ГЕОЛОГИЯ, ПОИСК И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА

Е.М. Максимов

 

ГЕОЛОГИЯ, ПОИСК И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА

Тюмень, 2004г.
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

 

Е.М.МАКСИМОВ

ГЕОЛОГИЯ, ПОИСК И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА

 

(издание 2-е дополненное)

 

 

Учебное пособие для студентов специальностей:

090600 Разработка нефтяных и газовых месторождений

090800 Бурение нефтяных и газовых скважин

Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

 

Тюмень, ТюмГНГУ

Г.

УДК 553.98

 

Максимов Е.М. Геология, поиск и разведка нефти и газа.- (Издание 2-е дополненное).Учебное пособие. Тюмень, ТюмГНГУ, 2004, -103с., ил.19

 

Учебное пособие представляет собой краткий курс лекций по предмету ² Геология нефти и газа². Содержит основные сведения о химическом составе нефтей и природных газов, о породах–коллекторах, залежах и месторождениях нефти и газа, о закономерностях размещения и методах поисков и разведки месторождений нефти и газа в земной коре. Специальная глава посвящена характеристике Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Предназначена для студентов специальностей 090600 - Разработка нефтяных и газовых месторождений, 090800 - Бурение нефтяных и газовых скважин, 090790 - Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ.

 

Ил. 19, Табл. 20, список лит.18 назв.

 

 

Работа подготовлена Тюменским государственным нефтегазовым университетом.

 

Рецензенты: ЗапСибГеоНАЦ, кандидат геолого-минералогических наук А.П.Соколовский

Профессор кафедры Геологии нефти и газа ТюмГНГУ А.В.Рыльков

 

 

Ответственный редактор:

 

 

Максимов Е.М.

Тюменский государственный нефтегазовый университет

ВВЕДЕНИЕ

 

Доля нефти и газа в мировом энергетическом балансе в настоящее время составляет около 80%.

Поиск и разведка нефтяных и газовых месторождений в нашей стране наращивает свои темпы, охватывая новые регионы и глубокие горизонты. Особая роль при этом возлагается на научный прогноз и обоснование постановки всех видов нефтегазопоисковых работ на решение этих задач в минимальные сроки и с минимальными средствами. В связи с этим высокие требования предъявляются ко всем нефтегазогеологическим наукам, в первую очередь – повышению точности прогноза новых нефтяных, газовых месторождений и перспективных территорий.

Геология нефти и газа – наука о закономерностях строения, формирования и размещения месторождений нефти и газа в земной коре. Она является частью общей науки о полезных ископаемых. Предмет ее изучения - естественные проявления, залежи, месторождения (местоскопления) нефти и газа, нефтегазоносные районы, области, провинции (бассейны). Главная ее цель – установление закономерностей в размещении скоплений нефти и газа в земных недрах, районирование нефтегазоносных территорий по перспективам нефтегазоносности, разработка рациональных научных методов прогноза новых месторождений, проектирование и проведение поисковых и разведочных работ на нефть и газ.

В своих исследованиях нефтегазовая геология опирается на достижения других наук – физики, химии, математики, механики, широко внедряет в практику новейшие приборы и ЭВМ. Особый вклад в открытие новых месторождений нефти и газа вносит геофизика с комплексом гравиметрических, сейсмических, магнитометрических и электронных методов изучения земных недр.

Учебное пособие составлено в форме краткого курса лекций по основным вопросам нефтегазовой геологии. Оно предназначено для студентов заочной и очной форм обучения негеологических специальностей – буровиков, разработчиков, проектировщиков и строителей нефтегазопроводов и нефтегазохранилищ, содержит основные сведения о залежах и месторождениях нефти и газа, методах их поисков и разведки. Отдельная глава XII посвящена геологии и нефтегазоносности Западно-Сибирской провинции.

 

 

Глава II ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ, ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И БИТУМОВ

 

II.1. Основные химические элементы, входящие в состав нефтей и газов

 

Нефть и природный газ состоят главным образом из углерода и водорода. В качестве примесей в них присутствуют кислород, сера, азот и некоторые другие элементы. Из этих же элементов состоит весь органический мир (табл 3).

