Основы геологии нефти и газа. Основы нефтегазопромысловой геологии. происхождение нефти и газа. Оборудование устья скважины

Нефть и природный газ. Нефть, её элементный состав. Краткая характеристика физических свойств нефти. Углеводородный газ. Компонентный состав и краткая характеристика физических свойств газа. Понятие о конденсате

Условия залегания нефти, природного газа и пластовой воды в земной коре. Породы-коллекторы. Литологические типы пород-коллекторов. Поровые пространства в горных породах, их виды, форма, размеры. Коллекторские свойства горных пород. Пористость, трещиноватость. Проницаемость. Карбонатность. Глинистость. Методы изучения коллекторских свойств. Нефтегазонасыщенность пород-коллекторов. Породы-покрышки.

Понятие о природных резервуарах и ловушках. Понятие о залежах и месторождениях нефти и газа. Водонефтяные, газонефтяные контакты. Контуры нефтегазоносности. Классификация залежей и месторождений

Происхождение нефти и газа. Миграция и аккумуляция углеводородов. Разрушение залежей.

Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений, их промысловая классификация. Общие сведения о давлении и температуре в нефтяных и газовых пластах. Аномально высокие и аномально низкие пластовые давления. Карты изобар, их назначение.

Понятие о нефтегазоносных провинциях, областях и районах, зонах нефтегазонакопления. Основные нефтегазоносные провинции и области России. Крупнейшие и уникальные нефтяные и нефтегазовые месторождения России

Методические указания

При бурении нефтяных и газовых скважин и разработке нефтяных и газовых месторождений основополагаюшими являются знания по нефтяной геологии, а именно, необходимо знать состав и физические свойства нефти и газа, условия их залегания в земной коре. Всегда остается актуальным вопрос о происхождении нефти. Сегодня ученые пытаются выйти за рамки общепризнанной органической теории происхождения, чтобы совершать открытие новых месторождений. Однако для начала, изучите сущность органической и неорганической теорий происхождения нефти и газа и доказательства в пользу каждой из них.

Порода-коллектор-это порода, способная содержать в себе нефть и газ и отдавать их при перепаде давления. Породами - коллекторами могут быть пески и песчаники, алевриты и алевролиты (терригенные), известняки и доломиты (карбонатные).

Газ, нефть, воды в пределах ловушки распределяются под действием гравитационных сил в зависимости от их плотности. Газ, как наиболее легкий флюид, располагается в верхней части ловушки, под ним залегает нефть, под нефтью - вода. ВНК- водонефтяной контакт, ГНК- газонефтяной контакт, ГВК- газоводяной контакт. Зарисуйте газонефтяную залежь и подпишите ГНК и ВНК. Рассмотрите и зарисуйте различные типы ловушек и залежей.

Изучите принципы районирования нефтегазоносных территорий. Основным является тектонический принцип. Большая часть нефтегазоносных провинций России находится в пределах платформенных территорий. С ними связаны провинции преимущественного палеозойского и мезозойского нефтегазонакопления. На территории России и сопредельных государств расположены две древние платформы - Русская и Сибирская. На Русской платформе выделяют Волго-Уральскую, Тимано-Печорскую, Прикаспийскую, Прибалтийскую нефтегазоносные провинции. На Сибирской платформе выделяют Лено-Тунгусскую, Лено-Вилюйскую, Енисейско-Анабарскую нефтегазоносные провинции. Выше перечислены провинции древних платформ, а к молодым платформам приурочены Западно-Сибирская и Северо-Кавказская нефтегазоносные провинции. Провинции складчатых территорий приурочены к межгорным впадинам, прогибам в основном альпийской складчатости (Дальневосточная). Провинции переходных территорий соответствуют предгорным прогибам - Предкавказская Предуральская, Предвехоянская нефтегазоносные провинции. В пределах провинций выделяют нефтегазоносные области, внутри областей – нефтегазоносные районы, внутри районов – зоны нефтегазонакопления, которые состоят из месторождений.

Литература1, стр.126-203

Вопросы для самоконтроля

1. Что такое нефть, какие химические элементы входят в ее состав?

2. Классификация нефти по товарным качествам.

3. Что такое плотность, вязкость нефти и чему она равна? Единицы измерения. От каких факторов зависит плотность нефти? Где плотность нефти больше: в пластовых или поверхностных условиях? Поясните почему?

4. Какие оптические свойства, тепловые и электрические нефти вы знаете?

5. Чему равны объемный и пересчетный коэффициенты, усадка нефти? Почему необходимо их применение в практике. Что такое давление насыщения, газовый фактор и газосодержание?

6. Какой химический состав имеют природные углеводородные газы? Расскажите о плотности и вязкости природных углеводородных газов.

7. Что понимают под «сухим» и «жирным» углеводородным газом?

8. Расскажите о сжимаемости и растворимости природных углеводных газов.

9. Что представляет собой конденсат? Какой его состав и плотность? Что представляют собой газогидраты?

10. Какой химический состав и свойства имеют пластовые воды нефтяных и газовых месторождений?

11. Что такое минерализация и как она изменяется с глубиной?

12. От чего зависит плотность и вязкость пластовых вод? От чего зависит сжимаемость пластовых вод? Каковы электрические свойства пластовых вод и от чего они зависят?

13. Назовите типы вод классификации Сулина, какие из них сопутствуют нефти?

14. Какие горные породы называются коллекторами? Назовите литологические типы пород-коллекторов.

15. Какие виды пустотного пространства бывают? Охарактеризуйте их.

16. Что понимается под пористостью пород-коллекторов? Приведите коэффициенты общей и открытой пористости.

17. Что такое проницаемость? Назовите размерность проницаемости. Закон Дарси.

18. Что понимается под нефтенасыщенностью (газонасыщенностью)?

19. Что называется породами-покрышками? Какие породы ими могут быть?

20. Природные резервуары и ловушки нефти и газа. Залежи нефти и газа. Приведите понятия.

21. Что называется природными резервуарами? Нарисуйте их типы.

22. Что называется ловушкой нефти и газа? Приведите рисунки ловушек различного типа.

23. Что такое залежь нефти и газа, месторождение нефти и газа? Нарисуйте

газонефтяную залежь, нефтяную залежь, газовую залежь?

24. Как в ловушке распределяются газ, нефть, вода? От какого фактора зависит

ОСНОВЫ НЕФТЯНОГО ДЕЛА

ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА

ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Понятие о нефтяном месторождении. Коллекторские свойства пород. Понятие о пористости и проницаемости. Пластовое давление. Физические свойства нефтей в пластовых и поверхностных условиях. Действующие силы в пласте, напор пластовых вод, давление сжатого газа и др. Понятие о разработке месторождений нефти. Схема размещения скважин, методы воздействия на пласт - внутриконтурное и законтурное заводнение. Понятие о контроле за разработкой месторождения.

Понятие о методах повышения нефтеотдачи пластов. Тепловые методы.

Нефтяные месторождения

Горные породы, составляющие земную толщу, подразделены на два основных вида - изверженные и осадочные.

· Изверженные породы- образуются при застывании жидкой магмы в толще земной коры (гранит) или вулканических лав на поверхности земли (базальт).

· Осадочные породы - образуются путем осаждения (главным образом в водной среде) и последующего уплотнения минеральных и органических веществ различного происхождения. Эти породы обычно залегают пластами. Определенный период времени в течение, которого шло формирование комплексов горных пород в определенных геологических условиях называется геологической эрой (эратемой). Соотношение этих пластов в разрезе земной коры относительно друг друга изучается СТРАТИГРАФИЕЙ и сведены в стратиграфическую таблицу.

Стратиграфическая таблица

Более древние отложения относят к криптозойской эонотеме, которая разделена на АРХЕЙ и ПРОТЕРОЗОЙ.В верхнем протерозое выделен РИФЕЙ с тремя подразделениями и ВЕНД. Таксонометрическая шкала докембрийских отложений не разработана.

Все горные породы имеют поры, свободные пространства между зернами, т.е. обладают пористостью . Промышленные скопления нефти (газа) содержатся главным образом в осадочных породах - песках, песчаниках, известняках, являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов. Эти породы обладают проницаемостью , т.е. способностью пропускать жидкости и газы через систему многочисленных каналов, связывающих пустоты в породе.

Нефть и газ встречаются в природе в виде скоплений, залегающих на глубинах от нескольких десятков метров до нескольких километров от земной поверхности.

Пласты пористой породы, поры и трещины которой заполнены нефтью, называются нефтяными пластами (газовыми) или горизонтами .

Пласты, в которых имеются скопления нефти (газа) называются залежами нефти (газа).

Совокупность залежей нефти и газа , сконцентрированных в недрах на одной и той же территории и подчиненных в процессе образования одной тектонической структуре называется нефтяным (газовым) месторождением .

Обычно залежь нефти (газа) бывает приурочена к определенной тектонической структуре, под которой понимают форму залегания пород.

