci sınır, geçirgenlik ile üretkenliği karşılaştırarak, kuyu testinin sonuçlarıyla doğrulanmalıdır. Verimliliğin (veya belirli akış hızının) geçirgenliğe bağımlılığı, altında gelişimin karlı olmadığı minimum akış hızını dikkate alarak, üçüncü sınırı - teknolojik olanı belirlememize izin verir.

CBS en yaygın araştırma türüdür. Kayıt verilerine dayanarak, rezervuarların ana parametreleri belirlenir ve sınıflandırılır.

Saha jeofizik verilerine göre koşulları doğrulamanın iki yolu vardır.

"KUBAN DEVLET TEKNOLOJİ ÜNİVERSİTESİ"

Petrol, Gaz ve Enerji Enstitüsü'nün tam zamanlı öğretim üyesi.

Petrol ve Gaz Sahası Dairesi

DERS NOTLARI

Disiplin gereği:

« Petrol ve gazın jeolojisi»

her türlü eğitim uzmanlığı öğrencileri için:

130501 Petrol ve gaz boru hatlarının ve petrol ve gaz depolama tesislerinin tasarımı, inşası ve işletilmesi;

130503 Petrol ve gaz sahalarının geliştirilmesi ve işletilmesi;

130504 Petrol ve gaz kuyularının sondajı.

131000 "Petrol ve Gaz İşletmesi" yönündeki lisanslar

Derleyen: Kıdemli Öğretim Üyesi

Şostak A.V.

KRASNODAR 2012

DERS 1-GİRİŞ ……………………………………………………………………… 3

DERS 2- DOĞAL YANICI FOSİLLER …………………………………… ..12

DERS 3- LİTOGENEZ SIRASINDA ORGANİK BİLEŞİKLERİN BİRİKİM VE DÖNÜŞÜM ÖZELLİKLERİ ..................................………………….19

DERS 4 - PETROL VE GAZIN BİLEŞİMİ VE FİZİKSEL VE KİMYASAL ÖZELLİKLERİ….25

DERS 5 - PETROL VE GAZIN BİLEŞİMİNDE VE FİZİKSEL VE KİMYASAL ÖZELLİKLERİNDE FARKLI DOĞAL FAKTÖRLERİN ETKİSİNE BAĞLI OLAN KARAKTERİSTİKLERİ ………………………………………………………………………… ……………………………………………… .. 45

DERS 6 - PETROL VE GAZ MENŞELİ SORUNLARI ………………………….56

DERS 7 - HİDROKARBONLARIN GÖÇÜ …………………………………………………62

DERS 8 - MEVDUATLARIN OLUŞUMU …………………………………………………75

DERS 9 - PETROL OLUŞUM SÜREÇLERİNİN BÖLGESELLİĞİ …………………….81

DERSİ 10 - PETROL VE GAZ SINIFLARININ DÜNYA CRESTİNDEKİ MEKANSAL DAĞILIMININ DÜZENLİLİKLERİ ...

DERSİ 11 - PETROL VE GAZ YATAKLARI VE TEMEL SINIFLANDIRMA ÖZELLİKLERİ ………………………………………………………… .108

REFERANSLAR ………………………………………………………………… .112

Ders 1 giriş

En önemli endüstriyel ürün türleri arasında, ana yerlerden biri petrol, gaz ve bunların işlenmesinden elde edilen ürünlerdir.

18. yüzyılın başlarına kadar. yağ, esas olarak saz ile kaplanmış kopanklardan elde edildi. Biriken yağ, toplanarak deri torbalarda tüketicilere ihraç edildi.

Kuyular ahşap bir çerçeve ile desteklenmiştir, kasalı kuyunun son çapı genellikle 0,6 ila 0,9 m arasındadır ve dip deliğine petrol akışını iyileştirmek için aşağıya doğru bir miktar artış olmuştur.

Kuyudan petrolün kaldırılması, manuel bir kapı (daha sonra bir at arabası) ve bir şarap tulumunun bağlı olduğu bir ip (deriden bir kova) yardımıyla gerçekleştirildi.

XIX yüzyılın 70'lerinde. Rusya'daki ve dünyadaki petrolün büyük kısmı petrol kuyularından üretiliyor. Böylece, 1878'de Bakü'de akış hızı kuyulardan gelen akış hızından çok daha yüksek olan 301 tanesi var. Kuyulardan yağ bir hırsızla çıkarıldı - altına hırsız sıvıya daldırıldığında açılan ve yukarı doğru hareket ettiğinde kapanan bir çek valfin takıldığı 6 m yüksekliğe kadar metal bir kap (boru). Kazanın kaldırılması (tarting) elle, daha sonra atla (XIX yüzyılın 70'lerinin başlarında) ve bir buhar motoru (80'ler) yardımıyla gerçekleştirildi.

İlk derin kuyu pompaları 1876'da Bakü'de, ilk derin kuyu çubuklu pompa ise 1895'te Grozni'de kullanıldı. Ancak tartar yöntemi uzun süre ana yöntem olarak kaldı. Örneğin, 1913'te Rusya'daki petrolün %95'i jelleşme yoluyla üretildi.

"Petrol ve Gaz Jeolojisi" disiplinini incelemenin amacı, temel bilimi oluşturan kavram ve tanımların bir temelini oluşturmaktır - hidrokarbonların özellikleri ve bileşimi, bunların sınıflandırılması, hidrokarbonların kökeni hakkında, hakkında bilgi temelleri. petrol ve gaz sahalarının oluşum süreçleri ve dağılım kalıpları.

Petrol ve gazın jeolojisi- litosferde petrol ve gazın oluşumu, yerleşimi ve göçü için koşulları inceleyen bir jeoloji dalı. Bir bilim olarak petrol ve gaz jeolojisinin oluşumu yirminci yüzyılın başında gerçekleşti. Kurucusu Ivan Mihayloviç Gubkin'dir.

jeoloji

Ders Notları

Petrol ve gaz türleri, iller, bölgeler ve petrol ve gaz birikim bölgeleri.

iller

Petrol ve gaz alanı

Petrol ve gaz birikim bölgesi

"Rezervuar kayası" kavramı.

Boş alan türleri.

Yerkabuğundaki petrol ve gaz birikimlerinin genel dağılım kalıpları.

Bölgenin petrol ve gaz jeolojik imar.

"Kaya-mühür" kavramı ve mühürlerin dağıtım alanına göre sınıflandırılması.

Göç, farklılaşma, hidrokarbonların birikimi.

Gazların kimyasal bileşimi ve fiziksel özellikleri.

Yağın kimyasal bileşimi ve fiziksel özellikleri.

Korkunç rezervuarlar.

Tuz ve sülfat lastikleri.

Geçirgenlik türleri ve tayini için yöntemler.

Birincil ve ikincil gözeneklilik.

Petrol ve gazın kökeninin inorganik ve organik teorileri.

Rezervuarın elemanları (örneğin, tonozlu oluşum).

Porozite türleri.

Kil ve karbonat contalar

Rezervuar özelliklerinin derinlikle değişimi.

Rezervuar kayaçlarının sınıflandırılması.

Doğal rezervuar. Doğal rezervuar türleri

Kayaların rezervuar özelliklerini hangi faktörler belirler.

Petrol ve gaz kapanı konsepti. Kökenlerine göre tuzak türleri.

"Rezervuar" kavramı ve petrol ve gazın yeri.

Mevduat sınıflandırması

Petrol ve gazın göçü. Göç türleri.

Hidrokarbon göçüne neden olan faktörler.

Hidrokarbon birikintilerinin yok edilmesi.

Petrol ve gazın diferansiyel yakalanması.

Litolojik bileşime göre mühürlerin sınıflandırılması.

Organik maddeyi hidrokarbonlara dönüştürme aşamaları.

Timan-Pechop eyaleti. Ana yatakların özellikleri.
^ 1. Petrol ve gaz illeri, bölgeleri ve petrol ve gaz birikimi bölgeleri.

iller Kesitteki stratigrafik ana yataklar (petrol ve gaz kompleksleri) dahil olmak üzere jeolojide benzer özelliklere sahip bitişik petrol ve gaz alanlarını birleştiren tek bir jeolojik ildir.

Üretken yatakların stratigrafik yaşına göre, petrol ve gaz illeri Paleozoik, Mesozoyik ve Senozoyik petrol ve gaz birikimi illerine bölünmüştür.

^ Petrol ve gaz alanı

^ Petrol ve gaz birikim bölgesi

Oluşturan tuzakların genetik tipine bağlı olarak, petrol ve gaz birikim bölgeleri alt bölümlere ayrılır. yapısal, litolojik, stratigrafik ve reefojenik.

Petrol ve gaz illeri, bölgeleri ve petrol ve gaz birikimi bölgelerine aittir. bölgesel, ve konum - için yerel petrol ve gaz birikimi.
^ 2. "Rezervuar kayası" kavramı.

koleksiyoncular. korkunç karbonat

taneli veya gözenekli çatlak(herhangi bir kaya) ve kavernöz(sadece karbonat kayaları).

İyi rezervuarlar kumlar, kumtaşları, kavernöz ve kırık kireçtaşları ve dolomitlerdir.
3. Boş alan türleri.

Aşağıdaki boşluk türleri vardır:

Bu kayaçların dokusal özelliklerinden dolayı kırıntılı ve bazı karbonatlı kayaçların taneleri arasında gözenekler oluşur.
başta kayalarda olmak üzere yeraltı suyunun dolaşımı sonucunda çözünme gözenekleri (sızma mağaraları) oluşur.
kimyasal işlemlerin etkisi altında ortaya çıkan gözenekler ve çatlaklar (dolomitizasyon işlemi - hacimde bir azalma ile birlikte kireçtaşının dolomite dönüştürülmesi).
aşınma sonucu oluşan boşluklar ve çatlaklar.

tektonik kökenli çatlaklar
4. Yerkabuğundaki petrol ve gaz birikimlerinin genel dağılım kalıpları.