Таблица 3

Растворимость газов в воде и других растворителях

(см³/1000см³ растворителя) при t=20°С, Р=1 атм.

 

Газы	Растворитель
вода	этиловый спирт	бензол	гексан	ацетон
Метан
Этан
Пропан
Бутан
Этен
Пропен
Ацетилен

 

16. Упругость паров углеводородов. Наибольшей упругостью паров обладает метан. Чем тяжелее углеводороды, тем меньше упругость и разность упругости паров при различных температурах.

17. Сорбция нефтей и газов – способность поглощаться различными адсорбентами. В качестве сорбента чаще всего применяется уголь, силикагель. На способности адсорбентов поглощать углеводороды основаны хроматографические методы разделения нефтей и газов на фракции.

18. Газонасыщенность (газовый фактор) нефти определяется количеством газа, растворенного в нефти в условиях залежи. Измеряется в м³ на 1 м³ нефти.

19. Конденсатный фактор газов – количество растворенной нефти в 1 м³ газа в условиях залежи. Выражается в кубических сантиметрах на 1 м³ газа.

 

II.5. Природные битумы.

 

Природные битумы – это твердые или густые полужидкие углеводородные соединения, растворяющиеся в органических растворителях. Источником их образования является нефть. Превращение нефтей в битумы происходит при их окислении на месте выхода нефтяных пластов на дневную поверхность. Процесс сопровождается потерей легких фракций, растворенного газа. В мире известны крупные месторождения нефтяных битумов. В Восточно-Венесуэльском поясе содержится 636 млн.т. тяжелой нефти. В Канаде известно месторождение Атабаска, в котором содержится 48 млрд.т. тяжелой нефти и битума.

В классе нефтяных битумов различают четыре подкласса.

1. Битумы, являющиеся продуктами изменения нафтеновых нефтей. К ним относятся мальты, асфальты, асфальтиты и кериты. Мальты – это густовязкие черные нефти, богатые кислородом и серой. Плотность около 1 г/см³. Асфальты – твердые аморфные вещества черного, буровато-черного цвета. Плотность 1, 07-1, 09 г/см³. Плавятся при температуре 90-100º С. Полностью растворяются в бензине. Асфальтиты – твердые хрупкие битумы, имеют более высокую плотность. Кериты – нефтяные угли, продукты высокого метаморфизма нефти, по внешнему виду похожи на каменный уголь. Отличаются почти полной нерастворимостью в органических растворителях и неплавкостью.

2. Битумы, образующиеся в результате гипергенного изменения мальт и асфальтов. К ним относятся оксикериты и гуминокериты. Они практически не растворяются в органических растворителях.

3. Битумы, образующиеся при изменении метановых нефтей. Это битумы парафинового ряда, твердые и полужидкие вещества, состоящие из высших алкановых углеводородов (парафинов) с примесью масел и асфальтовых компонентов. К ним относятся озокериты (" горный воск" ) – воскообразные вещества с ароматическим и нефтяным запахом.

4. Битумы, образующиеся при выветривании озокеритов.

5. Дисперсные битумы. Кроме проявлений и месторождений битумов, нефтегазовая геология изучает рассеянные (дисперсные) битумы в осадочных горных породах. Они образовались из рассеянного органического вещества (РОВ), захороненного при осадконакоплении вместе с илами. Рассеянный битум извлекается из измельченной породы органическими растворителями и кислотной обработкой. Для его обозначения применяется термин " битумоид". Состав битумоида зависит от типа растворителя, применяемого для его извлечения. В практике в качестве растворителя часто применяется хлороформ. Экстракт, получаемый при этом, называется хлороформенным битумоидом.

В нефтегазоносных бассейнах встречаются слои и пачки сильно битуминозных глин, содержание дисперсного битума в которых составляет несколько процентов по весу. Вдоль южного побережья Финского залива известны силурийские битуминозные (горючие) сланцы. В Волго-Уральской провинции известны силурийские битуминозные мергели доминиковской свиты девона, а в Западно-Сибирской провинции – битуминозные глины баженовской свиты позднеюрского возраста.