Пласты осадочных горных пород, первоначально залегавшие горизонтально, в результате воздействия давлений, температур, глубинных разрывов поднимались или опускались в целом либо относительно друг друга, а так же изгибались в складки различной формы.

Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями , а складки направленные выпуклостью вниз - синклиналями .

Антиклиналь Синклиналь

Самая высокая точка антиклинали называется ее вершиной , а центральная часть сводом . Наклонные боковые части складок (антиклиналей и синклиналей) образуют крылья . Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинаковые со всех сторон, называется куполом .

Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогнутостей (синклиналей), причем в таких системах породы синклиналей заполнены водой, т.к. они занимают нижнюю часть структуры, нефть (газ) же, если они встречаются, заполняют поры пород антиклиналей. Основными элементами, характеризующими залегание пластов, является

· направление падения;

· простирание;

· угол наклона

Падение пластов - это наклон слоев земной коры к горизонту, Наибольший угол, образуемый поверхностью пласта с горизонтальной плоскостью, называется углом падения пласта .

Линия, лежащая в плоскости пласта и перпендикулярная к направлению его падения, называется простиранием пласта

Структурами, благоприятными для скопления нефти, помимо антиклиналей, являются также моноклинали. Моноклиналь - это этаж залегания пластов горных пород с одинаковым наклоном в одну сторону.

При образовании складок обычно пласты только сминаются, но не разрываются. Однако в процессе горообразования под действием вертикальных сил пласты нередко претерпевают разрыв, образуется трещина, вдоль которой пласты смещаются относительно друг друга. При этом образуются разные структуры: сбросы, взбросы, надвиги, грабелы, гореты.

· Сброс - смещение блоков горных пород относительно друг друга по вертикальной или круто наклонной поверхности тектонического разрыва.Расстояние по вертикали, на которое сместились пласты, называются амплитудой сброса.

· Если по той же плоскости происходит не падение, а подъем пластов, то такое нарушение называют взбросом (обратным сбросом).

· Надвиг - разрывное нарушение, при котором одни массы горных пород надвинуты на другие.

· Грабел - опущенный по разломам участок земной коры.

Горет - приподнятый по разломам участок земной коры.

Геологические нарушения оказывают большое влияние на распределение нефти (газа) в недрах Земли - в одних случаях они способствуют ее скоплению, в других наоборот, могут быть путями обводнения нефтегазонасыщенных пластов или выхода на поверхность нефти и газа.

Для образования нефтяной залежи необходимы следующие условия

§ Наличие пласта- коллектора

§ Наличие над ним и под ним непроницаемых пластов (подошва и кровля пласта) для ограничения движения жидкости.

Совокупность этих условий называется нефтяной ловушкой . Различают

§ Сводовую ловушку

§ Литологически экранированные

§

Тектонически экранированные

§ Стратиграфически экранированные

Нефтяные газы и их свойства

Газы, добываемые из нефтегазовых залежей вместе с нефтью, называют нефтяными газами . Они представляют собой смесь углеводородов - метана, пропана, бутана, пектана и др.

Самый легкий из всех углеводородов - метан. В газах добываемых из нефтяных и газовых месторождений метана содержится от 40 до 95%.

Одной из основных характеристик углеводородных газов является относительная плотность , под которой понимают отклонение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных условиях.

Относительная плотность нефтяных газов колеблется от 0.554 для метана до 2.49 для пентана и выше. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов - метана СН 4 и этана С 2 Н 6 (относительная плотность - 1.038), тем легче этот газ. При нормальных условиях метан и этан находятся в газообразном состоянии. Следующие за ним по относительной плотности пропан С 3 Н 8 (1.522) и бутан С 4 Н 0 (2.006) также относятся к газам, но легко переходят в жидкость даже при небольших давлениях.

Природный газ - смесь газов. Компонентами природного газа являются углеводороды парафинового ряда: метан, этан, пропан, изобутан, а также неуглеводородные газы: сероводород, углекислый газ, азот.

При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в скважинах, газосборных сетях, магистральном газопроводе при определенных термодинамических условиях образуется кристаллогидраты. По внешнему виду они похожи на сажеобразную массу или лед. Гидраты образуются при наличии капельной влаги и определенных давлениях и температурах.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на

· Сухие - природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.

· Жирные - газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.

На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м 3 которого содержится более 60г газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ называют сухим. С тяжелыми нефтями добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана. В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в незначительных количествах углекислый газ, сероводород и др.

Важной характеристикой природного газа является растворимость его в нефти.

Коэффициент растворимости газа (газовый фактор) показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэффициент растворимости в зависимости от условий растворения изменяется от 0.4х10 -5 до 1х10 -5 Па -1 . Со снижением давления до определенного значения (давление насыщения ) начинает выделяться растворенный в нефти газ.

По мере поступления от забоя скважины нефти с газом, газ имеет свойство расширяться, в результате- объем газа больше объема поступления нефти.

Газовый фактор не на всех месторождениях, пластах одинаков. Он обычно колеблется от 30 м 3 /м 3 до 100 м 3 /м 3 и выше.

Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа, называют давлением насыщения пластовой нефти . Это давление зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температуры.

Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы, велико не было давление, называется критической температурой.

Давление соответствующее критической температуре называется критическим давлением . Таким образом, критическое давление - это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура.

Так, например, критическое давление для метана » 4.7 МПа, а критическая температура - 82.5 0 С (минус).

Пластовые воды

Пластовые воды имеются в большинстве нефтегазовых месторождениях и являются обычным спутником нефти. Помимо пластов, в которых вода залегает вместе с нефтью, встречаются и чисто водоносные пласты.

Пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной .

До проникновения в осадочные отложения нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и после них углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от их плотности. Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70% объема пор и в большинстве коллекторов составляет 20-30% этого объема..

Пластовые воды обычно сильно минерализованы . Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м 3 в пресной воде и до 80 кг/м 3 в концентрированных рассолах.

Минеральные вещества, содержащиеся в пластовых водах, представлены солями натрия, кальция, магния, калия и других металлов. Основные соли пластовых вод - хлориды, а также карбонаты щелочных металлов. Из газообразных веществ пластовые воды содержат углеводородные газы и иногда сероводород. Плотность пластовой воды в зависимости от количества растворенных в ней солей колеблется в пределах 1,01-1,02 г/см 3 и более.

По значению плотности наряду с другими данными судят о происхождении воды.

Вязкость пластовой воды в большинстве нефтяных месторождений меньше вязкости нефти. С повышением температуры вязкость воды уменьшается. Пластовые воды обладают электропроводностью , которая зависит от степени минерализации.

· Песок - мелкообломочная рыхлая горная порода, состоящая из зерен (песчинок), подразделяется на крупнозернистый, мелкозернистый, среднезернистый и тонкозернистый. По форме зерен различают пески округленные и угловатые.

· Песчаник - обломочная осадочная горная порода из сцементированного песка. Состоит главным образом из зерен кварца.

· Глины - тонкозернистые горные породы, состоящие в основном из глинистых минералов - силикатов со слоистой кристаллической структурой. В нефтяных и газовых месторождениях глины играют роль непроницаемых перекрытий между которыми залегают пласты пород, заполненных нефтью, газом и водой.

ПЛАСТ

Жидкости и газы находятся в пласте под давлением, которое называется пластовым . Пластовое давление - показатель, характеризующий природную энергию. Чем больше пластовое давление, тем большей энергией обладает пласт.

Начальное пластовое давление - давление в пласте до начала его разработки, как правило, находится в прямой связи с глубиной залегания нефтяного (газового) пласта и может быть определено приближенно по формуле:

где: Р пл.н - начальное пластовое давление

Н - глубина залегания пласта, м

r - плотность воды, кг/м 3

g - ускорение свободного падения (9.81 м/сек 2)

10 4 - переводный коэффициент, Па.

Обычно пластовое давление бывает больше или меньше вычисленного по формуле. Такое его значение определяют при непосредственных замерах глубинным манометром, которым обычно определяют забойное давление - давление на забое работающей или простаивающей скважины.

При эксплуатации скважины важнейшее значение имеет перепад давления на забое , которое является определяющим при работе скважины. Оно представляет собой разницу между пластовым давлением и забойным давлением и называется депрессией .

Перепад давления = Р пл. – Р заб.

Движение нефти начинается с какого – то расстояния, так называемого радиусом дренирования залежи, по мере движения к стволу скважины пластовой жидкости поток ее увеличивается, вследствие чего растет гидродинамическое давление. Наибольшего значения оно достигает в призабойной зоне пласта (ПЗП), равной 0.8 – 1.5 метра. Решающую роль играет забойное давление, чем ниже забойное давление, тем скважина может работать более продуктивно. Наибольший перепад давления в призабойной зоне пласта приводит к различным явлениям, например выпадение в осадок в этой зоне солей, твердых частиц, смол, асфальтенов, может возникнуть турбулентное движение жидкости. Все эти явления уменьшают течение жидкости из пласта и называются скин – эффектом.