Mevduatın %99,9'u tortul birikintiler ve birikim yerleri ile sınırlıdır.
Toplamı petrol ve gaz bölgelerini oluşturan, büyük petrol ve gaz illerinde birleşen petrol ve gaz birikim bölgelerine ayrılırlar. Petrol ve gaz oluşum koşullarının incelenmesi, konumlarda aynı anda birkaç tür tortunun meydana gelebileceğini göstermektedir.
Petrol ve gaz birikimlerinin bulunduğu yerlerde (bölgesel ve bölgesel) imar gözlemlenir
- dikey imar... 1,5 km derinliğe kadar olan bölümün üst kısmı, esas olarak gaz birikimlerini (1,5 - 3,5 km) içerir, derinlik gaz rezervleri azalırken, petrol rezervleri artar. Ayrıca (4 - 5 km'den fazla), gazlı u / v rezervlerinde bir artış var ve petrol rezervlerinin içeriği (gaz kondensat birikintileri) azalıyor.

Farklı jeokimyasal bölgelerde çeşitli faz durumlarının u / v oluşumu
Petrole kıyasla gazın artan göç kabiliyeti
Yüksek sıcaklıkların etkisi altında büyük derinliklerde petrolün metana dönüştürülmesi işlemi

Yatay (bölgesel) imar.Örnek: Ciscaucasia'nın tüm petrol yatakları bu bölgenin doğu kesiminde ve gaz ve gaz kondensatı - Ciscaucasia'nın Orta ve Batı bölgelerinde yoğunlaşmıştır. Batı Sibirya'da: petrol - merkezi kısım, gaz - bölgeyi çerçeveliyor, üstelik esas olarak Kuzey'den. Ana faktörler şunlardır:

Organik madde bileşimi
TD ve jeokimyasal ayar
Göç ve birikim koşulları

5. Bölgenin petrol ve gaz jeolojik bölgeleri.

Bakirov, bölgesel petrol ve gaz bölgeleri için bir sınıflandırma geliştirdi. Bu sınıflandırma tektonik prensibe dayanmaktadır: platformlar, kıvrımlı alanlar, geçiş alanları.

İmarın ana unsuru ildir.

iller- Bu, jeolojide benzer özelliklere sahip bitişik petrol ve gaz alanlarını, kesitteki ana sedimanların stratigrafik konumu (petrol ve gaz kompleksleri) dahil birleştiren tek bir jeolojik ildir.

Platformlarla ilgili iller: Volgo-Uralskaya, Timano-Pechoraskaya. Hazar, Angara-Lenskaya, Batı Sibirya.

Kıvrılmış bölgelerle ilgili iller: Transkafkasya, Tien Shan-Pamir, Uzak Doğu, Batı Türkmen.

Geçiş bölgeleriyle ilgili iller: Ciscarpathian, Ciscaucasian, Cis-Ural, Predverkhoyanskaya.

Her il birkaç petrol ve gaz bölgesinden oluşur.

^ Petrol ve gaz alanı - bir dizi petrol ve gaz birikim bölgesini içeren, ortak bir jeolojik gelişme tarihi ile karakterize edilen, başlıca jeoyapısal unsurlardan biriyle sınırlı bir bölge.

^ Petrol ve gaz birikim bölgesi - genel oluşum koşulları ile bitişik, jeolojik olarak benzer yatakların birleşimi.
6. "Kaya-mühür" kavramı ve mühürlerin dağılım alanına göre sınıflandırılması.

lastikler (sıvı contalar).

Dağıtım alanına göre, aşağıdaki conta türleri ayırt edilir:

bölgesel- petrol ve gaz bölgesi veya çoğu bölgesinde yaygın olan, pratik olarak geçirimsiz kaya tabakaları;
alt bölgesel- petrol ve gaz bölgesinde veya çoğunda yaygın olan, pratik olarak geçirimsiz kayaç tabakaları;
bölgesel- petrol ve gaz birikimi bölgesi veya alanı içinde dağılmış tabakalar;
yerel- bireysel sitelerde yaygındır.

Killer, tuzlar, alçıtaşı, anhidrit ve bazı karbonatlı kaya türleri iyi sızdırmazlık malzemeleridir.
^ 7. Göç, farklılaşma, u / v birikimi.

Göç Sedimanter kabuktaki harekettir. Göç yolları gözenekler, çatlaklar, boşluklar ve ayrıca katman yüzeyleri, yırtılma yüzeyleridir.

Petrol ve gaz, göç sırasında serbest fazda rezervuarda hareket eder ve karşılaştıkları ilk tuzakta meydana gelirler. birikim ve bunun sonucunda bir depozito oluşur.

Göç yolunda uzanan bir dizi tuzağı doldurmaya yetecek kadar petrol ve gaz varsa. Birincisi sadece gazla, ikincisi - belki petrol ve gazla, üçüncüsü - sadece petrolle doldurulur. Bu durumda sözde farklılaşma yağ ve gaz.
8. Gazların kimyasal bileşimi ve fiziksel özellikleri.

Doğal gazlar, farklı gazların bir karışımıdır. En yaygın olanları CH4, N2, CO2'dir.

V.A.Sokolov'a göre doğal gazların sınıflandırılması:

atmosferik gazlar(Serbest O2'nin varlığı ayırt edici bir özelliktir. Ana bileşenler N2 (%78), O2 (%20-21), Ar (%1), CO2 (%0.03), Ne, He, H'dir.
yer gazları(Dünya yüzeyinde, bataklık alanlarında ve rezervuarların altındaki siltli tortularda - CH4, H2S, CO2) gaz oluşum süreçleri yoğun olarak meydana gelir.
tortul gazlar(Sedimanter tabakaların gazları arasında endüstriyel birikimler oluşur:
1. kuru(%99 CH4'e kadar kimyasal bileşim).
2. ilgili yağ(yağlarda çözünen gazlar, %50'ye kadar daha yüksek y / v (C2H6, C3H8, C4H10 ...), yağlı (zengin) gazlar).
3. kondensat alanlarından çıkan gazlar(ρ = 0.69-0.8 g/cm3 - çok serbest yağ, 300 C'ye kadar neredeyse tamamen kaynar ve cm-asp maddesi içermez. Bu alanların gazları %10'a kadar ve daha ağır u/w içerir.
4. kömür gazları. mevduat(genellikle çok fazla CH4 içerir ve genellikle CO2 ve N2 bakımından zengindir, kural olarak ağır u / w yoktur).
magmatik gazlar

Bu gazların her biri serbest, emilmiş veya çözünmüş halde olabilir.

Serbest gazlar kayaların gözeneklerinde bulunur, dağınık halde ve birikimler halinde bulunurlar.

Adsorplanan gaz, kaya parçacıklarının yüzeyinde tutulur (adsorpsiyon) veya bu parçacıkların tüm kütlesine nüfuz eder (absorpsiyon).

Çözünmüş gazlar grubu, sıvı çözeltilerin gazlarını içerir. Sulu çözeltilerde ve yağlarda yaygındırlar.

Gaz özellikleri:

yoğunluk.
viskozite.
yayılma- temas ettiklerinde gözeneklerden bir maddenin diğerine karşılıklı nüfuz etmesi. Bitişik kaya parçacıklarındaki gaz konsantrasyonundaki fark, kural olarak, basınç ve çözünürlük katsayısı ile doğru orantılıdır.
gazların çözünürlüğü... Gazların sudaki çözünürlük katsayısı, suyun sıcaklığına ve tuzluluğuna bağlıdır:
1. u / v gazlarının yağdaki çözünürlüğü sudakinden 10 kat daha fazladır.
2. Islak gaz, yağda kuru gazdan daha iyi çözünür.
3. hafif yağ, gazı ağır yağdan daha fazla çözer.

9. Yağın kimyasal bileşimi ve fiziksel özellikleri.

Koyu kahverengi, neredeyse siyah viskoz sıvı, dokunulduğunda yağlı, u / w bileşiklerinden oluşur.

^ Kimya Kompozisyon... C-83-87. H-11-14%. S, N, O-her zaman yağda bulunur, %1-3'ü.

Toplamda, yağda yaklaşık 500 bileşik izole edilmiştir:

bağlantıda / bağlantıda. [alkanlar (metan, parafinik), sikloalkanlar (naftenik), arenler (aromatik)];
heteroorganik (tüm bileşikler S, N, O).

Yağ külünde nikel, vanadyum, sodyum, gümüş, kalsiyum, alüminyum, bakır vb.

^ Fizik Özellikler.

Yoğunluk Birim hacim başına bir maddenin kütlesidir. (g/cm3)

Rusya'da göreceli yoğunluk kullanırlar - 20 C'deki petrol yoğunluğunun 4 C'deki su yoğunluğuna oranı. Çoğu zaman, petrolün yoğunluğu 0,8-0,92 g / cm3 aralığında dalgalanır. Petrolün yoğunluğu, onu oluşturan bileşiklerin yoğunluğuna ve konsantrasyonlarının değerine bağlıdır. (Hafif yağlar, düşük kaynama noktalı fraksiyonlar (benzin ve kerosen) hakimdir, ağır yağlar akaryakıt baskındır. Metan akaryakıtların baskın olduğu petrol, aromatik hidrokarbonlarla zenginleştirilmiş yağlardan daha hafiftir. Katranlı-asfalten maddelerin içeriği ne kadar yüksekse petrolde, daha ağırdır. rezervuar koşullarında, petrolün yoğunluğu dünya yüzeyinden daha azdır, çünkü petrol yeraltında çözünmüş gazlar içerir.)

viskozite- Bir sıvının, etkili kuvvetlerin etkisi altında parçacıkları birbirine göre hareket ettiğinde direnme yeteneği.

Viskozite, petrol birikintilerinin oluşumu sırasında göçün ölçeğini belirler. Viskozite madencilikte büyük rol oynar. Rezervuar viskozitesi<, 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.

Viskozitenin tersi akışkanlıktır (sıcaklık ne kadar yüksekse akışkanlık da o kadar fazladır).

^ Yüzey gerilimi Yağın pürüzsüz yüzey değişimine direndiği kuvvettir.
Petrol sahip Optik Aktivite, yani ışık huzmesinin polarizasyon düzlemini döndürme yeteneği.

Eski tortulardan gelen petrol, daha genç tortulardan gelen petrolden optik olarak daha az aktiftir.

lüminesans- güneş ışığında parlama yeteneği.

Yağlar, kimyasal bileşimlerine bağlı olarak farklı şekillerde ışıldar: hafif yağlar - mavi, ağır yağlar - sarı, kahverengi, kahverengi.

kaynama sıcaklığı yağlar: hafif, ağırdan daha hafiftir.
Akma noktası yağlar: parafin içeriğine bağlıdır.

10. Korkunç rezervuarlar.

Önceden var olan kayaların mekanik olarak tahrip edilmesi sonucu oluşur. En yaygın olanları: kumlar, kumtaşları, çakıltaşları, kolomeratlar, breşler, silttaşları. Büyük döküntüler, parçalanan kayaların yakınında ve küçük döküntüler daha uzakta birikir. Karasal rezervuarların ana kütlesi, taneler arası (gözenek) boşluk ile karakterize edilir - bunlar taneler arası veya tanecikli rezervuarlardır. Bununla birlikte, karasal rezervuarlar arasında, karışık boşluk karakterine sahip rezervuarlar da vardır. Kırık gözenekli ve hatta kavernöz gözenekli çeşitler ayırt edilir.

^ 11. Tuz ve sülfat lastikleri.

Tuzlu ve sülfatlı kayalar alçıtaşı, anhidrit, kaya tuzu içerir. Bunlar açık renkli kristal yapıya sahip, yoğun, güçlü kayalardır. Denizle iletişim kuran sığ su kütlelerinden gelen tuzların çökelmesi sonucu oluşur. En iyi ve en yaygın tuz örtüsü kaya tuzudur.
^ 12. Geçirgenlik türleri ve tayini için yöntemler.

geçirgenlik- bir basınç düşüşü varlığında kayanın kendi içinden bir sıvı veya gaz geçirme yeteneği.

1 Darcy'deki geçirgenlik birimi, 1 cm2'lik bir kesitten 1 atm'lik bir basınç düşüşü ile geçen bir geçirgenliktir. 1 saniyede 1 cm3 viskoziteye sahip 1 cm3 sıvı geçer. Çok sık olarak yüksek gözenekli kayalar. Pratik olarak geçirgenlikten yoksundurlar, örneğin killer (gözeneklilik -% 40-50, geçirgenlik - 0).

Geçirgenlik türleri:

mutlak (fiziksel) Gözenekli bir ortamın, sıvı ile gözenekli ortam arasında fizikokimyasal etkileşimler olmadığında ve ortamın gözeneklerinin tamamen sıvı veya gazla dolu olması koşuluyla, bir gaz veya homojen bir sıvı için geçirgenliğidir.
etkili (faz)- bu, gözeneklerde başka bir ortam varken belirli bir gaz veya sıvı için gözenekli bir ortamın geçirgenliğidir.
akraba- etkin gözenekliliğin mutlak olana oranı.

Sabit gözeneklilik ile, artan tane boyutu ile geçirgenlik artabilir, yani. önemli ölçüde boşlukların ve tanelerin boyutuna bağlıdır. Ayrıca geçirgenlik, paketleme yoğunluğuna ve tanelerin göreli konumuna bağlıdır; sıralanma derecesinden, çimentolanma ve kırılmadan; gözeneklerin, boşlukların ve çatlakların birbirine bağlanmasından.

Kayaçtaki aynı çimento içeriği ile, yüksek yoğunluklu, kötü boylanmış ve tane veya moloz yuvarlaklığı olan kayalarda geçirgenlikte keskin bir düşüş gözlenir.

Ayrıca, rezervuarlar, yatak boyunca ve ona dik olarak farklı geçirgenlik değerleri ile karakterize edilir.

Gözeneklilik ve geçirgenlik pratik olarak belirlenebilir:

kuyulardan veya doğal tortulardan numunelerin varlığında laboratuvar yöntemiyle
alan verilerine göre
alan jeofiziğinin karmaşık verilerine göre

13. Birincil ve ikincil gözeneklilik.

gözeneklilik

^ Birincil gözeneklilik - bu, kaya parçacıkları arasındaki gözeneklerin kaya ile aynı anda oluştuğu zamandır. Bunlar, bu kayaların dokusal özelliklerinden dolayı kayaların taneleri arasındaki gözenekleri içerir.

^ ikincil gözeneklilik kaya oluşumundan sonra yeraltı sularının sirkülasyonu sonucu, kimyasal süreçlerin etkisi altında, ayrışma sonucu, tektonik hareketler sonucunda ortaya çıkar.
^ 14. Petrol ve gazın kökeninin inorganik ve organik teorisi.

İnorganik teorinin ana pozisyonları

Az sayıda destekçisi var. Ana hükümler Mendeleev tarafından özetlenmiştir.

Astronominin gelişimi ve kozmik cisimlerin spektrumunun incelenmesi, birçoğunda hidrojen ile karbon bileşiklerinin varlığını göstermiştir. Örneğin: CH4, CO, CO2, CN varlığı, kuyruklu yıldızın başının gaz zarfında bulunur. u/v'nin varlığı gezegenlerde de bulundu. CH4 Jüpiter, Satürn, Uranüs, Neptün atmosferinde bulundu.
Modern volkanik gazlarda yanıcı gazlar bulunur. Ancak CH4 içeriği %0,004'tür.
u / w inorganik şekilde olası sentezi. 19. yüzyıldaki en basit kimyasal deneylerle kanıtlandı, ancak bu deneyler, gelişiminin herhangi bir aşamasında Dünya'da gözlemlenebilecek koşullara uymuyordu.
Magmatik veya metamorfik kayaçlarda petrol veya petrol işaretlerinin varlığı. (30 balo. Mevduat.)
Yağların ve doğal gazların koşullu yaşını belirlemek için bir helyum yöntemi vardır. Hesaplamalar, çoğu durumda petrol ve gazın yaşının çevreleyen kayaların yaşına karşılık geldiğini göstermiştir.

Organik (biyojenik) teori

Çok sayıda destekçisi var. Ana hükümler Lomonosov tarafından özetlenmiştir. Gubkin tarafından "Petrol Doktrini" kitabında yayınlandı.

Petrol ve gazın endüstriyel birikimlerinin %99,9'u tortul tabakalarla sınırlıdır.
Biyosferdeki organizmaların aktif yaşamsal aktivitesi ile ayırt edilen, jeolojik dönemlerin birikintilerinde en büyük u / v kaynaklarının konsantrasyonu.
Petrolün büyük kısmını oluşturan u / w ile tortullarda bulunan bir dizi organik bileşik için yapısal benzerlikler kaydedilmiştir.
Yağlarda ve ana kayaçların organik maddelerinde bulunan S ve C izotopik bileşimlerinin benzerlikleri. Organik maddenin bileşiminde lipoidler, proteinler, karbonhidratlar izole edilebilir (flora ve faunanın ölümünden sonra).

lipoidler- yağlar, u / v, reçineler, balzamlar, steroller, mumlar vb. Kimyasallarındaki lipoidler. bileşimi ve moleküler yapısı yağı oluşturan bileşiklere en yakın olanıdır. Lipoidler arasında ana yağlardır. Sonuç: Yağ birikintilerinde herhangi bir karbonlu kalıntının olmaması, organik teorinin yazarlarını, yağ oluşumu için ana başlangıç ürününün hayvansal yağlar olduğu sonucuna götürdü.

Protein- C, H, N, S, O, P. Anaerobik koşullar altında proteinler, yağ ve amino asitlerin oluşumu ile kolayca yok edilir. Birçok bilim adamı, proteinleri yağ oluşumunun başlangıç materyali olarak görür.

Karbonhidratlar. Yağda klorofil ve türevlerinin keşfi, bitki materyalinin yağ oluşumunda rol oynadığını düşündürmektedir.

Gaz, yağ ve su yoğunluklarına göre tutulur. Doğal rezervuarın çatı kısmında, en hafifi olan gaz, örtünün altında yer almaktadır. Gözenek boşluğunun altında yağ ile doldurulur. Ve daha da düşük - su ile.

Gaz kapağı, rezervuarın yağ kısmı, gaz ve su-yağ teması.
^ 16. Gözeneklilik türleri.

gözeneklilik Rezervuar kayadaki boşluk hacmi, kayanın dokusuna ve yapısal özelliklerine bağlı olarak.

Kırıntılı kayalardan oluşan rezervuarlarda gözeneklilik, malzemenin alanının boyutuna, şekline, sınıflandırılmasına, bu malzemenin istiflenme sistemine ve ayrıca çimentolu maddelerin bileşimine, miktarına ve dağılımına bağlıdır.

Genel ve açık gözeneklilik arasında ayrım yapın.

^ Genel(tam veya mutlak), gözenekler, boşluklar, kırıklar dahil, bağlantılı ve bağlantısız tüm kaya boşluklarının hacmidir.
Açık Sadece birbirine bağlı gözeneklerin hacmidir. Açık gözeneklilik, izole edilmiş gözeneklerin hacmi ile toplamdan daha azdır.

^ gözeneklilik katsayısı Yüzde olarak ifade edilen, kayanın gözenek hacminin bu kayanın hacmine oranıdır.

Açık gözeneklilik katsayısı Birbiriyle iletişim halinde olan gözeneklerin hacminin kayanın hacmine oranıdır. yüzde olarak ifade edilir.
^ 17. Kil ve karbonat contalar

Kil örtüler, boyutu 0,01 mm'den küçük parçacıklardan oluşur. Kırıntılı malzemenin yanı sıra kil mineralleri (kaolinit, montmorillonit, hidromika vb.) içerirler. Magmatik kayaçların kimyasal ayrışmasının bir ürünüdür. Sular tarafından taşınırlar. Killerin gözeneklilik katsayısı %50'ye ulaşır. .Ancak, killer lastik rolünü oynar, çünkü pratik olarak delinmezler çünkü killerdeki en ince gözenekler birbirleriyle iletişim kurmazlar. Arjilit, pelet ve diğer kil mühürler arasında ayrım yapın.

Denizle bağlantılı sığ su kütlelerinde sulu çözeltilerden tuzların çökelmesi sonucu karbonat örtüler oluşmuştur. Bunlar, çeşitli kökenlerden kireçtaşlarını, içlerinde boş alan belirtisi olmayan dolomitleri içerir. Genellikle killi, yoğun, sıklıkla silisleşmiştirler.
^ 18. Rezervuar özelliklerinin derinlikle değişimi.

Jeostatik basıncın etkisi altında kayaların oluşum derinliğinin artmasıyla yoğunlukları artar ve buna bağlı olarak gözeneklilik azalır ve rezervuar-filtrasyon özellikleri bozulur.

Bu esas olarak taneli rezervuarlar (kumlar, kumtaşları, silttaşları) için geçerlidir.

Tektonik ve diğer süreçlerin etkisi altında çatlamaya meyilli karbonat ve diğer yüksek oranda sıkıştırılmış gevrek kayaçlarda derinlikle birlikte rezervuar özelliklerinin iyileşmesi gözlenir.

Karasal kayaçlarda - rezervuarlarda, yüksek sıcaklıklarda büyük derinliklerde ikincil gözeneklilik, karbon dioksitle doymuş agresif sıcak suların etkisi altında karbonat veya karbonat-kil çimentosunun sızması ve çözünmesi sonucu oluşur.
^ 19. Rezervuar kayalarının sınıflandırılması.

Petrol, gaz ve su tutma özelliğine sahip olan ve bunları gelişme sırasında açığa çıkaran kayaçlara denir. koleksiyoncular. Rezervuar kayalarının büyük çoğunluğu tortul kökenlidir. Petrol ve gaz rezervuarları hem korkunç(kumlar, siltler, kumtaşları, silttaşları ve bazı killi kayalar) ve karbonat(kireçtaşı, tebeşir, dolomit) kayaçlar.

Tüm toplayıcılar, boşlukların niteliğine göre üç türe ayrılır: taneli veya gözenekli(sadece kırıntılı kayalar), çatlamış(herhangi bir kaya) ve kavernöz(sadece karbonat kayaları).

3 büyük rezervuar grubu vardır: üniform geçirgen, üniform olmayan geçirgen, kırık.

Açık gözeneklilik değerine göre 5 sınıf rezervuar vardır:

Gözeneklilik> 20%
Porozite %15-20
Porozite %10-15
Porozite %5-10
gözeneklilik<5%

İlk 4 sınıf (endüstriyel ilgi) pratik öneme sahiptir.

Gözenek alanının doğası ve doğası gereği, rezervuarlar 2 büyük gruba ayrılır:

Taneler arası (taneler arası) gözenekli rezervuarlar- kumlar, kumtaşları, silttaşları
^ Agregalar arası gözenek alanı olan rezervuarlar - kırılma veya kavernöz oluşumun geliştiği karbonat kayaları (kireçtaşları ve dolomitler).

Rezervuar kayaçları bolluklarına, litolojik devamlılıklarına ve kalınlıklarına göre sınıflandırılır. Bu gerekçelerle şunlar var:

koleksiyoncular bölgesel... U / v'nin üretim ve birikim alanlarının önemli bir alanı içinde geliştirilirler.
bölge toplayıcıları... Daha küçük bir dağıtım alanına sahiptirler, petrol ve gaz birikim bölgelerini veya petrol ve gaz alanlarının kısımlarını kapsarlar.
yerel koleksiyoncular... Yerel yapılar içinde veya birkaç bitişik siteden oluşan bir grup içinde geliştirildi.

^ 20. Doğal rezervuar. Doğal rezervuar türleri .

Doğal bir rezervuar, içinde sıvıların dolaşabileceği, petrol ve gaz için doğal bir rezervuardır. Doğal bir rezervuarın şekli (morfolojisi), kesitteki oran ve çevreleyen düşük geçirgenlikli kayalarla birlikte rezervuar kayalarının alanı ile belirlenir.

3 tür doğal rezervuar vardır:

stratal

Bölgede önemli ölçüde yaygın olan ve aynı zamanda küçük kalınlıkta (birkaç metreye kadar) bir rezervuar kayaları tabakasıdır. Korkunç kayalar tarafından sunulur. Kalınlığı ve litolojik olarak iyi korunmuş, üstte ve altta geçirimsiz kayalarla sınırlı.

cüsseli

Kalın bir rezervuar kaya tabakasıdır (birkaç yüz metre). Homojen (karbonat) ve heterojen vardır. Büyük bir doğal rezervuarın özel bir durumu, genç tortulların, resif yapılarının yataklarının altına gömülü olan resiflerdir.

her tarafta litolojik olarak sınırlı

Bunlar, her tarafı geçirimsiz kayalarla çevrili geçirgen rezervuar kayalarını içerir. Örnek: geçilmez killer arasında bir kum merceği.
^ 21. Kayaların rezervuar özelliklerini hangi faktörler belirler.

Tüm toplayıcılar, boşlukların niteliğine göre üç türe ayrılır: taneli veya gözenekli(sadece kırıntılı kayalar), çatlak(herhangi bir kaya) ve kavernöz(sadece karbonat kayaları).

Rezervuar kayalarının tanımından, bir kapasiteye sahip olmaları gerektiği sonucu çıkmaktadır, yani. boşluklar sistemi - gözenekler, çatlaklar ve boşluklar. Ancak, kapasiteye sahip kayaların tümü petrol ve gaz geçirgen değildir, yani. koleksiyoncular. Bu nedenle, kayaların rezervuar özellikleri incelenirken sadece boşlukları değil, aynı zamanda geçirgenlikleri de belirlenir. Kayaların geçirgenliği, kayadaki boşlukların enine (akışkanların hareket yönüne) boyutlarına bağlıdır. Ayrıca kayanın yüksek bir petrol ve gaz doyma faktörüne sahip olması gerekir.

^ Sonuç: Kayaların rezervuar özelliklerinin ana göstergeleri gözeneklilik, geçirgenlik ve petrol ve gaz doygunluğudur.
22. "Petrol ve gaz tuzağı" kavramı. Kökenlerine göre tuzak türleri.

Tuzak kurmak- bu, sıvıların - su, petrol, gaz - hareket hızının azaldığı - farklılaşmalarının meydana geldiği ve petrol ve gaz birikimlerinin ortaya çıktığı doğal bir rezervuarın bir parçasıdır. Tuzak kurmak oluşum sıvılarının hareketine engeldir. Tuzağın yapısı, rezervuarı ve onu çevreleyen geçirimsiz tortuları içerir. Rezervuarın kıvrımlarında, tektonik, stratigrafik ve litolojik ekranlarla sınırlandığı alanlarda, çıkıntılarda ve merceklerde tuzaklar görülür.

Aşağıdaki tuzaklar kökene göre ayırt edilir:

yapısal- katmanların bükülmesi veya sürekliliklerinin kırılması sonucu oluşan;
stratigrafik- sedimanların birikmesinde (yukarı hareketler çağında) bir mola sırasında rezervuar katmanlarının aşınması ve daha sonra geçirimsiz kayalarla (aşağı hareketler çağında) örtüşmesi sonucu oluşur. Kural olarak, sedimantasyondaki bir aradan sonra oluşan tabakalar, daha basit yapısal oluşum biçimleriyle karakterize edilir. Bu tabakaları önceki tabakalardan ayıran yüzeye stratigrafik uyumsuzluk yüzeyi denir;
litolojik- gözenekli geçirgen kayaçların geçirimsiz kayaçlarla litolojik yer değiştirmesi sonucu oluşan;
reefojenik- resif oluşturan organizmaların (mercanlar, bryozoanlar) solması sonucu oluşan, iskelet kalıntılarının bir resif gövdesi şeklinde birikmesi ve ardından geçirimsiz kayalarla örtüşmesi.

Dünyadaki tortuların yaklaşık %80'i yapısal sınıf tuzaklarla ilişkilidir; diğer kökenli tuzaklar (resif, stratigrafik ve litolojik) %20'den biraz fazlasını oluşturur.

Her tuzağın farklı bir oluşumu vardır:

Tektonik,
sedimantasyon,
soyulma.

23. "Rezervuar" kavramı ve petrol ve gazın yeri.

Petrol ve gaz yatağıçeşitli tiplerdeki geçirgen rezervuarlarda (tuzaklar) doğal bir yerel endüstriyel petrol ve gaz birikimidir. Rezervuar, doğal rezervuardaki petrol ve gazın hareketine neden olan kuvvetler ile bu hareketi engelleyen kuvvetler arasında bir dengenin kurulduğu rezervuar bölümünde oluşur.

lokoskopi- Bu, aynı alanın derinliklerinde bir veya daha fazla tuzakla sınırlı, boyutu sınırlı bir tortu kümesidir.

Lokasyonlar yerel (mevduatlar ve lokasyonlar) ve bölgeseldir (petrol ve gaz birikim bölgeleri, petrol ve gaz bölgeleri ve iller).
^ 24. Mevduatın sınıflandırılması .

Petrol ve gaz deposu doğal bir rezervuar tuzağında yerçekimi kuvvetlerinin etkisi altında ortaya çıkan mineral birikimi olarak adlandırılır. Rezervuar, doğal rezervuardaki petrol ve gazın hareketine neden olan kuvvetler ile bu hareketi engelleyen kuvvetler arasında bir dengenin kurulduğu rezervuar bölümünde oluşur.

Mevduatlar ikiye ayrılır:

Yapısal

tonozlu mevduat
Asılı tortular (katlamanın kanatlarında bulunur)
Tektonik ekranlı (faylar ve ters faylar boyunca oluşur)
Yakın temas (bir tuzlu su stoku veya volkanojenik oluşumlar ile üretken ufkun temasında oluşur)

Monoklinal yapılar grubu... Eğilme oluşumları veya yapısal burunlar veya yırtılma bozuklukları ile ilişkili.
Senklinal yapılar grubu... Yerçekimi kuvvetlerinin etkisi altında pratik olarak susuz rezervuarlarda oluşur, son derece nadirdir.

Rifojenik. Bir resif masifinde boşluklar ve kırıklar çok heterojendir, bu nedenle rezervuar özellikleri küçük mesafelerde bile değişebilir ve masifin farklı bölümlerindeki kuyu akış hızları aynı değildir.
Litolojik.

Kollektörün dışarı çıktığı alanlar
Geçirgen kayaçların geçirimsiz kayaçlarla değiştirildiği alanlar

Litolojik olarak sınırlı:

paleorek kanallarının kum oluşumları
merceksi toplayıcılar

stratigrafik... Erozyonla kesilen ve geçirimsiz genç kayalar tarafından örtülen rezervuarlardaki tortular.

25. Petrol ve gazın göçü. Göç türleri.

Göç Sedimanter kabuktaki harekettir.

Göç yolları gözenekler, çatlaklar, boşluklar ve ayrıca katman yüzeyleri, yırtılma yüzeyleridir. Göç, aynı katman veya oluşumda (in-situ, rezervuar içi) olabileceği gibi, bir rezervuardan diğerine (rezervuarlar arası, rezervuarlar arası) da olabilir. Birincisi gözenekler ve çatlaklar boyunca, ikincisi ise faylar ve stratigrafik uyumsuzluklar boyunca gerçekleştirilir. Hem biri hem de diğeri yanal strese sahip olabilir (katmanların yataklanması boyunca) - yanal, dikey göç (katmanların yatağına dik).

u / v'nin fiziksel durumuna bağlı olarak farklılık gösterir:

Moleküler(su ile birlikte çözünmüş halde u/v hareketi)
Faz(u / v serbest durumda)

Diğer bir hareket, sıcaklık ve basınç değiştiğinde petrol ve gaza dönüştürülebilen buharlar şeklindedir.

Petrol ve gaz kaynağı katmanlarıyla ilgili olarak:

Öncelik- u / w'nin oluşturuldukları kayalardan rezervuarlara geçiş süreci.
İkincil- ultrasonik sıvının rezervuar kayaları boyunca, faylar, çatlaklar vb. boyunca yer değiştirmesi.

26. u/v göçüne neden olan faktörler.

İstatistiksel ve dinamik basınç.

İstatistiksel basınç, üstteki kayaların etkisi altında kayaların sıkıştırılmasıdır.

Dinamik basınç, kayaları normal yataklarından çeken ve onları kıvrımlar halinde ezen tektonik kuvvetlerin etkisidir.

Tektonik kuvvetlerin etkisi altında, kayalar kırılan faylarla kırılır ve bunlar boyunca basınç yeniden dağıtılır, ayrıca kırılmalar ve çatlaklar petrol, gaz ve su için göç yolları görevi görür. Kıvrılma sırasında kayaların bir kısmı hatırı sayılır bir yüksekliğe çıkar ve erozyona (tahrip) maruz kalır. Erozyon, bir yandan yerkabuğundaki basınç değişimini etkilerken, diğer yandan petrol ve gaz içeren katmanların tahrip olmasına neden olabilir.

^ yerçekimi faktörü .

Petrol ve gazın etkisi, yerçekimi (yerçekimi) etkisi altında petrol ve gazın hareketini ifade eder. Petrol ve gaz, sudan yoksun (senklinal) bir rezervuara girerse, ağırlıkları nedeniyle alçaltılmış alanları işgal etme eğiliminde olacaktır.

^ Hidrolik faktör.

Su, hareketinde en küçük petrol ve gaz damlalarını vb. taşır. onları hareket ettirir. Hareket sürecinde, maddeleri özgül ağırlıklarına göre ayırt etmek daha kolaydır. Suyun üzerinde yüzen petrol ve gaz damlacıkları birbirleriyle birleşir ve uygun koşullar altında petrol ve gaz birikimleri oluşturabilir.

^ Kapiler ve moleküler olaylar.

Çünkü su, yağın kayaları ıslatmasından daha iyidir, o zaman kaya ile su arasındaki yüzey gerilimi kuvvetleri, kaya ile petrol arasındakinden daha büyük olacaktır. Bu, bazen gözlemlenen petrolün su tarafından küçük gözeneklerden büyük gözeneklere doğru yer değiştirmesi olgusunu açıklar.

Gaz enerjisi.
Sıvı genleşme kuvvetleri.

27. Petrol sahası yataklarının yok edilmesi.

Bunların göç etmesi ve tuzaklarda birikmesi sonucu oluşan petrol ve gaz birikimleri daha sonra tektonik, biyokimyasal, kimyasal ve fiziksel süreçlerin etkisiyle kısmen veya tamamen yok edilebilmektedir.

Tektonik hareketler, eğimi nedeniyle kapanın kaybolmasına veya ayırıcı bir rahatsızlık oluşmasına neden olabilir, daha sonra ondan petrol ve gaz başka bir tuzağa veya yüzeye göç edecektir. Uzun bir süre geniş alanlar yukarı doğru hareketler yaşarsa , daha sonra petrol ve gaz içeren kayalar yüzeye çıkarılabilir ve hidrokarbonlar dağılır.

Hidrokarbonları ve kimyasal süreçleri (oksidasyon) parçalayan bakterilerin varlığındaki biyokimyasal reaksiyonlar da petrol ve gaz birikimlerinin yok olmasına neden olabilir. Bazı durumlarda, difüzyon süreçleri de yıkıma yol açabilir.
^ 28. Petrol ve gazın farklı şekilde yakalanması.

Serbest fazda göç sırasında petrol ve gaz, rezervuarda maksimum oluşum açısı yönünde hareket eder. Göç eden gaz ve petrolün karşılaştığı ilk tuzakta birikecek ve bunun sonucunda bir tortu oluşacaktır. Göç yolunda uzanan bir dizi tuzağı doldurmaya yetecek kadar petrol ve gaz varsa, ilk tuzak gazla, ikincisi petrol ve gazla, üçüncüsü sadece petrolle doldurulur ve hepsi hipsometrik olarak daha yüksekte bulunan diğerleri boş olabilir (su içerir). Bu durumda sözde diferansiyel koleksiyonyağ ve gaz... Üst üste yerleştirilmiş bir iletişim tuzakları zinciri aracılığıyla göçleri sırasında petrol ve gazın farklı şekilde yakalanması teorisi, Sovyet bilim adamları V.P. Savchenko, S.P. Maximov. Bunlardan bağımsız olarak, bu ilke Kanadalı jeolog V. Gassow tarafından da formüle edilmiştir.

Serbest haldeki petrol ve gazın göçü sadece rezervuar içinde değil, aynı zamanda tortu oluşumuna yol açan kırılma yer değiştirmeleri yoluyla da gerçekleşebilir.

Rezervuarda içinde çözünmüş gaz bulunan bir petrol hareketi varsa, o zaman büyük derinliklerde tuzaklar petrolle (ve içinde çözünen gazla) doldurulacaktır. Bu tuzaklar dolduğunda, petrol rezervuarların yukarısına doğru hareket edecektir. Rezervuar basıncının kabarcık noktası basıncının altında olduğu bölgede, gaz petrolden serbest faza salınacak ve petrolle birlikte en yakın kapana akacaktır. Bu tuzakta, gaz kapağı olan bir petrol rezervuarı oluşabilir veya çok fazla gaz varsa, gazla doldurulur ve petrol, hipometrik olarak daha yüksek konumlu bir sonraki kapana kaydırılır. bir gaz yağı veya petrol rezervuarı. Tüm tuzakları doldurmaya yetecek kadar petrol veya gaz yoksa, en yüksek olanlar sadece suyla doldurulacaktır. Bu nedenle, petrol ve gazın farklı şekilde yakalanması, yalnızca hem petrol hem de gazın hareketinin serbest fazda gerçekleştirildiği durumlarda, tortularının oluşumu sırasında gerçekleşir.
^ 29. Litolojik bileşime göre mühürlerin sınıflandırılması.

Örtüşen petrol ve gaz yataklarına, geçirimsiz veya zayıf geçirgen kayalara denir. lastikler (sıvı contalar).

Sızdırmaz kayaçlar, dağılım ve kapsam, kalınlık, litolojik özellikler, süreksizliklerin varlığı veya yokluğu, bileşimin tekdüzeliği, yoğunluk, geçirgenlik ve mineral bileşimi açısından farklılık gösterir.

Litolojik bileşimlerine göre, mühürler ayrılır:

homojen(kil, karbonat, halojen) - aynı litolojik bileşime sahip kayalardan oluşur.
heterojen:
- karışık(kumlu-killi, killi-karbonat, karasal-halojen, vb.) - belirgin bir tabakaya sahip olmayan çeşitli litolojik bileşime sahip kayalardan oluşur.
- tabakalı- çeşitli litolojik kaya çeşitlerinin değişen katmanlarından oluşur.

^ 30. Organik maddenin u / v'ye dönüşüm aşamaları.

Petrol ve gazın kökeninin biyojenik teorisinin modern anlayışı, organik maddenin u / v'ye dönüştürülmesinin aşağıdaki aşamalarına indirgenmiştir:

organik madde birikimi

Difüzyon-dağılmış halde tortularda biriken U / v organik madde ve organik maddenin kendisi esas olarak biyokimyasal süreçlerden ve mikroorganizmalardan etkilenir. Anaerobik su ortamı. Kayaların sıkışması meydana gelir. Aşağı doğru tektonik hareketler (çökme).

üreten

Tortular battıkça ve Dünya'nın sürekli artan akışıyla, u/w üretme süreci devreye girer ve petrol üreten tabakalardan rezervuarlara göç ederler. U/v dağınık durumda. Biyokimyasal ortam oksijen, tektonik hareketler olmadan korunur.

u / w göçü

Çeşitli iç ve dış enerji kaynaklarının etkisi altında (tektonik, artan ısı akışı, yerçekimi kuvvetleri, basınç, u / w suyun küçük gözeneklerden büyük olanlara yer değiştirmesine yol açan kılcal kuvvetler), u / w serbest veya çözünmüş halde rezervuarlardan veya çatlaklar boyunca göç edin ...

birikimler

Göç, u/v tuzakları doldurur ve birikintiler oluşturur. Rezervuar kayalarının varlığı. Anaerobik ortam. Lastik kayalarının varlığı (birikme).

u / v koruma

Daha sonraki tektonik hareketlerin ve diğer jeolojik süreçlerin doğasına bağlı olarak, bu çökeller ya korunur (5) ya da yok edilir (6). U/v kümeleri şeklindedir. Rezervuar kayalarının varlığı. Tuzakları kapalı tutmak veya katmanların uygun bir eğimini korumak. Uygun TD faktörleri (yüksek sıcaklık ve basınç).

imha (yeniden dağıtım)

U / v lito veya atmosferde dağılabilir. u / v birikiminin havalandırma bölgelerine nüfuz etmesi. Tuzakları ortaya çıkarmak. Kayaların tektonik bozulması. u / v'nin tektonik faylarla tuzaklardan süzülmesi. Hareketli suda / su içinde aktarın. Çözülme. U / v'nin oksidasyonu ve ayrışması. U/w dağınık halde veya yeni kümeler şeklindedir. Yukarı doğru tektonik hareketler. Stratal veya kırık suların hareketi.
^ 31. Timan-Pechop eyaleti. Ana yatakların özellikleri.

Rusya'nın Avrupa kısmının kuzeydoğusunda yer almaktadır. İlin alanı 350 bin km2'dir. Doğu ve Kuzey-Doğu'dan Ural ve Paihoy, Batı'dan - Timan Sırtı, kuzeyden - Barents Denizi ile sınır komşusudur.

Tektonik ilişki: Rus platformu (kuzeydoğu sınırında), Pechora sineklisinde, Paleozoyik ve Mesozoyik çökellerinde (7-8 km).

Ana sanayi değeri, üstteki Üst Devoniyen kayalarıyla birlikte bölge genelinde verimli tek bir petrol ve gaz kompleksi oluşturan Orta Devoniyen kumlu rezervuarlarıdır.

Karbonat kayalarından oluşan Karbonifer-Alt Permiyen petrol ve gaz kompleksi: rezervuarlar, bölge genelinde verimli, kırık ve kavernöz kireçtaşlarıdır.

Vuktilskoe, Yaregskoe, Usinskoe. Voyvozhskoe, Shapkinskoe, Zapadno-Tebukskoe, Nibelskoe, Turchaninovskoe, Vozeyskoe, Kharyaginskoe yatakları.

^ Usinskoye petrol sahası büyük bir antiklinal kıvrım ile ilişkilidir. Devon: 33 * 12 km, genlik - 500 m 2 petrol yatağı:

2900-3100 m derinlikteki Orta Devoniyen karasal rezervuarlarında, ana litolojik-stratigrafik hafif petrol rezervuarı keşfedilmiştir.
orta Karbonifer, karbonat tabakaları (1100-1400 m 0, büyük kemerli ağır petrol deposu (yükseklik 300 m).

^ Yaregskoye petrol sahası ilimizde en yüksek gibsometrik seviyede yer almaktadır.

Ana endüstriyel nesne, toplam kalınlığı yaklaşık 30 m olan Orta Devoniyen tabakasıdır.

Mercekli ve ara tabakalı silttaşı ve çamurtaşı içeren kumtaşları. Ağır yağ - 0.95 g / cm3.

^ Vuktylskoye gaz kondensat alanı. Jeolojik yapıda büyük antiklinal kıvrım Ordovisiyen, Seluriyen, Karbonifer, Permiyen, Devoniyen, Triyas. Alt Permiyen yatakları için genlik 1500 m2'dir.2 gaz kondensat yatakları:

ana tabaka, Permiyen-Karbonifer yaşlı kalın, masif bir karbonat tabakasıyla sınırlıdır. Kalınlığı 800 m'dir.
Alt Karbonifer tabakalarının kumtaşlarında. Tonozlu oluşumu ifade eder. Killer toplayıcı görevi görür.

yağın kökeni

Petrolün kökeni hakkındaki görüşlerin geliştirilmesinde 4 aşama ayırt edilir:

1) bilim öncesi dönem;

2) bilimsel tahmin dönemi;

3) bilimsel hipotezlerin oluşum dönemi;

4) modern dönem.

18. yüzyıl Polonyalı doğa bilimcisinin görüşleri çarpıcı bilim öncesi fikirlerdir. Canon K.Kluk. Petrolün cennette oluştuğuna ve cennet bahçelerinin üzerinde çiçek açtığı bereketli toprakların kalıntısı olduğuna inanıyordu.

Bilimsel tahmin döneminin görüşlerine bir örnek, M.V. Lomonosov tarafından ifade edilen, petrolün yüksek sıcaklıkların etkisi altında kömürden oluştuğu fikridir.

Petrol endüstrisinin gelişiminin başlamasıyla birlikte, petrolün kökeni sorunu önemli bir uygulamalı önem kazandı. Bu, çeşitli bilimsel hipotezlerin ortaya çıkmasına güçlü bir ivme kazandırdı.

Petrolün kökenine ilişkin sayısız hipotez arasında en önemlileri şunlardır: organik ve inorganik.

İlk kez hipotez organik 1759'da büyük Rus bilim adamı M.V. Lomonosov. Daha sonra, hipotez Akademisyen I.M. Gubkin tarafından geliştirildi. Bilim adamı, petrol oluşumu için başlangıç malzemesinin, bitki ve hayvan organizmalarından oluşan deniz siltlerinin organik maddesi olduğuna inanıyordu. Daha eski katmanlar, organik maddeyi oksidasyondan koruyan genç katmanlarla hızla üst üste gelir. Bitki ve hayvan kalıntılarının ilk ayrışması, anaerobik bakterilerin etkisi altında oksijen erişimi olmadan gerçekleşir. Ayrıca, deniz havzalarının özelliği olan yer kabuğunun genel çökmesi sonucu deniz tabanında oluşan tabaka batar. Sedimanter kayaçlar battıkça içlerindeki basınç ve sıcaklık artar. Bu, dağılmış organik maddenin dağınık olarak dağılmış yağa dönüşmesine yol açar. Petrol oluşumu için en uygun olanı, 1.5 ... 6 km derinliklerde bulunan 15 ... 45 MPa basınçlar ve 60 ... 150 ° C sıcaklıklardır. Ayrıca, artan basıncın etkisi altında, petrol, içinden tortu oluşum yerine göç ettiği geçirgen kayalara yer değiştirir.

yazar tarafından inorganik hipotez D.I. Mendeleev olarak kabul edildi. Şaşırtıcı bir model fark etti: Pennsylvania (ABD) ve Kafkasya'nın petrol sahaları, kural olarak, yer kabuğundaki büyük fayların yakınında bulunuyor. Dünyanın ortalama yoğunluğunun yer kabuğunun yoğunluğunu aştığını bilerek, metallerin esas olarak gezegenimizin derinliklerinde bulunduğu sonucuna vardı. Ona göre demir olmalı. Dağ inşa süreçleri sırasında su, yer kabuğunu kesen çatlak-fayların derinliklerine nüfuz eder. Yolda demir karbürlerle karşılaşarak onlarla reaksiyona girer, bunun sonucunda demir oksitler ve hidrokarbonlar oluşur. Daha sonra aynı faylar boyunca ikincisi yer kabuğunun üst katmanlarına yükselir ve petrol sahaları oluşturur.

Bu iki hipoteze ek olarak, dikkat çekici olan şudur: "Uzay" hipotezi... 1892'de Moskova Devlet Üniversitesi Profesörü V.D. Sokolov tarafından ortaya atıldı. Ona göre, hidrokarbonlar başlangıçta Dünya'nın oluştuğu gaz ve toz bulutunda mevcuttu. Daha sonra, magmadan çıkmaya ve yer kabuğunun üst katmanlarındaki çatlaklardan gaz halinde yükselmeye başladılar ve burada yoğunlaşarak petrol birikintileri oluşturdular.

Modern dönemin hipotezleri şunları içerir: magmatik "hipotez Leningrad petrol jeologu, profesör N.A. Kudryavtsev. Ona göre, çok yüksek sıcaklık koşulları altında büyük derinliklerde, karbon ve hidrojen, CH, CH2 ve CH3 karbon radikallerini oluşturur. Daha sonra derin faylar boyunca yukarı doğru yükselirler ve yeryüzüne yakınlaşırlar. Sıcaklığın düşmesi nedeniyle, Dünyanın üst katmanlarında bu radikaller birbirleriyle ve hidrojenle birleşerek çeşitli petrol hidrokarbonlarının oluşumuna neden olur.

NA Kudryavtsev ve destekçileri, petrol hidrokarbonlarının yüzeye daha yakın atılımının manto ve yer kabuğundaki faylar boyunca gerçekleştiğine inanıyor. Bu tür kanalların varlığının gerçekliği, klasik ve çamur kanallarının yanı sıra patlamanın kimberlit borularının Dünya'daki geniş dağılımı ile kanıtlanmıştır. Hidrokarbonların kristalin temelden tortul kaya katmanlarına dikey göçünün izleri, büyük derinliklere açılan tüm kuyularda bulundu - Kola Yarımadası'nda, Volga-Ural petrol yatağı eyaletinde, Orta İsveç'te, Illinois eyaletinde ( AMERİKA BİRLEŞİK DEVLETLERİ). Genellikle bunlar, magmatik kayaçlardaki çatlakları dolduran bitüm kapanımları ve damarlarıdır; iki kuyuda da sıvı yağ bulundu.

Yakın zamana kadar, genel olarak kabul edilen hipotez, organik yağ(Bu, keşfedilen petrol yataklarının çoğunun tortul kayalarla sınırlı olması gerçeğiyle kolaylaştırıldı), buna göre "siyah altın" 1.5 ... 6 km derinlikte yatıyor. Bu derinliklerde Dünya'nın bağırsaklarında neredeyse hiç beyaz nokta yoktur. Bu nedenle, organik köken teorisi, yeni büyük petrol sahalarının araştırılması için pratikte hiçbir umut sunmamaktadır.

Elbette, tortul kayaçlarda olmayan büyük petrol sahalarının keşfiyle ilgili gerçekler var (örneğin, petrolün granitlerde bulunduğu Vietnam rafında keşfedilen dev Beyaz Kaplan alanı), bu gerçek açıklanıyor. inorganik yağ hipotezi... Ek olarak, gezegenimizin derinliklerinde hidrokarbonların oluşumu için yeterli miktarda başlangıç malzemesi vardır. Karbon ve hidrojen kaynakları su ve karbondioksit olarak kabul edilir. Dünyanın üst manto malzemesinin 1 m3'lük içeriği sırasıyla 180 ve 15 kg'dır. Reaksiyon için uygun bir kimyasal ortam, içeriği volkanik kayaçlarda %20'ye ulaşan demirli metal bileşiklerinin mevcudiyeti ile sağlanır. Petrol oluşumu, Dünya'nın iç kısmında su, karbondioksit ve indirgeyiciler (başlıca demir oksit) olduğu sürece devam edecektir. Ek olarak, Romashkinskoye sahasının (Tataristan topraklarında) geliştirilmesi uygulaması, petrolün inorganik kökeni hipotezi üzerinde çalışır. 60 yıl önce keşfedildi ve %80'i tükenmiş olarak kabul edildi.. Tataristan Devlet Başkanı R. Muslimov'un Devlet Müşaviri'ne göre, sahadaki petrol rezervleri her yıl 1,5-2 milyon ton yenileniyor ve yeni verilere göre her yıl yenileniyor. hesaplamalar, 2200 gr'a kadar yağ çıkarmak mümkün olacak ... Böylece, petrolün inorganik kökeni teorisi sadece "organik" olanı şaşırtan gerçekleri açıklamakla kalmaz, aynı zamanda Dünya'daki petrol rezervlerinin bugün keşfedilenlerden çok daha büyük olduğu ve en önemlisi yenilenmeye devam ettiği konusunda bize umut verir.

Genel olarak, petrolün kökenine ilişkin iki ana teorinin, bu süreci karşılıklı olarak birbirini tamamlayarak oldukça ikna edici bir şekilde açıkladığı sonucuna varabiliriz. Ve gerçek ortada bir yerde yatıyor.

Gaz kökenli

Metan doğada yaygındır. Her zaman formasyon yağının bir parçasıdır. 1.5 ... 5 km derinlikte stratal sularda çok fazla metan çözülür. Metan gazı, gözenekli ve kırık tortul kayaçlarda tortular oluşturur. Nehirlerin, göllerin ve okyanusların sularında, toprak havasında ve hatta atmosferde küçük konsantrasyonlarda bulunur. Metan kütlesi tortul ve magmatik kayaçlarda dağılır. Ayrıca metan varlığının güneş sistemindeki bir dizi gezegende ve uzak uzayda kaydedildiğini de hatırlayalım.

Metanın doğada yaygın olarak bulunması, çeşitli şekillerde oluştuğunu düşündürmektedir.

Bugün, metan oluşumuna yol açan birkaç süreç bilinmektedir:

Biyokimyasal;

Termokatalitik;

Radyasyon-kimyasal;

mekanokimyasal;

metamorfik;

kozmojenik.

biyokimyasal süreç metan oluşumu siltlerde, toprakta, tortul kayaçlarda ve hidrosferde meydana gelir. Organik bileşiklerden (proteinler, lif, yağ asitleri) metanın oluştuğu hayati aktivitesinin bir sonucu olarak bir düzineden fazla bakteri bilinmektedir. Oluşum suyunda bulunan bakterilerin etkisi altında büyük derinliklerde petrol bile metan, nitrojen ve karbondioksite parçalanır.

Termokatalitik süreç Metan oluşumu, katalizör rolü oynayan kil minerallerinin varlığında yüksek sıcaklık ve basıncın etkisi altında tortul kayaçların organik maddesinin gazına dönüştürülmesinden oluşur. Bu süreç, yağ oluşumuna benzer. Başlangıçta, su kütlelerinin dibinde ve karada biriken organik madde biyolojik olarak parçalanabilir. Aynı zamanda bakteriler en basit bileşikleri yok eder. Organik madde Dünya'nın derinliklerine battıkça ve buna karşılık gelen sıcaklıkta bir artışla, bakterilerin aktivitesi ölür ve 100 ° C'lik bir sıcaklıkta tamamen durur. Bununla birlikte, başka bir mekanizma zaten başlamıştır - artan sıcaklık ve basıncın etkisi altında karmaşık organik bileşiklerin (canlı madde kalıntıları) daha basit hidrokarbonlara ve özellikle metan'a yok edilmesi. Bu süreçte önemli bir rol, doğal katalizörler - çeşitli, özellikle killi kayaların yanı sıra eser elementler ve bunların bileşiklerinin bir parçası olan alüminosilikatlar tarafından oynanır.

Bu durumda metan oluşumu ile petrol oluşumu arasındaki fark nedir?

İlk olarak, yağ, sapropel tipi organik maddelerden oluşur - denizlerin çökeltileri ve fito- ve zooplanktondan oluşan okyanusların rafı, yağlı maddelerle zenginleştirilmiştir. Metan oluşumunun başlangıç noktası, bitki organizmalarının kalıntılarından oluşan humus tipi organik bir maddedir. Termokataliz sırasında bu madde esas olarak metan oluşturur.

İkincisi, petrol oluşumunun ana bölgesi, 1,5 ... 6 km derinlikte bulunan 60 ila 150 ° C arasındaki kayaların sıcaklıklarına karşılık gelir. Ana petrol oluşumu bölgesinde, petrol ile birlikte metan da (nispeten küçük miktarlarda) ve daha ağır homologları oluşur. Güçlü bir yoğun gaz oluşumu bölgesi, 150 ... 200 ° C ve daha fazla sıcaklıklara karşılık gelir, ana petrol oluşumu bölgesinin altında bulunur. Şiddetli sıcaklık koşulları altında gaz oluşumunun ana bölgesinde, yalnızca dağılmış organik maddelerde değil, aynı zamanda petrol şeyllerinden ve petrolden gelen hidrokarbonlarda da derin termal tahribat meydana gelir. Bu, büyük miktarda metan üretir.

Radyasyon-kimyasal süreç Metan oluşumu, çeşitli karbon bileşikleri radyoaktif radyasyona maruz kaldığında meydana gelir.

Artan organik madde konsantrasyonuna sahip siyah, ince dağılmış killi tortuların, kural olarak, uranyum açısından zengin olduğu fark edilmiştir. Bunun nedeni, tortularda organik madde birikiminin uranyum tuzlarının birikmesini kolaylaştırmasıdır. Radyoaktif radyasyonun etkisi altında organik madde metan, hidrojen ve karbon monoksit oluşumu ile ayrışır. İkincisinin kendisi karbon ve oksijene ayrışır, ardından karbon hidrojen ile birleşerek metan oluşturur.

mekanokimyasal süreç metan oluşumu, sabit ve değişken mekanik yüklerin etkisi altında organik maddeden (kömürler) hidrokarbonların oluşumundan oluşur. Bu durumda, enerjisi organik maddenin dönüşümünde yer alan mineral kaya tanelerinin temas noktalarında yüksek gerilimler oluşur.

metamorfik süreç Metan oluşumu, yüksek sıcaklıkların etkisi altında kömürün karbona dönüştürülmesiyle ilişkilidir. Bu işlem, maddelerin 500 ° C'nin üzerindeki sıcaklıklarda genel dönüşüm sürecinin bir parçasıdır. Bu şartlar altında killer kristalin şist ve granite, kalker mermere vb. dönüşür.

kozmojenik süreç Metan oluşumu, VD Sokolov tarafından petrol oluşumunun "uzay" hipotezi ile açıklanmaktadır.

Bu süreçlerin her biri metan oluşumunun genel sürecinde nasıl bir yer tutuyor? Dünyadaki gaz alanlarının çoğunda bulunan metanın büyük kısmının termokatalitik kökenli olduğuna inanılmaktadır. 1 ila 10 km derinlikte oluşur. Metanın çoğu biyokimyasal kökenlidir. Ana miktarı 1 ... 2 km'ye kadar olan derinliklerde oluşur.

Dünyanın iç yapısı

Şimdiye kadar, Dünya'nın en derin kuyuları sadece Dünya'nın kabuğunu açtığından, Dünya'nın yapısı hakkında genel fikirler oluşmuştur. Ultra derin sondaj hakkında daha fazla ayrıntı, kuyu sondajı ile ilgili bölümde açıklanacaktır.

Dünyanın katı gövdesinde üç kabuk ayırt edilir: merkezi olan - çekirdek, ara olan - manto ve dıştaki - yer kabuğu. Derinliğe göre iç jeosferlerin dağılımı Tablo 16'da gösterilmektedir.

Tablo 16 Dünyanın iç jeosferleri

Şu anda, Dünya'nın iç yapısı ve bileşimi hakkında çeşitli fikirler var (V. Goldschmidt, G. Washington, A.E. Fersman, vb.). Gutenberg-Bullen modeli, Dünya'nın yapısının en mükemmel modeli olarak kabul edilmektedir.

Çekirdek – dünyanın en yoğun kabuğudur. Modern verilere göre, (katı halde olduğu kabul edilen) iç çekirdek ile (sıvı halde olduğu kabul edilen) dış çekirdek arasında bir ayrım yapılmaktadır. Çekirdeğin esas olarak oksijen, kükürt, karbon ve hidrojen karışımı olan demirden oluştuğuna ve iç çekirdeğin bir dizi meteoritin bileşimine tamamen karşılık gelen bir demir-nikel bileşimine sahip olduğuna inanılmaktadır.

Sıradaki örtü. Manto üst ve alt olarak ikiye ayrılır. Üst mantonun, olivin ve piroksen gibi magnezya-demirli silikat minerallerinden oluştuğuna inanılmaktadır. Alt manto homojen bir bileşim ile karakterize edilir ve demir oksitler, magnezyum açısından zengin bir maddeden oluşur. Şu anda, manto, sismik ve volkanik olayların kaynağı, dağ oluşum süreçleri ve ayrıca bir magmatizma bölgesi olarak değerlendirilmektedir.

Mantonun üstünde Yerkabuğu. Yerkabuğu ile manto arasındaki sınır, sismik dalgaların hızlarındaki keskin bir değişiklikle belirlenir, onu ilk kuran Yugoslav bilim adamı A. Mohorovich'in onuruna Mohorovich bölümü olarak adlandırılır. kıtalarda ve okyanuslarda çarpıcı biçimde değişir ve iki ana bölüme ayrılır - kıtasal ve okyanusal ve iki ara-kıta altı ve okyanus altı.

Gezegensel kabartmanın bu doğası, dünyanın farklı bir yapısı ve bileşimi ile ilişkilidir: kabuk. Kıtaların altında, litosferin kalınlığı 70 km'ye (ortalama 35 km) ve okyanusların altında 10-15 km'ye (ortalama 5-10 km) ulaşır.

Kıtasal kabuk, üç katman tortul, granit-gnays ve bazaltikten oluşur. Okyanus kabuğunun iki katmanlı bir yapısı vardır: ince, gevşek bir tortul tabakanın altında, sırayla alt ultrabazitlere sahip gabrodan oluşan bir tabaka ile değiştirilen bir bazaltik tabaka vardır.

Kıta altı kabuğu ada yaylarıyla sınırlıdır ve artan bir kalınlığa sahiptir. Okyanusaltı kabuk, büyük okyanus çöküntülerinin altında, iç ve marjinal denizlerde (Okhotsk, Japon, Akdeniz, Siyah, vb.) bulunur ve okyanusun aksine, önemli tortul tabaka kalınlığına sahiptir.

Yer kabuğunun yapısı

Yerkabuğu, tüm kabuklar arasında en çok çalışılanıdır. Kayalardan yapılmıştır. Kayalar, yer kabuğunu oluşturan bağımsız jeolojik cisimler oluşturan sabit mineralojik ve kimyasal bileşime sahip mineral bileşiklerdir. Kayaçlar kökenlerine göre üç gruba ayrılır: magmatik, tortul ve metamorfik.

Volkanik taşlar yerkabuğunun derinliklerinde veya yerkabuğunun derinliklerinde magmanın katılaşması ve kristalleşmesi sonucu oluşur. Bu kayaçlar esas olarak kristaldir. Hayvan ve bitki artıkları içermezler. Magmatik kayaçların tipik temsilcileri bazaltlar ve granitlerdir.

Tortul kayaçlar organik ve inorganik maddelerin su havzalarının dibinde ve kıtaların yüzeyinde birikmesi sonucu oluşur. Kırıntılı kayaların yanı sıra kimyasal, organik ve karışık kökenli kayalara ayrılırlar.

Kırıntılı kayalar küçük yıkılmış kaya parçalarının birikmesi sonucu oluşur. Tipik temsilciler: kayalar, çakıl taşları, çakıl, kum, kumtaşı, kil.

kimyasal kayalar Sulu çözeltilerden tuzların çökelmesi veya yerkabuğundaki kimyasal reaksiyonlar sonucu oluşur. Bu tür kayaçlar alçıtaşı, kaya tuzu, kahverengi demir cevheri ve silisli tüflerdir.

Organik ırklar hayvan ve bitki organizmalarının fosilleşmiş kalıntılarıdır. Bunlar kireçtaşı, tebeşir içerir.

karışık ırklar enkaz, kimyasal, organik kökenli malzemelerden oluşur. Bu kayaçların temsilcileri marn, killi ve kumlu kalkerlerdir.

Metamorfik kayaçlar yerkabuğunun kalınlığındaki yüksek sıcaklık ve basınçların etkisi altında magmatik ve tortul kayaçlardan oluşur. Bunlar arduvaz, mermer, jasper içerir.

Udmurtia'nın ana kayası, nehirlerin ve akarsuların kıyıları boyunca, vadilerde ve çeşitli çalışmalarda toprak ve Kuvaterner çökeltilerinden ortaya çıkar: taş ocakları, çukurlar, vb. Karasal kayalar kesinlikle hakimdir. Bunlar, silttaşları, kumtaşları ve çok daha az çakıltaşı, çakıltaşı ve kil gibi çeşitleri içerir. Nadir bulunan karbonatlı kayaçlar arasında kalker ve kenarlar bulunur. Tüm bu kayalar, diğerleri gibi, minerallerden, yani doğal kimyasal bileşiklerden oluşur. Bu nedenle, kireçtaşları kalsitten oluşur - CaC03 bileşiminin bir bileşiği. Kireçtaşlarındaki kalsit taneleri çok küçüktür ve sadece mikroskop altında görülebilir.

Kalsitin yanı sıra marn ve killer, çok miktarda mikroskobik olarak ince kil mineralleri içerir. Bu nedenle, hidroklorik asit ile marna maruz kaldıktan sonra, kil parçacıklarının konsantrasyonunun sonucu olarak reaksiyon bölgesinde açık veya koyu lekeler oluşur. Kireçtaşları ve marnlar bazen kristalin kalsit yuvaları ve damarları içerir. Bazen kalsit druslarını da görebilirsiniz - bu mineralin kristallerinin bir ucunda kayaya yapışmış.

Karasal kayaçlar kırıntılı ve killi olarak ikiye ayrılır. Cumhuriyetin anakaya yüzeyinin çoğu kırıntılı kayalardan oluşmaktadır. Bunlar, daha önce bahsedilen silttaşlarını, kumtaşlarını ve ayrıca daha nadir çakıltaşlarını, çakıltaşlarını içerir.

Silttaşları, kuvars (SiO 2), feldispatlar (KAlSi 3 O 8; NaAlSi 3 O 8 ∙ CaAl 2 Si 2 O 8), çapı 0,05 mm'den fazla olmayan diğer tozlu parçacıklar gibi kırıntılı mineral tanelerinden oluşur. Kural olarak, silttaşları zayıf çimentolu, topaklı ve görünüşte kile benzer. Daha fazla taşlaşma ve daha az plastisitede killerden farklıdırlar.

Kumtaşları, Udmurtya'nın ikinci yaygın ana kayasıdır. Çeşitli bileşimlerdeki kırıntılı parçacıklardan (kum taneleri) oluşurlar - kuvars taneleri, feldispatlar, silisli ve taşkın (bazalt) kayaç parçaları, bunun sonucunda bu kumtaşlarına polimiktik veya polimineral denir. Kum parçacıklarının boyutu 0,05 mm ile 1 - 2 mm arasında değişmektedir. Kural olarak, kumtaşları zayıf çimentolanır, kolayca gevşer ve bu nedenle inşaat amaçlı sıradan (modern nehir) kumları olarak kullanılır. Gevşek kumtaşları genellikle, kırıntılı malzemesi kalsit ile çimentolanmış olan kalkerli kumtaşlarının ara katmanlarını, merceklerini ve yumrularını içerir. Silttaşlarının aksine, kumtaşları hem yatay hem de eğik tabakalanma ile karakterize edilir. Tatlı su çift kabuklu yumuşakçaların küçük kalkerli kabukları bazen kumtaşlarında bulunur. Hepsi bir arada (eğik tabakalanma, nadir fosil yumuşakçalar) polimiktik kumtaşlarının nehir veya alüvyal kökenine tanıklık eder. Kumtaşlarının kalsit ile sementasyonu, kumların gözeneklerinde dolaşan yeraltı suyundaki kalsiyum bikarbonatın bozunması ile ilişkilidir. Bu durumda, karbon dioksitin uçması sonucunda çözünmeyen bir reaksiyon ürünü olarak kalsit açığa çıkmıştır.

Daha az sıklıkla karasal kayaçlar, çakıllar ve konglomeralarla temsil edilir. Bunlar, kalsit ile çimentolanmış yuvarlak (yuvarlak, oval) veya düzleştirilmiş kahverengi marn parçalarından oluşan sert kayalardır. Mergeli yerel kökenlidir. Permiyen nehirlerinin Urallardan getirdiği koyu renkli çörtler ve taşkın kayaçlar (antik bazaltlar), kırıntılı malzemede katkı olarak bulunur. Çakıltaşı parçalarının boyutu sırasıyla 1 (2) mm ila 10 mm arasında değişirken, çakıltaşlarında 10 mm ila 100 mm ve daha fazla.

Temel olarak, petrol sahaları tortul kayaçlarla sınırlıdır, ancak metamorfik (Fas, Venezuela, ABD) veya magmatik kayaçlarla (Vietnam, Kazakistan) sınırlı petrol sahaları vardır.

13. Rezervuar yatakları. Gözeneklilik ve geçirgenlik.

Kolektör petrolün veya gazın boşluktaki fiziksel hareketliliğini sağlayan bu tür jeolojik ve fiziksel özelliklere sahip olan bir kayaya denir. Rezervuar kayası hem petrol hem de gaz ve su ile doyurulabilir.

İçinde petrol veya gazın hareketinin fiziksel olarak imkansız olduğu bu tür jeolojik ve fiziksel özelliklere sahip kayalara denir. koleksiyoncu olmayanlar