Битум и асфальт могут быть переработаны в нефть. В мире известны крупные месторождения асфальта. Например, крупнейшее месторождение асфальта Атабаска в Канаде может дать 40 млрд. тонн нефти.

 

РЕЗЕРВУАРЫ НЕФТИ И ГАЗА.

 

Пористые и трещиноватые горные породы, способные вмещать в себя нефть, газ и воду и отдавать эти полезные ископаемые при разработке, называются коллекторами. Все горные породы в природе имеют поры и трещины, но наиболее распространенными породами-коллекторами являются песчаники и известняки. Основными свойствами пород-коллекторов являются пористость и проницаемость.

Песчаная порода-коллектор представляет собой четырехкомпонентную систему (Рис.1), состоит из: 1) обломков – песчаных зерен, 2) матрикса – мелких зерен, 3) цемента, 4) пор. Размер пор зависит от размера зерен: чем крупнее зерна, тем крупнее будут и поры. Наличие матрикса ухудшает пористость, т.к. он заполняет поровое пространство, закупоривает поровые каналы, по которым движется жилкость, газ. Чем больше цементирующей массы, тем хуже коллектор.

Минимальные размеры пор и поровых каналов, по которым осуществляется миграция жидкостей и газов, по данным А.А.Ханина составляет 1-3 микрона (мкм). Поры меньших размеров заполнены физически связанной водой, поэтому они практически непроницаемы для нефти и газа. При наличии в породе пор различных размеров фильтрация осуществляется по наиболее крупным порам (свыше 30 мкм). В сильно уплотненных породах, в которых крупные поры и каналы отсутствуют, перемещение флюидов происходит и по мелким пустотам. В глинах и аргиллитах размер пор и каналов менее 1 мкм, поэтому они не являются коллекторами, практически не пропускают через себя нефть, газ и воду, играют роль водоупора, флюидоупора.

 

Таблица 8

Рис.4 Основные элементы залежей нефти и газа. Составил Е.М.Максимов.

 

А – нефтяная залежь пластового сводового типа. Б – нефтяная залежь с газовой шапкой, пластового сводового типа.

Условные обозначения: 1 – водо-нефтяная часть залежи; 2 – нефтяная часть залежи; 3 – газонефтяная часть залежи; h – высота залежи; h_Г – высота газовой части; h_Н – высота нефтяной части.

 

Рис. 5 Классификация залежей нефти и газа по типам резервуаров и ловушек. Составил Е.М.Максимов.

 

Условные обозначения: 1 – пласты-коллекторы; 2 – зоны трещиноватости; 3 – залежь нефти; 4 – границы стратиграфические и литологические; 5 – линии тектонических нарушений; 6 – изолинии глубины залегания по кровле пласта в метрах.

 

Нефтегазопроявлениями называются естественные выходы нефти и газа на поверхность в виде источников, пленок, пузырьков, а также незначительные притоки нефти (до 1 м³/сутки) и газа в скважинах при их испытании.

Основными параметрами залежей нефти и газа являются: форма, размеры, тип углеводородов, геологические и промышленные запасы, контуры нефтеносности, газоносности, абсолютные отметки газо-водяных, газо-нефтяных, водонефтяных контактов, пластовое давление, пластовая температура, плотность нефти, абсолютные дебиты в скважинах (притоки за сутки), тип коллектора по пористости, проницаемости и др.

1. По типу углеводородов залежи бывают газовые, нефтяные, газо-нефтяные (нефтяные с газовой шапкой), нефтегазовые (газовые с нефтяной оторочкой), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные (газоконденсатные с нефтяной оторочкой).