· при псевдо-стабильном состоянии скважины

Где μ н - вязкость пластового флюида

R скв. – радиус скважины

k – проницаемость

β н – пластовый объемный фактор

r зал – радиус зоны пласта откуда осуществляется добыча

h –мощность пласта

Уменьшение притока жидкости

· на забое

· из-за низкой природной проницаемости пласта.

На забое

· закупорка песком

· загрязнение перфорации

· загрязнение парафином

· асфальтены

· подобные проблемы

Призабойная Зона Пласта может быть засорена

· буровым раствором

· цементом

· жидкостью заканчивания

· при добыче, или

· илом, глиной.

СТРОИТЕЛЬСТВО СКВАЖИН

В предыдущей главе мы рассмотрели формы залегания нефти, выбрали способ разработки месторождения. Теперь наша задача- достигнуть залежи и поднять нефть на поверхность. Это достигается бурением скважин.

Бурение скважин - это процесс сооружения направленной горной выработки большой длины и малого диаметра.

Верхняя часть скважины называется устье скважины, на устье скважины устанавливается при бурении:

· колонные головки, служащие для обвязывания обсадных колонн,контроля давления в межколонном пространстве и проведения ряда технологических операций.

· Противовыбросовое оборудование (ПВО)

· Желобная воронка

· Специальное оборудование при проведении специальных работ (при цементировании, перфорации и т.д.)

При эксплуатации устанавливается:

· фонтанная арматура (фонтанная елка)- для связывания одного или двух скважинных трубопроводов (лифтов), контроля и управления потоком скважинной среды;

Подземная часть скважины называется

ствол скважины , самая нижняя часть ствола называется забой . Поверхность цилиндрической выработки называется стенками скважины , места с размерами более номинального диаметра породоразрушающего инструмента за счет осыпания или вымыва пород называются кавернами , вызванные выработкой инструментом во время спуско- подъемных операций называется желобами.

Весь цикл строительства скважин до сдачи их в эксплуатацию состоит из следующих основных последовательных звеньев:

1. Строительства наземных сооружений ;

2. Собственно углубления ствола скважин , осуществление которого возможно только при выполнении двух параллельно протекающих процесса- собственно углубления и промывки скважины;

3. Разобщения пластов , состоящее из двух видов работ- крепления ствола скважины спускаемыми трубами, соединенными в колонну, и тампонирования (цементирования) заколонного пространства;

4. Освоения скважин .

Классификация скважин по назначению

· Структурно- поисковые скважины

· Разведочные скважины

· Добывающие скважины

· Нагнетательные скважины

· Опережающие добывающие скважины

· Оценочные скважины

· Контрольные и наблюдательные скважины

· Опорные скважины

Способы и виды бурения.

Процесс бурения включает в себя ряд операций:

· Спуск бурильных труб с разрушающим инструментом в скважину

· Разрушение породы забоя

· Вынос разрушенной породы из скважины

· Подъем бурильных труб из скважины для смены сработавшегося разрушающего инструмента;

· Укрепление (крепление) стенок скважины при определении определенной глубины обсадными трубами с последующим цементированием пространства между стенкой скважины и спущенными трубами (разобщение пластов)

Основные способы бурения

· Роторное бурение

· Бурение забойными двигателями

· Турбинное бурение

· Бурение винтовыми двигателями

· Бурение электробуром

Виды бурения

· Вертикальное бурение

· Наклонно- направленное бурение

· Кустовое бурение скважины

· Многозабойное бурение

· Бурение скважин на акваториях

Буровые установки для эксплуатационного

Разобщение пластов

Для разобщения пластов, предотвращения обвалов стенок скважины, предотвращения поглощений и проявлений в скважину спускаются обсадные трубы. Пространство между трубами и стенками скважин закачивается цементный раствор.

Расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины спуска, высоты подъема цементного раствора, диаметра долот, которыми ведется бурение под каждую колонну называется конструкцией скважины .

Каждая колонна, входящая в колонну скважины имеет свое назначение.

· Направление- самая большая обсадная колонна, предназначена для предохранения устья скважины от размыва, предохранения стенок скважины от осыпания, направления промывочной жидкости в желобную систему. В зависимости от прочности пород глубина спуска составляет от 5м до 40м.

Кондуктор- изолирует водоносные пласты, перекрывает неустойчивые породы, обеспечивает возможность установки противовыбросового оборудования. Глубина спуска от 200 до 800 метров.

· Техническая колонна- служит для перекрытия платов при трудных геологических условиях бурения (несовместимые по пластовым давлениям пропластки, зоны высокого поглощения, отложения, склонные к набуханию, осыпанию и т.п.).Эксплуатационная колонна- необходима для эксплуатации скважины. Она спускается до глубины залегания продуктивного пласта. Ввиду важности ее назначения уделяется большое внимание ее прочности и герметичности.

Обсадные трубы спускаются в скважину последовательно одна за одной на резьбовых соединениях. Низ обсадной колонны оборудован направляющей пробкой (башмаком), через длину одной трубы устанавливается обраный клапан и стоп-кольцо для остановки на нем продавочной пробки в конце продавки. Современные конструкции предусматривают единый механизм, сочетающий в себе обе конструкции и ОК и стоп -кольца. На колонну устанавливаются центраторы для концентрического расположения колонны в стволе скважины, скребки для механической очистки стенок скважины и закрепления цемента, турбулизаторы для изменения скорости потока жидкости в целях качественного заполнения каверн.

На верхнюю часть обсадной колонны устанавливается цементировочная головка , через которую закачиваются буферные жидкости для отмыва стенок скважины; цементный раствор для заполнения пространства между стенками скважины и обсадными трубами; продавочная жидкость - для продавки цементного раствора из внутритрубного пространства обсадной колонны; а также для пуска разделительных пробок .

После спуска обсадной колонны на проектную глубину производится промывка ствола скважины и цементирование. Процесс цементирования производится следующим образом:

· Закачивается буферная жидкость;

· Закачивается цементный раствор пониженной плотности во избежание гидроразрыва неустойчивых пластов;

· Закачивается цементный раствор для качественной изоляции зоны продуктивного пласта;

· Закрываются на цементировочной головке линии подачи цемента, открывается стопор на разделительной пробке, открываются лини подачи продавочной жидкости;

· Закачивается продавочная жидкость в объеме равному внутреннему объему обсадных труб;

· В момент посадки разделительной пробки на стоп-кольцо происходит увеличение давления закачки, это значение называется сигнал СТОП .

· Скважина закрывается и устанавливается на время ожидания затвердения цементного раствора ОЗЦ. (не менее 24 часов).

Заключительные работы

В комплекс работ по заканчиванию скважин входит:

· Оборудование устья скважины

· Определение обсадной колонны на герметичность (опрессовка)

· Геофизические исследования

· Вторичное вскрытие пласта (перфорация), применяют четыре типа перфораторов

· Пулевые

· Кумулятивные

· Торпедные

· Гидропескоструйные

· Освоение скважины и сдача ее в эксплуатацию

Под освоением скважины понимают проведение ряда мероприятий для вызова притока нефти с доведением ее отбора до максимальных значений и подъема ее на поверхность. Это достигается:

· Заменой глинистого раствора на воду или нефть

· Свабированием (поршневанием)

· Глубинным насосом

· Нагнетанием в скважину сжатого инертного газа.

Оборудование устья скважины

Фонтанная арматура служит для

· герметизации устья скважины,

· направления движения газожидкостной смеси в выкидную линию,

· регулирования и контроля режима работы скважины созданием противодавления на забое.

Фонтанную арматуру собирают из различных фланцевых тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижек или кранов), которые соединяют между собой с помощью шпилек. Герметизируют соединения металлическим кольцом с овальным поперечным сечением, которое вставляют в канавки на фланцах и затем стягивают шпильками.

Фонтанная арматура состоит из

трубной головки и
фонтанной елки.

Трубную головку устанавливают на колонную головку . Она предназначена для подвески фонтанных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных технологических процессов, связанных с освоением и промывкой скважины, удалением отложений парафина из фонтанных труб, песка с забоя и т.д.

Трубная головка состоит из

· крестовины,

· тройника и

· переводной катушки.

Тройник устанавливают при оборудовании скважин двухрядным лифтом. При этом первый ряд труб крепится к переводной катушке с помощью переводной втулки, а второй ряд труб - с помощью переводной втулки. При оборудовании скважин только одним рядом фонтанных труб тройник на арматуре не устанавливают.

На крестовике и тройнике трубной головки ставят запорные задвижки , которые служат для соединения технологического оборудования межтрубным или кольцевым пространством, а также для их герметизации.

Фонтанная елка устанавливается на трубную обвязку. Она предназначена для направления продукции скважин в выкидные линии, регулирования отбора жидкости и газа, проведения различных исследовательских и ремонтных работ, а также при необходимости для закрытия скважины.