2. Форма залежей определяется формой ловушки и резервуаров. По этому показателю различаются следующие типы залежей: пластовые сводовые, массивные сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые тектонически экранированные. Наиболее распространенными являются пластовые сводовые залежи (Рис.4), в плане они имеют округлые, овальные формы. Залежи экранированного типа имеют в разрезе линзовидные, гнездовидные (карманообразные) формы, в плане – козырьковые (заливообразные), кольцевые, полосовидные, рукавообразные (шнурковые) и сложные формы.

Размеры залежей. Показателями размеров залежей являются: длина, ширина, площадь, толщина, высота, объем. Высотой залежи

3. называется расстояние по вертикали от водонефтяного или газонефтяного контакта до наивысшей отметки ее кровли.

4. Промышленные запасы нефти и газа – это количество углеводородов, находящееся в залежи. Измеряются в тоннах (для нефти) и в кубических метрах (для газа). Промышленные запасы считаются по результатам бурения поисковых и разведочных скважин. По степени изученности они подразделяются на категории: высокие (А, Б), средние (С₁), низкие (С₂). Количество запасов зависит от размеров залежи и коэффициента пористости коллекторов, содержащих нефть и газ. На современном уровне развития техники извлечь всю нефть, находящуюся в залежи, невозможно. Количество нефти и газа, которое может быть извлечено из залежи современными методами, называется извлекаемыми запасами. Для нефти они составляют 15-60% от промышленных запасов. Коэффициент извлечения нефти из пласта, зависит от качества коллектора и самой нефти. Для чисто газовых залежей процент извлекаемых запасов близок к 100%.

5. Водонефтяным контактом (ВНК) называется поверхность раздела нефти и воды в подошве залежи. Его положение (абсолютная глубина) определяется при разведочных работах бурением скважин и их испытанием. Чаще эта поверхность бывает ровной, плоской, горизонтальной. Она характеризуется соответствующей абсолютной отметкой, а при наклонном ее положении дополнительно определяется угол наклона. Иногда ВНК имеет не плоскую, а неровную, извилистую форму. Для залежей газонефтяного типа кроме ВНК определяют газонефтяной контакт (ГНК), его положение (абсолютную глубину) и контур в плане.

6. Внешний контур нефтеносности – это линия пересечения ВНК с кровлей залежи. Внутренний контур нефтеносности – линия пересечения ВНК с подошвой залежи. Для газовых залежей определяются внешний и внутренний контуры газоносности.

7. Газовая шапка – это скопление свободного газа над нефтью в залежи. Наличие свободного газа в нефтяной залежи свидетельствует о том, что давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре, т.е. нефть полностью насыщена газом. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти и газовая шапка не образуется. Параметры газовой шапки определяются отдельно в ходе разведки залежи.

8. Толщина продуктивного пласта залежи определяется для расчета объема залежи, она равна расстоянию по перпендикуляру от подошвы до кровли пласта. Если продуктивный пласт неоднороден по строению и содержит линзовидные включения непроницаемых пород, то определяют эффективную толщину, равную суммарной мощности проницаемых пропластков, насыщенных углеводородами. Она равна толщине пласта за исключением глинистых пропластков.

9. Коэффициент нефтенасыщенности – это степень насыщенности пор коллекторов нефтью. Он учитывает, что не все поры заполнены нефтью, а часть пор заполнена водой, сырая нефть всегда содержит воду. Коэффициент нефтенасыщенности в нефтяных залежах колеблется от 0, 7 до 1, 0, он уменьшается по мере приближения к водонефтяному контакту.

10. Коэффициент газонасыщенности – степень насыщенности пор коллекторов газом. Определяется для газовых залежей методом отбора и анализа проб сырого газа.

 

V.2. Виды давлений

 

В недрах Земли каждая материальная точка испытывает следующие виды давлений:

1. Горное (геостатическое) давление – это давление вышележащих горных пород. Оно прямо пропорционально глубине залегания в метрах и плотности вышележащих пород:

, где 2, 3 – средняя плотность горных пород в верхней зоне земной коры, в г/см³. 10 – поправочный коэффициент для расчета давления в атмосферах. При расчетах давления в Мпа поправочный коэффициент принимается равным 100.

2. Гидростатическое давление – давление вышележащих подземных вод, находящихся в порах и трещинах горных пород. Оно прямо пропорционально глубине залегания в метрах и плотности подземных вод, которая в среднем равна 1, 05 г/см³.

3. Гидродинамическое давление – давление движущихся подземных вод.

4. Пластовое давление – давление внутри залежи нефти и газа. Оно равно давлению вышележащих подземных вод и по закону Паскаля передается на всю залежь через ВНК. Рассчитывается по формуле:

, где Н – глубина в метрах (м) на уровне ВНК, 10 – поправочный коэффициент для расчета давления в ат – это теоретически расчетное давление. Фактическое пластовое давление определяется по замерам в скважинах приборами при испытании пластов. Оно может значительно отличаться от расчетного пластового давления.

5. Избыточное давление – дополнительное давление в залежи, возникающее за счет силы всплывания нефти над водой. Рассчитывается по формуле:

, где h – высота точки расчета над ВНК, (d_B-d_H) – разность плотностей воды и нефти.

6. Давление насыщения – это давление газа, растворенного в нефти. Зависит от степени газонасыщенности нефти.

При вскрытии пласта скважиной в ней устанавливается столб жидкости высотой, уравновешивающей пластовое давление. Если в пласте существует застойный водный режим, то во всех скважинах устанавливается одинаковый уровень жидкости. Если же подземные воды испытывают направленное боковое движение, то давление в жидкости будет равно сумме гидростатического и гидродинамического давлений. При этом уровни столбов жидкости будут ниже в тех скважинах, в сторону которых направлено боковое движение подземных вод. Пьезометрический уровень в таких системах будет иметь наклонное положение. Пьезометрическая поверхность определяется для каждого пласта отдельно как поверхность, выше которой вода в скважине не поднимается. В резервуарах с наклонной пьезометрической поверхностью ВНК и ГВК приобретают наклонное положение (рис.6). Угол наклона ГВК И ВНК всегда больше наклона пьезометрической поверхности. Повышение угла наклона пьезометрической поверхности может привести к полному разрушению (вымыванию) залежи. Наклон пьезометрической поверхности иногда может играть и созидающую роль: при наклонных ВНК и ГВК залежи нефти и газа могут формироваться в пределах незамкнутых структур типа флексуры и структурных носов. Наклон пьезометрической поверхности прямо пропорционален региональному наклону пласта-резервуара. Он характерен для всех артезианских бассейнов.

Между глубиной залегания и пластовым давлением существует прямая связь: чем больше глубина залегания, тем больше пластовое давление. Это – общая закономерность, которая претерпевает отклонения под влиянием других факторов. Геостатический градиент в среднем равен 2-3 атмосферам на каждые 10 метров глубины. Гидростатический градиент в среднем равен 1 атмосфере на 10 метров глубины, т.е. через каждые 10 м. давление в подземных водах возрастает на 1 атмосферу.

 

V.3. Аномально высокие и аномально низкие пластовые давления (АВПД и АНПД).

Как отмечалось выше, при нормальных условиях пластовое давление в каждой точке залежи нефти и газа равно гидростатическому давлению, замеренному на уровне ВНК, плюс избыточное давление. В природных условиях существует много залежей, особенно на больших глубинах, имеющих пластовое давление, значительно превосходящее расчетное гидростатическое. Возникновение аномально высокого пластового давления объясняется следующими причинами:

1. Передачей части горного давления на залежь. Если скелет породы слабый, то часть горного давления передается на жидкость или газ, находящиеся в ее порах. К таким породам со слабым скелетом, в частности, относятся глины. Поэтому в изолированных линзовидных, карманообразных резервуарах, находящихся внутри глинистых толщ, возникают аномальные давления, превышающие нормальное гидростатическое давление.

2. Кратковременное повышение пластового давления возникает при землетрясениях. Наблюдения показывают, что в сейсмически активных областях перед землетрясением повышаются дебиты нефти в скважинах.

3. Тектонические движения по разломам. В приподнятом блоке залежи, разорванной разломами, в течении длительного времени будет сохраняться прежнее высокое пластовое давление, характерное до ее воздымания.