Фонтанная елка состоит из

· тройников,

· центральной задвижки,

· буферной задвижки,

· задвижек на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них.

Буферная задвижка служит для перекрытия и установки лубрикатора, который применяется для спуска в скважину скребков, различных скважинных измерительных приборов под давлением, не останавливая работу фонтанной скважины. При эксплуатации скважины на буферную задвижку устанавливают буферную заглушку с манометром.

Все задвижки фонтанной елки, кроме задвижек на одной из выкидных линий, при работе скважины должны быть открыты. Центральную задвижку закрывают лишь в аварийных случаях, направляя жидкость через межтрубное пространство в выкидные линии трубной головки.

Фонтанную арматуру различают между собой по прочностным и конструктивным признакам: по рабочему или пробному давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов фонтанных труб, виду запорных устройств.

Подземный ремонт скважин.

Комплекс работ, связанных с устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины и воздействием на призабойные зоны пластов, называется подземным ремонтом .

Продолжительность простоев действующего фонда скважин с связи с ремонтными работами учитывается коэффициентом эксплуатации, который представляет собой отношение времени фактической работы скважины к их общему календарному времени за месяц или год.

· текущий

· капитальный

К текущему ремонту скважин (ТРС) относятся:

· смена насоса,

· ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг и труб,

· смена насосно-компрессорных труб или штанг,

· изменение глубины погружения подъемных труб,

· очистка и смена песочного якоря,

· очистка скважин от песчаных пробок,

· удаление со стенок труб парафина, солей и др.

Эти работы выполняются специализированными бригадами по текущему ремонту скважин, организуемыми на каждом предприятии по добыче нефти и газа. Бригады по текущему ремонту работают по вахтно, в состав их входят три человека:

· старший оператор

· и оператор работают у устья скважины,

· машинист - на лебедке подъемного механизма.

Более сложные работы, связанные

· с ликвидацией аварий с подземным оборудованием,

· исправлением поврежденных эксплуатационных колонн,

· изоляцией притоков вод в скважину,

· переходом на другой эксплуатационный горизонт,

· обработкой призабойных зон пластов и др.,

Подземный ремонт скважин выполняется с помощью комплекса оборудования, состоящего из подъемных и транспортных средств, инструмента для выполнения ручных операций, средств механизации, оборудования по чистке скважины и др.

ОСНОВЫ НЕФТЯНОГО ДЕЛА

ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА

Геология

Конспект лекций

Типы нефтегазоносных провинций, областей и зон нефтегазонакопления.

Провинция

Нефтегазовая область

Зона нефтегазонакопления

Понятие «порода-коллектор».

Типы пустотного пространства.

Общие закономерности распределения скоплений нефти и газа в земной коре.

Нефтегазогеологическое районирование территории.

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

Миграция, дифференциация аккумуляция углеводородов.

Химический состав и физические свойства газов.

Химический состав и физические свойства нефти.

Терригенные коллекторы.

Соляные и сульфатные покрышки.

Виды проницаемости и методы ее определения.

Первичная и вторичная пористости.

Неорганическая и органическая теории происхождения нефти и газа.

Элементы залежи (на примере пластовой сводовой).

Виды пористости.

Глинистые и карбонатные флюидоупоры

Изменение коллекторских свойств с глубиной.

Классификация пород-коллекторов.

Природный резервуар. Типы природных резервуаров

От каких факторов зависят коллекторские свойства пород.

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

Понятие «залежь» и местоскопление нефти и газа.

Классификация залежей

Миграция нефти и газа. Виды миграции.

Факторы, вызывающие миграцию углеводородов.

Разрушение залежей углеводородов.

Дифференциальное улавливание нефти и газа.

Классификация флюидоупоров по литологическому составу.

Стадии преобразования органического вещества в углеводородов.

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

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

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

^ Нефтегазовая область

^ Зона нефтегазонакопления

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

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

коллекторами. терригенные карбонатные

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

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

Различают следующие виды пустот:

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

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

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

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

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

Состав органического вещества
ТД и геохимическая обстановка
Условия миграции и аккумуляции

5. Нефтегазогеологическое районирование территории.

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

Основным элементом районирования является провинция.

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

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

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

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

Каждая провинция состоит из нескольких нефтегазоносных областей.

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

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

покрышками (флюидоупорами).

По площади распространения выделяют следующие типы флюидоупоров:

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

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

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

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

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

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

Классификация природных газов по Соколову В.А.:

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

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

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

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

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

Свойства газа:

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

9. Химический состав и физические свойства нефти.

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

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

Всего в нефти выделено около 500 соединений:

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

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

^ Физ. Свойства .

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

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

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

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

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

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

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

Люминесценция – способность светиться при солнечном свете.

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

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

10. Терригенные коллекторы.

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

^ 11. Соляные и сульфатные покрышки.

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

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

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

Виды проницаемости:

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

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

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

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

Пористость и проницаемость могут быть практически определены:

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

13. Первичная и вторичная пористости.

Пористость

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

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

Основные позиции неорганической теории

Имеет небольшое количество сторонников. Основные положения были намечены Менделеевым.

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

Органическая (биогенная) теория

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Различают пористость общую и открытую.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Выделяются 5 классов коллекторов по величине открытой пористости:

Пористость >20%
Пористость 15-20%
Пористость 10-15%
Пористость 5-10%
Пористость <5%

Практическое значение имеют первые 4 класса (промышленный интерес).

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

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

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

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

^ 20. Природный резервуар. Типы природных резервуаров .

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

Различают 3 типа природных резервуаров:

пластовый

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

массивный

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

литологически ограниченный со всех сторон

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

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

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

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

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

По происхождению различают следующие ловушки:

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

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

Каждая ловушка имеет различный генезис:

Тектонический,
Седиментационный,
Денудационный .

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

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

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

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

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

Залежи делятся на:

Структурные

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

Группа моноклинальных структур . Связаны с флексурными образованиями или со структурными носами, или с разрывными нарушениями.
Группа синклинальных структур . Формируется в практически безводных коллекторах под действием сил гравитации, встречается крайне редко.

Рифогенные. В рифогенном массиве кавернозность и трещиноватость очень неоднородна, поэтому коллекторские свойства могут меняться даже на незначительных расстояниях и дебиты скважины в различных частях массива неодинаковы.
Литологические.

Участки выклинивания коллекторов
Участки замещения проницаемых пород непроницаемыми

Литологически-ограниченные :

Песчаные образования русел палеорек
Линзовидные коллекторы

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

25. Миграция нефти и газа. Виды миграции.

Миграция – это перемещение в осадочной оболочке.

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

В зависимости от физического состояния у/в различаются:

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

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

По отношению к нефтегазоматеринским толщам:

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

26. Факторы, вызывающие миграцию у/в.

Давление статистическое и динамическое .

Статистическое давление – это уплотнение пород под действием вышележащих пород.

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

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

^ Гравитационный фактор .

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

^ Гидравлический фактор.

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

^ Капиллярное и молекулярное явления.

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

Энергия газа.
Силы расширения жидкости.

27. Разрушение залежей у/в.

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

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

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

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

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

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

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

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

По литологическому составу флюидоупоры делятся на:

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

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

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

накопления органического вещества

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

генерации

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

миграции у/в

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

аккумуляции

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

консервации у/в

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

разрушения (перераспределения)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ФЕДЕРАЛЬНОЕ БЮДЖЕТНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Факультет очного обучения института Нефти, газа и энергетики.

Кафедра Нефтегазового промысла
КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ
По дисциплине:

« Геология нефти и газа »

для студентов всех форм обучения специальностей:

130501 Проектирование, сооружение и эксплуатация нефтегазопроводов и нефтегазохранилищ;

130503 Разработка и эксплуатация

130504 Бурение нефтяных и газовых скважин.

бакалавров по направлению 131000 «Нефтегазовое дело»

Составитель: старший преподаватель

Шостак А.В.

КРАСНОДАР 2012

ЛЕКЦИЯ 3- ОСОБЕННОСТИ НАКОПЛЕНИЯ И ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПРИ ЛИТОГЕНЕЗЕ……………… ………………….19
ЛЕКЦИЯ 4 - СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ГАЗА…. 2 5
ЛЕКЦИЯ 5 - ХАРАКТЕР ИЗМЕНЕНИЯ СОСТАВА И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ И ГАЗА В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ВЛИЯНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ПРИРОДНЫХ ФАКТОРОВ…………………………………………………………………….. 4 5
ЛЕКЦИЯ 6 - ПРОБЛЕМЫ ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА………………………. 56
ЛЕКЦИЯ 7 - МИГРАЦИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ……………………………………………… 62
ЛЕКЦИЯ 8 - ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ………………………………………………… 75
ЛЕКЦИЯ 9 - ЗОНАЛЬНОСТЬ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕОБРАЗОВАНИЯ…………………. 81

ЛЕКЦИЯ 10- ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАЗМЕЩЕНИЯ СКОПЛЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ…………………………………………101

ЛЕКЦИЯ 11 - МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ…………………………………………………….108

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ……………………………………………………………………….112

ЛЕКЦИЯ 1
ВВЕДЕНИЕ

Среди важнейших видов промышленной продукции одно из главных мест занимают нефть, газ и продукты их переработки.

До начала XVIII в. нефть, в основном, добывали из копанок, которые обсаживали плетнем. По мере накопления нефть вычерпывали и в кожаных мешках вывозили потребителям.

Колодцы крепились деревянным срубом, окончательный диаметр обсаженного колодца составлял обычно от 0,6 до 0,9 м с некоторым увеличением книзу для улучшения притока нефти к его забойной части.

Подъем нефти из колодца производился при помощи ручного ворота (позднее конного привода) и веревки, к которой привязывался бурдюк (ведро из кожи).

К 70-м годам XIX в. основная часть нефти в России и в мире добывается из нефтяных скважин. Так, в 1878 г. в Баку их насчитывается 301, дебит которых во много раз превосходит дебит из колодцев. Нефть из скважин добывали желонкой - металлическим сосудом (труба) высотой до 6 м, в дно которого вмонтирован обратный клапан, открывающийся при погружении желонки в жидкость и закрывающийся при ее движении вверх. Подъем желонки (тартание) велся вручную, затем на конной тяге (начало 70-х годов XIX в.) и с помощью паровой машины (80-е годы).

Первые глубинные насосы были применены в Баку в 1876 г., а первый глубинный штанговый насос – в Грозном в 1895 г. Однако тартальный способ длительное время оставался главным. Например, в 1913 г. в России 95% нефти добыто желонированием.

Целью изучения дисциплины «Геология нефти и газа является» создание базы понятий и определений, образующих фундаментальную науку - основами знаний о свойствах и составе углеводородов, их классификации, о происхождении углеводородов, о процессах формирования и закономерностях размещения месторождений нефти и газа.

Геология нефти и газа – отрасль геологии, изучающая условия образования, размещения и миграции нефти и газа в литосфере. Становлении Геологии нефти и газа как науки произошло в начале ХХ века. Ее основоположником является Губкин Иван Михайлович.

1.1. Краткая история развития нефтегазодобычи
Современным методам добычи нефти предшествовали примитивные способы:

сбор нефти с поверхности водоемов;
обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью;
извлечение нефти из ям и колодцев.

Сбор нефти с поверхности открытых водоемов это, по-видимому, один из старейших способов ее добычи. Он применялся в Мидии, Ассиро-Вавилонии и Сирии до нашей эры, в Сицилии в 1-м веке нашей эры и др. В России добычу нефти методом ее сбора с поверхности реки Ухты в 1745г. организовал Ф.С. Прядунов. В 1868 г. в Кокандском ханстве нефть собирали в канавах, устраивая запруду из досок. Американские индейцы, когда обнаруживали нефть на поверхности озер и ручьев, клали на воду одеяло, впитывающее нефть, а затем отжимали его в сосуд.

Обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью , с целью ее извлечения впервые описаны итальянским ученым Ф. Ариосто в ХV в: недалеко от Модены в Италии нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах; затем их помещали в мешки и отжимали с помощью пресса. В 1819 г. во Франции нефтесодержащие пласты известняка и песчаника разрабатывались шахтным способом. Добытую породу помещали в чан, заполненный горячей водой. При перемешивании на поверхность воды всплывала нефть, которую собирали черпаком. В 1833-1845 гг. на берегу Азовского моря добывали песок, пропитанный нефтью. Затем его помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка нефть собирали с поверхности воды пучками травы.

Добыча нефти из ям и колодцев также известна с давних времен. В Киссии - древней области между Ассирией и Мидией в V в. до н.э. нефть добывали с помощью кожаных ведер бурдюков.

На Украине первые упоминания о добыче нефти относятся к началу ХV в. Для этого рыли ямы-копанки глубиной 1,5-2 м, куда просачивалась нефть вместе с водой. Затем смесь собирали в бочки, закрытые снизу пробками. Когда более легкая нефть всплывала, пробки вынимали и отстоявшуюся воду сливали. К 1840 г. глубина ям-копанок достигла 6м, а позднее нефть стали извлекать из колодцев глубиной около 30 м.

На Керченском и Таманском полуостровах добыча нефти с древних времен производилась с помощью шеста, к которому привязывали войлок или пучок, сделанный из волос конского хвоста. Их спускали в колодец, а затем выжимали нефть в подготовленную посуду.

На Апшеронском полуострове добыча нефти из колодцев известна с 13 в. н.э. При их строительстве сначала отрывалась яма наподобие обращенного (перевернутого) конуса до самого нефтяного пласта. Затем по бокам ямы делались уступы: при средней глубине погружения конуса 9,5 м не менее семи. Среднее количество земли, вынутой при рытье такого колодца, составляло около 3100 м 3 далее стенки колодцев от самого дна до поверхности крепили деревянным срубом или досками, В нижних венцах делали отверстия для притока нефти. Ее черпали из колодцев бурдюками, которые поднимались ручным воротом или с помощью лошади.

В своем отчете о поездке на Апшеронский полуостров в 1735 г. доктор И. Лерхе писал: «... В Балаханы было 52 нефтяных кладезя глубиной в 20 саженей (1 сажень - 2,1м), из коих некоторые сильно бьют, и ежегодно доставляют 500 батманов нефти...» (1 батман 8,5 кг). По данным академика С.Г. Амелина (1771 г.) глубина нефтяных колодцев в Балаханах достигала 40-50 м, а диаметр или сторона квадрата сечения колодца 0,7-1 м.

В 1803 г. бакинский купец Касымбек соорудил два нефтяных колодца в море на расстоянии 18 и 30 м от берега Биби-Эйбата. Колодцы были защищены от воды коробом из плотно сколоченных досок. Нефть добывалась из них много лет. В 1825 г. во время шторма колодцы были разбиты и затоплены водами Каспия.

При колодезном способе техника добычи нефти не менялась на протяжении столетий. Но уже в 1835 г. чиновник горного ведомства Фаллендорф на Тамани впервые применил насос для откачки нефти через опущенную деревянную трубу. Ряд технических усовершенствований связан с именем горного инженера Н.И. Воскобойникова. Чтобы уменьшить объем земляных работ он предложил сооружать нефтяные колодцы в виде шахтного ствола, а в 1836-1837 гг. осуществил в Баку и Балаханах переустройство всей системы хранения и отпуска нефти. Но одним из главных дел его жизни стало бурение первой в мире нефтяной скважины в 1848 г .

Длительное время к добыче нефти посредством бурения скважин в нашей стране относились с предубеждением. Считалось, что раз сечение скважины меньше, чем у нефтяного колодца, то и приток нефти к скважинам существенно меньше. При этом не учитывалось, что глубина скважин значительно больше, а трудоемкость их сооружения меньше.

При эксплуатации скважин нефтепромышленники стремились перевести их в режим фонтанирования, т.к. это был наиболее легкий путь добычи. Первый мощный нефтяной фонтан в Балаханах ударил в 1873 г. на участке Халафи. В 1887 г. 42 % нефти в Баку было добыто фонтанным способом.

Форсированный отбор нефти из скважин приводил к быстрому истощению прилегающих к их стволу нефтеносных слоев, а остальная (большая) ее часть оставалась в недрах. Кроме того, из-за отсутствия достаточного количества хранилищ значительные потери нефти имели место уже на поверхности земли. Так, в 1887 г. фонтанами было выброшено 1088 тыс. т нефти, а собрано всего 608 тыс. т. На площадях вокруг фонтанов образовывались обширные нефтяные озера, где в результате испарения терялись наиболее ценные фракции. Сама выветрившаяся нефть становилась малопригодной для переработки, и ее выжигали. Застойные нефтяные озера горели по много дней подряд.

Добыча нефти из скважин, давление в которых было недостаточным для фонтанирования, производилась с помощью цилиндрических ведер длиной до 6 м. В их дне был устроен клапан, открывающийся при движении ведра вниз и закрывающийся под весом извлекаемой жидкости при давлении ведра вверх. Способ добычи нефти посредством желонок назывался тартанием , в 1913 г. с его помощью добывали 95 % всей нефти.

Тем не менее, инженерная мысль не стояла на месте. В 70-х годах 19 в. В.Г. Шухов предложил компрессорный способ добычи нефти посредством подачи в скважину сжатого воздуха (эрлифт). Испытана эта технология была в Баку только в 1897 г. другой способ добычи нефти газлифт предложил М.М. Тихвинский в 1914 г.

Выходы природного газа из естественных источников использовались человеком с незапамятных времен. Позже нашел применение природный газ, получаемый из колодцев и скважин. В 1902 г. в Сураханах близ Баку была пробурена первая скважина, давшая промышленный газ с глубины 207 м.

В развитии нефтяной промышленности можно выделить пять основных этапов:

I этап (до 1917 г.) – дореволюционный период;

II этап (с 1917 до 1941 гг.) период до Великой Отечественной войны;

III этап (с 1941 по 1945 гг.) – период Великой Отечественной войны;

IV этап (с 1945 по 1991 гг.) – период до распада СССР;

V этап (с 1991 г.) – современный период.

Дореволюционный период. На территории России нефть известна с давних пор. Еще в XVI в. Русские купцы торговали Бакинской нефтью. При Борисе Годунове (XVI в.) в Москву была доставлена первая нефть, добытая на реке Ухте. Поскольку слово «нефть» вошло в русский язык лишь в конце XVIII в., называли ее тогда «густая вода горяща».

В 1813 г. к России были присоединены Бакинское и Дербентское ханства с их богатейшими нефтяными ресурсами. Это событие оказало большое влияние на развитие нефтяной промышленности России в последующие 150 лет.

Другим крупным районом нефтедобычи в дореволюционной России была Туркмения. Установлено, что в районе Небит-Дага черное золото добывалось уже около 800 лет назад. В 1765 г. на о. Челекен насчитывалось 20 нефтяных колодцев с суммарной годовой добычей около 64 т в год. По свидетельству русского исследователя Каспийского моря Н. Муравьева, в 1821 г. туркмены на лодках отправили в Персию около 640 т нефти. В 1835 г. ее вывезли с о. Челекен больше, чем из Баку, хотя именно Апшеронский полуостров являлся объектом повышенного внимания нефтепромышленников.

Началом развития нефтяной промышленности в России является 1848 год,

В 1957 г. на долю Российской Федерации приходилось более 70 % добываемой нефти, а Татария вышла на первое место в стране по добыче нефти.

Главным событием данного периода стало открытие и начало разработки богатейших нефтяных месторождений в Западной Сибири. Еще в 1932 г. академик И.М. Губкин высказал мысль о необходимости начала систематических поисков нефти на восточном склоне Урала. Сначала были собраны сведения о наблюдениях естественных нефтяных выходов (реки Большой Юган, Белая и др.). В 1935г. здесь начали работать геологоразведочные партии, которые подтвердили наличие выходов нефтеподобных веществ. Однако «большой нефти» не было. Разведочные работы продолжались до 1943 г., а за тем были возобновлены в 1948 г. Лишь в 1960 г. было открыто Шаимское нефтяное месторождение, а вслед за ним Мегионское, Усть-Балыкское, Сургутское, Самотлорское, Варьеганское, Лянторское, Холмогорское и др. Началом промышленной добычи нефти в Западной Сибири считается 1965 г., когда ее было добыто около 1 млн. т. Уже в 1970 г. добыча нефти здесь составила 28 млн. т, а в 1981 г. 329,2млн.т. Западная Сибирь стала основным нефтедобывающим районом страны, а СССР вышел на первое место в мире по добыче нефти.

В 1961 г. были получены первые фонтаны нефти на месторождениях Узень и Жетыбай в Западном Казахстане (полуостров Мангышлак). Промышленная их разработка началась в 1965 г. Только по этим двум месторождениям извлекаемые запасы нефти составляли несколько сот миллионов тонн. Проблема заключалась в том, что мангышлакские нефти высокопарафинистые и имели температуру застывания +30...33 °С. Тем не менее в 1970 г. добыча нефти на полуострове была доведена до нескольких миллионов тонн.

Планомерный рост добычи нефти в стране продолжался до 1984 г. В 1984-85 гг. произошло падение нефтедобычи. В 1986-87 гг. она снова росла, достигнув максимума. Однако, начиная с 1989 г., добыча нефти стала падать.

Современный период. После распада СССР падение добычи нефти в России продолжилось. В 1992 г. она составила 399 млн. т, в 1993 г. 354 млн. т, в 1994 г. 317 млн. т, в 1995 г. 307 млн. т.

Продолжение падения добычи нефти связано с тем, что не устранено влияние ряда объективных и субъективных негативных факторов.

Во-первых, ухудшилась сырьевая база отрасли . Степень вовлеченности в разработку и выработанность месторождений по регионам весьма высоки. На Северном Кавказе в разработку вовлечены 91,0 % разведанных запасов нефти, а выработанность месторождений составляет 81,5 %. В Урало-Поволжье эти цифры составляю соответственно 88,0 % и 69,1 %, в Республике Коми 69,0 % и 48,6 %, в Западной Сибири 76,8 % и 33,6 %.

Во-вторых, уменьшился прирост запасов нефти за счет вновь открытых месторождений . Из-за резкого снижения финансирования геологоразведочные организации сократили объем геофизических работ и поисково-разведочного бурения. Это привело к снижению числа вновь открытых месторождений. Так, если в 1986-90 гг. запасы нефти во вновь открытых месторождениях составляли 10,8 млн. т, то в 1991-95 гг. лишь 3,8 млн. т.

В третьих, велика обводненность добываемой нефти . Это означает, что при тех же издержках и объемах добычи пластовой жидкости самой нефти добывается все меньше.

В четвертых, сказываются издержки перестройки . В результате ломки старого хозяйственного механизма жесткое централизованное управление отраслью было ликвидировано, а новое - еще только создается. Возникший дисбаланс цен на нефть, с одной стороны, и на оборудование и материалы, с другой, затруднил техническое оснащение промыслов. А ведь это необходимо именно сейчас, когда большинство оборудования отработало свой срок, а многие месторождения требуют перехода с фонтанного способа добычи на насосный.

Наконец, сказываются многочисленные просчеты, допущенные в прошлые годы. Так, в 70-е годы считалось, что запасы нефти в нашей стране неисчерпаемы. В соответствии с этим ставка делалась не на развитие собственных видов промышленного производства, а на покупку готовых промышленных товаров за рубежом на валюту, получаемую от продажи нефти. Огромные средства ушли на поддержание видимости благополучия в советском обществе. Нефтяная же промышленность финансировалась по-минимуму.

На сахалинском шельфе еще в 70-80-х гг. были открыты крупные месторождения, которые до сего времени не введены в эксплуатацию. Между тем им гарантирован огромный рынок сбыта в странах Азиатско-Тихоокеанского региона.

Каковы же дальнейшие перспективы развития отечественной нефтяной промышленности?

Однозначной оценки запасов нефти в России нет. Различные эксперты называют цифры объема извлекаемых запасов от 7 до 27 млрд. т, что составляет от 5 до 20 % мировых. Распределение запасов нефти по территории России таково: Западная Сибирь 72,2 %; Урало-Поволжье 15,2 %; Тимано-Печорская провинция 7,2 %; Республика Саха (Якутия), Красноярский край, Иркутская область, шельф Охотского моря около 3,5 %.

В 1992 г. началась структурная перестройка нефтяной промышленности России: по примеру западных стран стали создавать вертикально интегрированные нефтяные компании , контролирующие добычу и переработку нефти, а также распределение получаемых из нее нефтепродуктов.
1.2. Цели и задачи нефтегазопромысловой геологии
В течение длительного времени естественные выходы нефти и газа полностью удовлетворяли потребности человечества. Однако развитие хозяйственной деятельности человека требовало все больше источников энергии. Стремясь увеличить количество потребляемой нефти, люди стали рыть колодцы в местах поверхностных нефтепроявлений, а за тем бурить скважины. Сначала их закладывали там, где нефть выходила на поверхность земли. Но количество таких мест ограничено. В конце прошлого века был разработан новый перспективный способ поиска. Бурение стали вести на прямой, соединяющей две скважины, уже дающие нефть.

В новых районах поиск месторождений нефти и газа велся практически вслепую, шарахаясь из стороны в сторону. Любопытные воспоминания о закладке скважины оставил английский геолог К. Крэг.

Для выбора места съехались заведующие бурением и управляющие промыслами и сообща определили ту площадь, в пределах которой должна быть заложена скважина. Однако с обычной в таких случаях осторожностью никто не решался указать ту точку, где следовало начинать бурение. Тогда один из присутствующих, отличавшийся большой смелостью, сказал, указывая на кружившую над ними ворону: «Господа, если вам все равно, давайте начнем бурить там, где сядет ворона...». Предложение было принято. Скважина оказалась необыкновенно удачной. Но если бы ворона пролетела на сотню ярдов дальше к востоку, то встретить нефть не было бы никакой надежды... Понятно, что так не могло долго продолжаться, ведь бурение каждой скважины стоит сотни тысяч долларов. Поэтому остро встал вопрос о том, где бурить скважины, чтобы безошибочно находить нефть и газ.

Это требовало объяснить происхождение нефти и газа, дало мощный толчок развитию геологии - науки о составе, строении Земли, а также методов поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений.

Нефтегазопромысловая геология - отрасль геологии, занимающаяся детальным изучением месторождений и залежей нефти и газа в начальном (естественном) состоянии и в процессе разработки для определения их народнохозяйственного значения и рационального использования недр. Из этого определения видно, что нефтегазопромысловая геология подходит к изучению месторождений и залежей углеводородов (УВ) с двух точек зрения.

Во-первых , залежи УВ следует рассматривать в статическом состоянии как природные геологические объекты для проектирования разработки на основе подсчета запасов и оценки продуктивности скважин и пластов /естественные геологические условия/.

Во-вторых , залежи УВ следует рассматривать в динамическом состоянии, так как в них при вводе в эксплуатацию начинаются процессы движения нефти, газа и воды к забоям добывающих и от забоев нагнетательных скважин. При этом, очевидно, что особенности динамики объекта характеризуются не только естественными геологическими свойствам залежи (т.е. свойствами в статическом состоянии), но и характеристиками технической системы (т.е. системы разработки). Другими словами, залежь нефти или газа, введенная в разработку, представляет собой неразрывное целое , состоящее уже из двух компонент: геологической (сама залежь) и технической (тех. система, запроектированная для эксплуатации залежи). Это целое назовем геолого-техническим комплексом (ГТК).

Особенность нефтегазопромысловой геологии , заключающаяся в том , что она широко использует теоретические представления и фактические данные, получаемые методами других наук , и в своих выводах и обобщениях очень часто опирается на закономерности, установленные в рамках других наук.

Цели нефтегазопромысловой геологии заключаются в геологическом обосновании наиболее эффективных способов организации добычи нефти и газа, обеспечение рационального использования и охраны недр и окружающей среды . Эта основная цель достигается путем изучения внутренней структуры залежи нефти и газа и закономерностей ее изменения в процессе разработки.

Основная цель разбивается на ряд компонент , выступающих в виде частных целей нефтегазопромысловой геологии, к которым относятся:

промыслово-геологическое моделирование залежей
подсчет запасов нефти, газа и конденсата;
геологическое обоснование системы разработки нефтяных и газовых месторождений;
геологическое обоснование мероприятий по повышению эффективности разработки и нефте-, газо- или конденсатоотдачи;
обоснование комплекса наблюдений в процессе разведки и разработки.

Другой вид компонент - сопутствующие цели , которые направлены на более эффективное достижение основной цели. К ним относятся:

охрана недр нефтяных и газовых месторождений;
геологическое обслуживание процесса бурения скважин;
совершенствование собственной методологии и методической базы .

Задачи нефтегазопромысловой геологии состоят в решении различных вопросов, связанных: с получением информации об объекте исследований; с поисками закономерностей, объединяющих наблюденные разрозненные факты о строении и функционировании залежи в единое целое; и созданием нормативов, которым должны удовлетворять, результаты наблюдений и исследований; с созданием методов обработки, обобщения и анализа результатов наблюдений и исследований; с оценкой эффективности этих методов в различных геологических условиях и т. д.

Среди этого множества могут быть выделены задачи трех типов :

конкретно-научные задачи нефтегазопромысловой геологии, направленные на объект познания ;
методические задачи ;
методологические задачи .

Все множество конкретно-научных задач, можно подразделить на следующие группы.

1. Изучение состава и свойств горных пород , слагающих продуктивные отложения, как содержащие, так и не содержащие нефть и газ; изучение состава и свойств нефти, газа и воды, геологических и термодинамических условий их залегания. Особое внимание должно уделяться вопросам изменчивости состава, свойств и условий залегания горных пород и насыщающих их флюидов, а также закономерностям, которым эта изменчивость подчиняется.

2. Задачи выделения (на основе решения задач первой группы) естественных геологических тел, определения их формы, размеров, положения в пространстве и т. п. При этом выделяются слои, пласты, горизонты, зоны замещения коллекторов и т. д. В общем, эта группа объединяет задачи, направленные на выявление первичной структуры залежи или месторождения.

3. Задачи расчленения естественных геологических тел на условные с учетом требований и возможностей техники, технологии и экономики нефтегазодобывающей промышленности. Важнейшими здесь будут задачи установления кондиций и других граничных значений естественных геологических тел (например, для разделения высоко-, средне- и низкопродуктивных пород).

4. Задачи, связанные с построением классификации ГТК по множеству признаков , и в первую очередь по типам внутренних структур залежей и месторождений.

5. Задачи, связанные с изучением характера, особенностей, закономерностей взаимосвязи структуры и функции ГТК , т.е. влияния строения и свойств залежи на показатели процесса разработки и характеристику структуры и параметров технической компоненты, а также на показатели эффективности функционирования ГТК в целом (устойчивость отборов нефти и газа, темпов разработки, себестоимость продукции, конечная нефтеотдача и др.).

Методические задачи развитие методического вооружения нефтегазопромысловой геологии, т.е. совершенствование старых и создание новых методов решения конкретно-научных промыслово-геологических задач.

Необходимость решения методологических задач возникает в связи с тем, что от эпохи к эпохе, от периода к периоду менялись нормы познания, способы организации знания, способы научной работы. В наше время развитие науки происходит чрезвычайно быстро. В таких условиях, чтобы не отстать от общих темпов развития науки, необходимо иметь представления о том, на чем основана наука, как строится и перестраивается научное знание. Именно получение ответов на эти вопросы и составляет суть методологии. Методология есть способ осознания устройства науки и методов ее работы. Различают методологию общенаучную и частнонаучную.

ЛЕКЦИЯ 2
ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ ИСКОПАЕМЫЕ
Нефть – горючая, маслянистая жидкость, со специфическим запахом, состоящая из смеси углеводородов , содержащая не более 35 % асфальтеносмолисых веществ и находящаяся в породах коллекторах в свободном состоянии. В нефти содержится 8287 % углерода, 1114 % водорода (по весу), кислород, азот, углекислый газ, сера, в небольших количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк и т.п.

Выделенные из различных нефтей УВ относятся к трем главным рядам: метановому, нафтеновому и ароматическому:

метановые (парафиновые) с общей формулой С n Н 2 n +2 ;

нафтеновые – С n Н 2 n ;

ароматические – С n H 2 n -6 .

Преобладают углеводороды метанового ряда (метан СН 4 , этан С 2 Н 6 , пропан С 3 Н 8 и бутан С 4 Н 10), находящиеся при атмосферном давлении и нормальной температуре в газообразном состоянии.

Пентан С 5 Н 12 , гексан С 6 Н 14 и гептан С 7 Н 16 неустойчивы, легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно. Углеводороды от С 8 Н 18 до С 17 Н 36 – жидкие вещества.

Углеводороды, содержащие больше 17 атомов углерода (С 17 Н 36 -С 37 Н 72) – твердые вещества (парафины, смолы, асфальтены).
Классификация нефтей
В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина.

По содержанию серы нефти делятся на:

малосернистые (0 ≤S≤0,5 %);
среднесернистые (0,5
сернистые (1
высокосернистые (S>3%).

Асфальтосмолистые вещества. Смолы – вязкие полужидкие образования, содержащие кислород, серу и азот, растворимые в органических растворителях. Асфальтены – твердые вещества, нерастворимые в низкомолекулярных алканах, содержащие высококонденсированные УВ структуры.

Нефтяной парафин -это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам,-парафинов C 17 H 36 -С 35 Н 72 и церезинов С 36 Н 74 - C 55 H 112 . Температура плавления первых 27-71°С , вторых-65-88°С . При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость. Содержание парафина в нефти иногда достигает 13-14 % и больше .

Мировые единицы измерения нефти

1 баррель в зависимости от плотности примерно 0,136 т.нефти

1 т.нефти примерно 7,3 барреля

1 баррель = 158,987 литров = 0,158 м3

1 куб.м. примерно 6,29 бареллей

Физические свойства нефти
Плотность (объемная масса) –отношение массы вещества к его объему. Плотность пластовой нефти - масса нефти, извлеченная на поверхность из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м 3 . ρ н =m/V

По плотности нефти делятся на 3 группы:

легкие нефти (с плотностью от 760 до 870 кг/м 3)

средние нефти (871970 кг/м 3)

тяжелые (свыше 970 кг/м 3).

Плотность нефти в пластовых условиях меньше плотности нефти дегазированной (вследствие увеличения содержания газа в нефти и температуры).

Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти.

Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других.

Коэффициент динамической вязкости ( ). – это сила трения приходящаяся на единицу площади соприкасающихся слоев жидкости при градиенте скорости равном 1. /Па·с, 1П (пуаз) = 0,1 Па·с.

Величина, обратная динамической вязкости называется текучестью.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости , т.е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м 2 /с. Стокс (Ст) = см 2 /с = 10 -4 м 2 /с.

На практике иногда пользуются понятием условной (относительной) вязкости, представляющей собой отношение времени истечения определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 20 0 С.

Вязкость пластовой нефти - свойство нефти, определяющее степень ее подвижности в пластовых условиях и значительно влияющее на продуктивность и эффективность разработки залежей.

Вязкость пластовой нефти разных залежей изменяется от 0,2 до 2000 мПа с и более. Наиболее распространены значения 0.8-50 мПа с.

Вязкость уменьшается с ростом температуры, повышением количества растворенных углеводородных газов.

По величине вязкости различают нефти

незначительной вязкостью -  н

маловязкие - 1

с повышенной вязкостью-5

высоковязкие- н > 25 мПа с.

Вязкость зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ).
Давление насыщения (начало парообразования) пластовои нефти - давление, при котором начинается выделение из нее первых пузырьков растворенного газа. Пластовая нефть называется насыщенной, если она находится при пластовом давлении, равном давлению насыщения недонасыщенной - если пластовое давление выше давления насыщения. Величина давления насыщения зависит от количества растворенного в нефти газа, от его состава и пластовой температуры.

Давление насыщения определяют по результатам исследования глубинных проб нефти и экспериментальным графикам.

G =Vг/V п.н.

Газосодержание обычно выражают в м 3 /м 3 или м 3 /т.
Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м3, приходящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают газовые факторы: начальный, определяемый за первый месяц работы скважины, текущий – за любой отрезок времени и средний за период с начала разработки до любой произвольной даты.
Поверхностное натяжение – это сила, действующая на единицу длины контура поверхности раздела фаз и стремящаяся сократить эту поверхность до минимума. Оно обусловлено силами притяжения между молекулами (с СИ Дж/м 2 ; Н/м или дин/см) для нефти 0,03 Дж/м 2 , Н/м (30 дин/см); для воды 0,07 Дж/м 2 , Н/м (73 дин/см). Чем больше поверхностное натяжение, тем больше проявляется капиллярный подъем жидкости. Величина поверхностного натяжения у воды почти в 3 раза больше, чем у нефти, что определяет разные скорости их движения по капиллярам. Это свойство влияет на особенность разработки залежей.

Капиллярность – способность жидкости подниматься или опускаться в трубках малого диаметра под действием поверхностного натяжения.

Р = 2 σ/ r

Р – давление поднятия; σ - поверхностное натяжение; r – радиус капилляра.
h = 2 σ/ r ρ g

h - высота поднятия; ρ – плотность жидкости; g - ускорение свободного падения.

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного.

Другое основное свойство нефти – испаряемость . Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

Коэффициент сжимаемости нефти β н – это изменение объема пластовой нефти при изменении давления на 0,1 МПа.

Он характеризует упругость нефти и определяется из соотношения

где V 0 - первоначальный объем нефти; ΔV- изменение объема нефти при изменении давления на Δр;

Размерность β н -Па -1 .

Коэффициент сжимаемости нефти возрастает с увеличением содержания легких фракций нефти и количества растворенного газа, повышением температуры, снижением давления и имеет значения (6-140) 10 -6 МПа -1 . Для большинства пластовых нефтей его величина (6-18) 10 -6 МПа -1 .

Дегазированные нефти характеризуются сравнительно низким коэффициентом сжимаемости β н =(4-7) 10 -10 МПа -1 .

Коэффициент теплового расширения  н – степень расширения нефти изменении температуры на 1 °С

н = (1/ Vo ) (V/t).

Размерность  - 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1-20) *10 -4 1/°С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами.
Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м 3 дегазированной нефти:

b н = V пл.н /V дег =  н./ пл.н

Где V пл.н - объем нефти в пластовых условиях; Vдег-объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С;  пл.п -плотность нефти в пластовых условиях; -плотность нефти в стандартных условиях.

Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти U

U=(bн-1)/bн*100

При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента.

Пересчетный коэффициент – величина обратная объемному коэффициенту пластовой нефти. =1/b=Vдег/Vп.н.=п.н./н

Газ – в виде пузырьков или газовых фонтанов (грязевые конусы, от метра до сотен метров) Пример. Апшеронский полуостров, «вулкан» Тоурагай – 300 м. Конусы наблюдаются в Иране, Мексике, Румынии, США.

Естественные выходы нефти – со дна водоемов, выделяется со дна Каспийского моря, трещины, нефтяные конусы, породы пропитанные нефтью. Дагестан, Чечня, Апшеронский, Таманский полуостров. Такие проявления характерны для сильно изрезанной местности, где горные складки врезаются в пласты. Встречаются нефтяные озера до 50 га. Вязкая окисленная нефть. Породы, пропитанные нефтью, именуются «Кирами», например пропитанный известняк. Кавказ, Туркмения, Азербайджан.

Сначала достаточно было естественных источников. Росла потребность в энергии. Закладка колодцев в местах выхода увеличивала дебит.

Простейший метод разведки – это бурение скважин на прямой соединяющей два естественных выхода или две уже действующие скважины. Закладка скважин вслепую. (случай с вороной).

Бурение одной скважины стоит около трех миллионов рублей. И только одна из десяти скважин может дать нефть. Проблема - повысить вероятность обнаружения нефти.

В основе этого – наука геология – состав, строение, история Земли, а так же методов поиска и разведки нефтегазовых месторождений.

Состав и возраст земной коры. Характер основных пород.

Состав и возраст земной коры

Земная кора сложена из пород, которые по происхождению делятся на три группы: магматические (изверженные), осадочные м метаморфические (видоизмененные) (метаморфоза)

Магматические – образовались в результате застывания и кристаллизации магмы, после ее внедрения в земную кору или излияния на поверхность имеют в основном кристаллическую структуру. Признаков животных и растительных остатков в них нет. Это очень крепкие, монолитные, однородные массивы, слагающие базальтовый и гранитный слои земной коры.

Осадочные - результат осаждения органических и неорганических веществ на дне бассейнов и поверхности материков. Ледниковые морены. Они делятся – на обломочные (валуны, гравий пески, песчаник, глины,) , породы химического происхождения - выпадение солей и водных растворов, или химических реакций в земной коре (гипс, каменная соль, бурые железняки, кремнистые туфы), органического (окаменелые останки) и смешанного (смесь – обломочных, химических, органических пород) мергели, глинистые и песчаные известняки.

Толщина осадочного слоя 15 -20 км. Осадочные породы составляют около 10% массы земной коры и покрывают 75% поверхности Земли.

Более ¾ всех полезных ископаемых – уголь, нефть, газ, руды железа и марганца, россыпи золота, платины, алмазов – связаны с осадочными породами.

Метаморфические – образовались из магматических и осадочных пород под воздействием высоких температур и давления (сланцы, мрамор, яшмы и тд)

Основные залежи нефти и газа сосредоточены в осадочных породах, Есть и исключения. Осадочные породы залегают в пониженных областях континентов и водных бассейнов. В них присутствую признаки животных и растительных субстанций в виде окаменелостей или отпечатков.

Определенные виды органики существовали в определенные временные отрезки, поэтому возраст пород логично увязать с наличием этих признаков.

В геологии определение возраста горных пород исчисляется в привязке к периоду существования определенного вида растительного и животного мира.

Геохронология земной коры.

Поскольку основные известные месторождения нефти и газа сосредоточены в осадочных породах, им необходимо уделить дополнительное внимание.

Осадочные породы встречаются в пониженных местах континентов и в морских бассейнах. В них часто сохраняются останки животных и растительных организмов, населявших Землю в различные времена в виде отпечатков и окаменелостей. Поскольку определенные виды организмов существовали только в течение определенных промежутков времени, тои возраст пород стало возможным увязать с наличием тех или иных останков.

Время формирования земной коры 3-3,5 млрд. лет делится на эры, которые подразделяются на периоды, периоды –на эпохи, эпохи – на века.

Толща горных пород, образовавшаяся в течение эры, называется группой, в течение периода – системой, в течение эпохи - отделом, в течение века - ярусом. Толщина горн пород образованная в эру – группа, в течении периода – системой, в течение эпохи – отделом, в течение века – ярусом.

Древнейшая эра – археозойская - «эра начала жизни». В породах этого возраста останки растительности и животных встречаются очень редко.

Следующая эра - протерозойская - «заря жизни». В породах этой эры встречаются окаменелости беспозвоночных животных и водорослей.

Палеозойская эра , т.е. «эра древней жизни», характеризуется бурным развитием животного и растительного мира, интенсивными горообразовательными процессами. В этих породах найдены больше запасы угля, нефти, газа, сланцев.

В этих породах найдены большие залежи угля, нефти, газа и сланца.

Мезозойская , т.е. «эра средней жизни», также характеризуется благоприятными условиями для образования углеводородов и угля.

Кайнозойская эра, т.е. «эра новой жизни», самая близкая к нам, с максимально благоприятными условиями для образования месторождений полезных ископаемых. К этому периоду относятся наиболее мощные месторождения углеводородов.