4. Вторичное увеличение объема залежи в зонах высоких температур. В зоне больших глубин и высоких температур сложные углеводородные соединения с длинными цепями разрушаются с образованием большого количества простых молекул. Увеличение числа молекул приводит к увеличению объема. Увеличение объема залежи приводит к возрастанию давления внутри замкнутого резервуара. По этой причине в газоконденсатных залежах, образующихся за счет разрушения газонефтяной залежи, часто наблюдается АВПД.

5. Вторичное сокращение объема пор в коллекторах при кристаллизации цемента в законтурных частях резервуара. Залежь при этом приобретает замкнутый и полузамкнутый характер.

6. Таким образом, аномально высокое пластовое давление возникает под действием разных причин, но главными из них являются замкнутая линзовидная форма резервуара, ее запечатанность со всех сторон непроницаемыми породами.

В недрах Земли существуют также залежи, имеющие аномально низкое пластовое давление. Появление его может быть обусловлено вторичным увеличением объема резервуара ввиду возникновения вторичной трещиноватости. Пониженные давления возникают и при повторном опускании залежей. При этом восстановление нового пластового давления происходит не сразу, и в течении длительного геологического времени в залежи будет сохранятся низкое пластовое давление, существовавшее до ее опускания.

 

V.4. Пластовая температура

 

Температура в земной коре возрастает по мере увеличения глубины. Она определяется тепловым потоком, исходящим из глубоких недр Земли. Зависит от интенсивности теплового потока Земли. Глубина в метрах, при которой температура повышается на 1°С, называется геотермической ступенью. В верхних слоях земной коры она колеблется от 11 до 120 м., в среднем составляет 33 м. Под геотермическим градиентом понимается прирост температуры на 100 метров глубины. Он зависит от теплопроводности горных пород и температурного режима земных недр. В целом он возрастает с глубиной. В складчатых областях он больше, чем на платформах, а геотермическая ступень наоборот – меньше. Расчет пластовой температуры производится по среднему градиенту 3°С на 100 м. по формуле:

, где Н – глубина в метрах

Фактическая пластовая температура определяется в скважинах по замерам приборами. Изучение температурного режима нефтяных и газовых залежей имеет важное практическое значение. От температуры и давления зависят плотность, вязкость нефтей, их газонасыщенность, растворимость газов и нефтяных компонентов и др.

На картах изотерм антиклинальные складки часто выделяются локальными максимумами температуры. Такие аномалии вызваны тем, что в пределах поднятий развит преимущественно песчаный разрез, обладающий повышенной теплопроводностью. В пределах синклинальных прогибов и впадин преимущественно глинистые породы, обладающие меньшей теплопроводностью. Зоны глубинных разломов на картах изотерм выделяются положительными аномалиями.

По замерам температур в скважинах составляются карты геотермических градиентов, выявляются геотермические аномалии. В Западной Сибири повышенными температурами недр отличается Салымский нефтеносносный район, пониженными температурами – недра Северных областей.

Вертикальная геотермическая зональность определяет глубинную углеводородную зональность в условиях земных недр. На глубинах 6-10 километров, где господствуют высокие температуры, в основном развиты газоконденсатные залежи. Сложные углеводородные соединения нефтей на этих глубинах разрушаются с образованием молекул более простого строения (вплоть до метана). Нефтяная залежь преобразовывается в газоконденсатную или нефтегазоконденсатную залежь. В замкнутых резервуарах при этом возникают аномально высокие пластовые давления.

 

Е.М. Максимов

 

ГЕОЛОГИЯ, ПОИСК И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА

Тюмень, 2004г.
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

 

Е.М.МАКСИМОВ

ГЕОЛОГИЯ, ПОИСК И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА

 

(издание 2-е дополненное)

 

 

Учебное пособие для студентов специальностей:

090600 Разработка нефтяных и газовых месторождений

090800 Бурение нефтяных и газовых скважин

12345678Следующая ⇒

Поделиться: