Основи геології нафти та газу. основи розробки нафтових та газових родовищ

«КУБАНСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОГІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ»

Факультет очного навчання інституту нафти, газу та енергетики.

Кафедра Нафтогазового промислу

КОНСПЕКТ ЛЕКЦІЙ

З дисципліни:

« Геологія нафти та газу»

для студентів усіх форм навчання спеціальностей:

130501 Проектування, спорудження та експлуатація нафтогазопроводів та нафтогазосховищ;

130503 Розроблення та експлуатація нафтових та газових родовищ;

130504 Буріння нафтових та газових свердловин.

бакалаврів за напрямом 131000 «Нафтогазова справа»

Укладач: старший викладач

Шостак О.В.

КРАСНОДАР 2012

ЛЕКЦІЯ 1-ВСТУП………………………………………………………………………… 3

лекція 2- ПРИРОДНІ ГАРЮЧІ КОПАЛЬНІ…………………………………..12

лекція 3- ОСОБЛИВОСТІ НАКОПЛЕННЯ І ПЕРЕТВОРЕННЯ ОРГАНІЧНИХ СПОЛУКІВ ПРИ ЛІТОГЕНЕЗІ………………………………….19

лекція 4 - СКЛАД І ФІЗИКО-ХІМІЧНІ ВЛАСТИВОСТІ НАФТИ І ГАЗУ….25

лекція 5 - ХАРАКТЕР ЗМІНИ СКЛАДУ І ФІЗИКО-ХІМІЧНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ НАФТИ І ГАЗУ В ЗАЛЕЖНОСТІ ВІД ВПЛИВУ РІЗНИХ ПРИРОДНИХ ФАКТОРІВ…………………………………………………………… 45

лекція 6 - ПРОБЛЕМИ ПОХОДЖЕННЯ НАФТИ І ГАЗУ……………………….56

лекція 7 - МІГРАЦІЯ ВУГЛЕВОДОРОДІВ………………………………………………62

лекція 8 - ФОРМУВАННЯ ЗАЛЕЖІВ…………………………………………………75

лекція 9 - ЗОНАЛЬНІСТЬ ПРОЦЕСІВ НАФТОУТВОРЕННЯ………………….81

ЛЕКЦІЯ 10- ЗАКОНОМІРНОСТІ ПРОСТОРОВОГО РОЗМІЩЕННЯ СКОПЛЕННЯ НАФТИ І ГАЗУ У ЗЕМНІЙ КОРИ…………………………………………101

ЛЕКЦІЯ 11 - МІСТОРОДЖЕННЯ НАФТИ І ГАЗУ ТА ЇХ ОСНОВНІ КЛАСИФІКАЦІЙНІ ОЗНАКИ…………………………………………………….108

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ……………………………………………………………………….112

Лекція 1

Серед найважливіших видів промислової продукції одне з основних місць займають нафту, газ та продукти їхньої переробки.

На початок XVIII в. нафту, переважно, видобували з копанок, які обсаджували тином. У міру накопичення нафту вичерпували та у шкіряних мішках вивозили споживачам.

Колодязі кріпилися дерев'яним зрубом, остаточний діаметр обсадженої колодязя становив зазвичай від 0,6 до 0,9 м з деяким збільшенням донизу для поліпшення припливу нафти до його забійної частини.

Підйом нафти з колодязя проводився за допомогою ручної брами (пізніше кінного приводу) і мотузки, до якої прив'язувався бурдюк (відро зі шкіри).

До 70-х років ХІХ ст. Переважна більшість нафти у Росії у світі видобувається з нафтових свердловин. Так було в 1878 р. у Баку їх налічується 301, дебіт яких у багато разів перевищує дебіт з колодязів. Нафту зі свердловин видобували жолонкою - металевою судиною (труба) заввишки до 6 м, у дно якої вмонтований зворотний клапан, що відкривається при зануренні жолонки в рідину і закривається під час її руху вгору. Підйом желонки (тартання) вівся вручну, потім на кінній тязі (початок 70-х років XIX ст.) та за допомогою парової машини (80-ті роки).

Перші глибинні насоси були застосовані в Баку в 1876, а перший глибинний штанговий насос - в Грозному в 1895. Однак тартальний спосіб тривалий час залишався головним. Наприклад, 1913 р. у Росії 95% нафти видобуто желонуванням.

Метою вивчення дисципліни «Геологія нафти та газу є» створення бази понять та визначень, що утворюють фундаментальну науку - основами знань про властивості та склад вуглеводнів, їх класифікацію, про походження вуглеводнів, про процеси формування та закономірності розміщення родовищ нафти та газу.

Геологія нафти та газу– галузь геології, що вивчає умови освіти, розміщення та міграції нафти та газу в літосфері. Становлення Геології нафти та газу як науки відбулося на початку ХХ століття. Її основоположником є ​​Губкін Іван Михайлович.

Астраханський державний технічний університет

Кафедра геології нафти та газу

КУРС ЛЕКЦІЙ

з дисципліни:

Геологічні основи розробки нафтових, газових та газоконденсатних родовищ

Вступ

Лекційний курс «Геологічні основи розробки нафтових, газових та газоконденсатних родовищ» складається із трьох взаємопов'язаних частин:

1.Основи нафтогазопромислової геології

2.Підрахунок запасів та оцінка ресурсів вуглеводневої сировини

.Геологічні засади розробки нафтових та газових родовищ.

Головна мета вивчення цієї дисципліни – це геологічне забезпечення ефективної розробки нафти та газу.

У першій частині показано, що нафтогазопромислова геологія - це наука, яка займається вивченням покладів нафти і газу в статичному та динамічному стані як джерела вуглеводневої сировини.

Нафтогазопромислова геологія як наука зародилася на початку минулого століття (1900) і пройшла тривалий шлях розвитку. Цей шлях поділяється на кілька етапів, що відрізняються колом вирішуваних питань, методами та засобами їх вирішення. Сучасний етап, що почався наприкінці 40-х років ХХ століття, характеризується широким застосуванням методів на продуктивні пласти розробки покладів нафти. Результати досліджень нафтогазопромислової геології є геологічною основою для проектування та регулювання покладів вуглеводнів. Нафтогазопромислова геологія розглядає поклад нафти та газу до початку розробки як статичну геологічну систему, що складається з взаємопов'язаних елементів:

природного резервуару, певної форми зі специфічним пустотним обсягом;

пластових флюїдів;

термобаричних умов.

Розроблена поклад вуглеводнів сприймається як комплексна динамічна система, що змінює свій стан у часі.

У другій частині посібника наведено визначення груп та категорій запасів та ресурсів нафти, газу та конденсату. Докладно розглянуті методи підрахунку запасів та оцінки ресурсів нафти, газу конденсату та попутних компонентів. Для підрахунку запасів нафти та газу необхідне всебічне геологічне вивчення родовища, з яким пов'язані поклади нафти та газу та знання особливостей умов їхнього залягання.

У третій частині даються основні поняття геолого-промислового забезпечення розробки покладів нафти та газу. Розглядаються системи розробки багатопластових родовищ нафти і газу та окремого експлуатаційного об'єкта, також наведено системи розробки нафтових родовищ з підтримкою пластового тиску, детально розглядаються методи геолого-промислового контролю за процесом розробки покладів вуглеводнів та методи підвищення нафтовіддачі пласта.

Курс закінчується темою: «Охорона надр та навколишнього середовища у процесі буріння свердловин та розробки родовищ вуглеводнів». Таким чином, основні завдання цієї дисципліни такі:

детальне вивчення покладів вуглеводнів

геологічне обґрунтування вибору систем розробки

контроль розробки покладу нафти та газу з метою обґрунтування та вибору заходів щодо управління процесами розробки

узагальнення досвіду розробки нафтових та газових родовищ

планування видобутку нафти, газу, конденсату;

підрахунок запасів нафти, газу, конденсату та попутних компонентів;

охорона надр та навколишнього середовища у процесі буріння свердловин та експлуатації покладів вуглеводнів.

Кожне родовище нафти, газу та конденсату вводиться в розробку відповідно до проектного документа, складеного спеціалізованою науково-дослідною організацією та що передбачає ту систему розробки, яка з загальнодержавних позицій найбільш раціональна для даного родовища.

Розробка нафтової (газової) поклади - це комплекс робіт, що здійснюються для управління процесом руху пластових флюїдів по пласту до вибоїв експлуатаційних свердловин. Розробка нафтового (газового) покладу включає такі елементи:

Ø кількість свердловин на поклади;

Ø розміщення свердловин на поклади;

Ø порядок (послідовність) введення свердловин в експлуатацію;

Ø режим роботи свердловин;

Ø баланс пластової енергії;

Система розробки покладу нафти (газу) - це розбурювання покладу експлуатаційними свердловинами за певною схемою та прийнятим планом з урахуванням заходів щодо впливу на пласт. Систему розробки називають раціональною, коли вона за найповнішого використання пластової енергії та застосування заходів щодо впливу на пласт забезпечує максимальне вилучення нафти і газу з надр у найкоротший термін за мінімальних витрат з урахуванням конкретних геолого-економічних умов регіону.

Розвиток нафтової та газової промисловості в Росії має більш ніж сторічну історію. Аж до середини 40-х років Х1Х століття розробка нафтових родовищ здійснювалася лише з використанням природної енергії покладів. Це було пов'язано з недостатньо високим рівнем техніки та технології розробки, а також з відсутністю об'єктивних передумов для докорінної зміни такого підходу до розробки.

З середини 40-х років у результаті відкриття нових нафтогазоносних районів розвиток нафтової промисловості пов'язується з освоєнням родовищ платформного типу з великими розмірами площ нафтоносності, значною глибиною залягання продуктивних пластів та малоефективним природним режимом - упруговодонапірним, що швидко переходить у режим розчиненого газу. Російські вчені та виробничники в короткий термін обґрунтували теоретично і довели на практиці необхідність та можливість застосування принципово нових систем розробки зі штучним введенням у продуктивні нафтові пласти додаткової енергії шляхом нагнітання у них води.

Наступним кроком науково-технічного прогресу став пошук процесів які забезпечують подальше підвищення ефективності розробки нафтових покладів. В останні роки науково-інженерна думка працює над створенням способів підвищення ефективності заводнення. Одночасно вишукуються та проходять випробування, промислове випробування та впровадження нових методів впливу на нафтові пласти, які ґрунтуються на принципово нових фізико-хімічних процесах витіснення нафти з порід-колекторів.

Розробка газових покладів з урахуванням високої ефективності їх природних режимів досі проводиться з використанням природної енергії без штучного впливу на пласт.

В останній період у балансі родовищ вуглеводнів велику роль відіграють газоконденсатні родовища.

І тут одним із найбільш актуальних завдань є пошуки економічно доцільних методів розробки газоконденсатних родовищ, що запобігають втраті конденсату в пласті.

Розділ 1: «Методи вивчення геологічної будови надр та покладів вуглеводнів на промислових площах»

Глава 1. Геологічні спостереження та дослідження при бурінні свердловин

Поклади УВ завжди ізольовані від денної поверхні та розташовані на різній глибині – від кількох сотень метрів до кількох кілометрів – 5,0-7,0 км.

Основна мета геологічних спостережень за процесом буріння свердловин полягає у вивченні геологічної будови родовищ та окремих продуктивних горизонтів і флюїдів, що насичують ці горизонти. Чим повнішою та якіснішою буде ця інформація, тим якіснішим буде проект розробки родовища.

За процесом буріння свердловин повинен здійснюватись ретельний геологічний контроль. Після закінчення буріння свердловини геолог повинен отримати про неї таку інформацію:

геологічний розріз свердловини; літологію пройдених робіт;

становище у розрізі свердловин порід-колекторів;

характер насичення порід-колекторів, чим вони насичені, яким пластовим флюїдом

технічний стан свердловин (конструкція свердловин, розподіл за стовбуром тиску, температури)

Особливо ретельний геологічний контроль має здійснюватися під час буріння розвідувальних свердловин, на інформації яких буде засновано буріння експлуатаційних свердловин на нафту та газ.

Методи вивчення розрізів свердловин, що буряться, поділяються на 2 групи:

1.прямі методи

2.непрямі методи

Прямі методи дозволяють нам безпосередньо отримувати інформацію про пройдений розріз літології порід, речовинний склад, положення колекторів та їх насичення.

Непрямі методи дають інформацію про розріз свердловин за непрямими ознаками, а саме по взаємозв'язку їх фізичних властивостей з такими ж характеристиками як опір проходження електричного струму, магнітні, пружні.

Прямі методи засновані на вивченні:

зразків гірських порід, відібраних зі свердловини в процесі буріння (керн, шлам, бічний ґрунтонос)

відбір проб флюїдів при попутному та стаціонарному випробуванні.

відбір проб пластового флюїду під час випробування в експлуатаційній колоні

газовий каротаж

спостереження за ускладненнями в процесі буріння (обвали стінок свердловини, поглинання бурового розчину, прояви пластового флюїду)

Непрямі методи дозволяють судити про речовинний склад розрізу свердловин, колекторські властивості, характер насичення порід-колекторів пластовим флюїдом за непрямими ознаками: природна або штучна радіоактивність, здатність породи проводити електричний струм, акустичні властивості, магнітні, теплові.

Вивчення керна

Керновий матеріал є основною інформацією про свердловину.

Вибір інтервалу буріння із відбором керна залежить від поставлених геологічних завдань.

На ще слабко вивчених родовищах при бурінні перших свердловин рекомендується проводити суцільний відбір керна разом із комплексів геофізичних досліджень. На родовища, де верхня частина розрізу вивчена, а нижня ще підлягає дослідженню, у вивченому інтервалі керн потрібно відбирати лише контактах світ, а невивченому інтервалі - проводити суцільний відбір керна (див. рис. 1)

В експлуатаційних свердловинах керн не відбирається і всі спостереження ґрунтуються на інформації каротажу та спостережень за процесом буріння. У цьому випадку керн відбирається в продуктивному горизонті для детального вивчення.

При вивченні керна необхідно отримати таку інформацію про свердловину:

наявність ознак нафти та газу

речовий склад породи та їх стратиграфічна приналежність

колекторські властивості порід

структурні особливості порід та можливі умови їх залягання

Зразки порід, які відправляють до лабораторії для дослідження вмісту ПВ, парафінують (загортають у марлі і кілька разів занурюють у розплавлений парафін, даючи щоразу затвердіти парафіну, що просочив марлю). Потім запарафіновані зразки поміщають металеві банки з плоскими кришками. Зразки перекладають ватим або м'яким папером і відправляють до лабораторії на дослідження. Решту керна здають у керносховище.

Ознаки нафти та газу в кернах повинні бути попередньо вивчені на буровій на свіжих зразках та зламах і потім більш детально – у лабораторії промислового управління.

Рис.1 – а – буріння без відбору керна; б - буріння з відбором керна

Інтервали проходки свердловини з відбором керна визначаються метою буріння та ступенем вивчення розрізу. Усі глибокі свердловини поділяються на 5 категорій: - Опорні, параметричні, пошукові, розвідувальні, експлуатаційні.

Опорні свердловини буряться вивчення загальної геологічної будови в нових невивчених глибоким бурінням територіях. Відбір керна проводиться рівномірно по всьому стовбурі свердловини. При цьому прохід з відбором керна становить від 50 до 100% загальної глибини свердловин.

Параметричні свердловини буряться для вивчення геологічної будови та перспектив нафтогазоносності нових територій, а також для ув'язування геологічних та геофізичних матеріалів. Проходка з відбором керна складає не менше 20% загальної глибини свердловини.

Пошукові свердловини буряться з метою пошуків покладів нафти та газу. Відбір керна тут провадиться в інтервалах залягання продуктивних горизонтів та контактів різних стратиграфічних підрозділів. З відбором керна проходить трохи більше 10-12% глибини свердловин.

Розвідувальні свердловини буряться в межах площ із встановленою нафтогазоносністю з метою підготовки покладу до розробки. Керн відбирають лише в інтервалах продуктивних горизонтів у межах 6-8% від глибини свердловини.

Експлуатаційні свердловини буряться з метою розробки нафтових та газових покладів. Керн, зазвичай, не відбирається. Проте, окремих випадках вивчення продуктивного пласта практикується відбір керна в 10% свердловин рівномірно розташованих площею.

Інтервали з відбором керна проходять спеціальними долотами - колонковими, які в центрі долота залишають нерозбурену породу, яку називають керном і піднімають її на поверхню. Розбурена частина породи називається шлам, який виноситься на поверхню струменем бурового розчину у процесі буріння.

Відбір зразків порід за допомогою бічних ґрунтоносів

Цей метод застосовується тоді, коли в запланованому інтервалі зірвалася відібрати керн. Крім того ще тоді, коли за результатом геофізичних досліджень після закінчення буріння свердловинами виявлено горизонти, що представляють інтерес з погляду нафтогазоносності, проте керном цей інтервал не висвітлено. За допомогою бічного ґрунтоноса зі стінки свердловини відбирається зразок гірської породи. В даний час застосовується 2 різновиди проділів:

1.стріляючі бічні ґрунтоноси

2.свердлільні бічні ґрунтоноси

Принцип дії стріляючого грунтоноса: на трубах спускається проти інтервалу гірлянда патронів, що цікавить нас. При вибуху гільзи врізаються у стінки свердловини. Під час підйому інструменту гільзи на сталевих повідцях із захопленою гірською породою зі стінки свердловини піднімаються нагору.

Недоліки цього:

отримуємо подрібнену породу

зразок малого обсягу

у тверду породу бойок не впроваджується

пухка порода висипається

Свердлільні бічні ґрунтоноси - імітація горизонтального буріння, одержуємо зразки малого обсягу.

Відбір шламу

У процесі буріння долота руйнують гірську породу та струменем промивної рідини уламки гірської породи виносяться на поверхню. Ці уламки, частинки гірської породи називаються шлам. На поверхні відбирають, відмивають від бурового розчину і ретельно вивчають тобто. визначають речовий склад цих уламків. Результати досліджень наносять на графік відповідно до глибини відбору шламу. Така діаграма називається шламограмою (див. рис. 2). У процесі буріння шлам відбирається у всіх категоріях свердловин.

Рис. 2 Шламограма

Геофізичні методи дослідження свердловинвивчаються самостійно щодо курсу ГИС.

Геохімічні методи дослідження

Газовий каротаж

У процесі буріння свердловин буровий розчин омиває продуктивний пласт. Частинки нафти та газу потрапляють у розчин і виносяться разом з ним на поверхню, де спеціальним пробовідбірником проводиться дегазація бурового розчину, вивчається вміст легких ПВ та загальний вміст вуглеводневих газів. Результати дослідження завдають на спеціальну діаграму газового каротажу (див. рис. 3).

Рис.3 Діаграма газового каротажу

Якщо процесі буріння встановлено наявність продуктивного пласта, то проба газу з допомогою хроматографа досліджується утримання окремих компонентів безпосередньо на свердловині.

Механічний каротаж

Вивчається швидкість проходки, фіксується час, витрачений на буріння 1м і результати наносяться на спеціальний бланк (див рис 4).

Рис. 4. бланк механічного каротажу

Кавернометрія

Кавернометрія -безперервне визначення діаметра свердловини за допомогою каверноміру.

У процесі буріння діаметр свердловини відрізняється від діаметра долота та змінюється залежно від літологічного типу порід. Наприклад, в інтервалі залягання проникних піщаних порід відбувається звуження, зменшення діаметра свердловини, внаслідок утворення глинистої кірки на стінках свердловини. В інтервалі залягання глинистих порід навпаки, спостерігається збільшення діаметра свердловини в порівнянні з діаметром долота в результаті насичення глинистих порід фільтратом бурового розчину та подальшим обвалом свердловини стінок (див. рис. 5). В інтервалі залягання карбонатних порід діаметр свердловини відповідає діаметру долота.

Рис. 5. Збільшення та зменшення діаметра свердловини залежно від літології порід

Спостереження за параметрами бурового розчину, нафтогазоводопроявами

У процесі буріння свердловини можуть мати такі ускладнення:

обвал стінок свердловин, що призводить до прихвату бурового інструменту;

поглинання бурового розчину, аж до його катастрофічного догляду; при розтині зон розривних порушень;

розрідження бурового розчину, зменшення його густини, що може призвести до викиду нафти або газу.

Попутне та стаціонарне випробування продуктивного пласта

Розрізняють попутне та стаціонарне випробування продуктивного пласта.

Попутне випробування продуктивного пласта полягає у відборі проб нафти, газу та води з продуктивних пластів у процесі буріння за допомогою спеціальних приладів:

випробувач пластів на каротажному кабелі ОПК

випробувач пластів на бурильних трубах - КІІ (комплект випробувальних інструментів)

Стаціонарне випробування проводиться після буріння свердловини.

В результаті випробування пластів одержують таку інформацію:

Характер пластового флюїду;

Інформація про пластовий тиск;

Положення ВНК, ДВК, ДНК;

Відомості про проникність породи – колектора.

Проектна документація на будівництво свердловин

Основний документ на будівництво свердловин – геолого-технічне вбрання. Він складається з 3-х частин:

геологічна частина

технічна частина

У геологічній частині міститься така інформація про свердловину:

проектний розріз свердловини

вік порід, глибина залягання, кути падіння, міцність

інтервали можливих ускладнень; інтервали відбору керна.

У технічній частині наводиться:

режим буріння (навантаження на долото, продуктивність бурових насосів, кількість обертів ротора)

глибина спуску колон та їх кількість, діаметр

висота підйому цементу за колоною і т.д.

Глава 2 Методи геологічної обробки матеріалів буріння свердловин та вивчення геологічної будови родовища

Геологічна обробка матеріалів буріння свердловин дає можливість побудувати профіль родовища та структурні карти по покрівлі продуктивного пласта, що дозволяє отримати повне уявлення про будову родовища. Для детального вивчення всіх питань будови родовища необхідно провести ретельну кореляцію (порівняння розрізів свердловин).

Кореляція розрізів свердловин полягає у виділенні опорних пластів та визначенні глибини їх залягання з метою встановлення послідовності залягання порід, виявлення однойменних пластів для простеження за зміною їх товщин та літологічного складу. У нафтопромисловій справі розрізняють загальну кореляцію розрізів свердловин та зональну (детальну). При загальній кореляції зіставляються розрізи свердловин в цілому від гирла свердловини до вибою по одному або декількома горизонтам (реперам) Дивись малюнок 6.

Детальна (зональна) кореляція проводиться для детального вивчення окремих пластів та пачок.

Результати кореляції представляються як кореляційної схеми. Репер (маркуючий горизонт) - це пласт у розрізі свердловини, який різко відрізняється за своїми характеристиками (речовий склад, радіоактивність, електричні властивості і т.д.) від вище-і нижчих пластів. Він повинен:

легко перебувати у розрізі свердловин;

бути у розрізі всіх свердловин;

мати невелику, але постійну величину.

Рис. 6. Реперна поверхня

При зональній кореляції реперну поверхню приймають покрівля продуктивного пласта. Якщо вона розмита – підошву. Якщо вона розмита, то вибирають будь-який витриманий у межах площі пласт, пропласток всередині пласта.

Упорядкування розрізів родовища - типових, середньонормальних, зведених

При виконанні загальної кореляції отримуємо інформацію про напластування порід та їх товщину. Ця інформація потрібна для побудови розрізу родовища. На такому розрізі наводиться усереднена характеристика гірських порід, їх вік та товщина.

Якщо використовується вертикальна товщина пластів – розріз називається типовим розрізом. Такі розрізи становлять промислових площах. На розвідувальних площах складаються середньонормальні розрізи, де використовуються справжні (нормальні) товщини пласта.

У разі, коли розріз родовища істотно змінюється площею - будуються зведені розрізи. При складанні літологічної колонки на зведеному розрізі використовують максимальну товщину кожного пласта, а колонці «товщина» наводиться максимальне і мінімальне значення.

Складання геологічного профільного розрізу родовища

Геологічний профільний розріз - графічне зображення будови надр за певною лінією у проекції на вертикальну площину. Залежно від положення на структурі виділяються профільні (1-1), поперечні (2-4) та діагональні (5-5) розрізи.

Існують певні правила орієнтування лінії профілю на кресленні. Праворуч знаходиться північ, схід, північний схід, південний схід.

Ліворуч - південь, захід, південний захід, північний захід.

Для побудови профільного розрізу родовища найчастіше використовуються масштаби 1:5000, 1:10000, 1:25000, 1:50000, 1:100000.

Щоб уникнути спотворення кутів падіння порід, вертикальний і горизонтальний масштаби приймаються однаковими. Для наочності зображення вертикальний і горизонтальний масштаби приймаються різними. Наприклад, масштаб вертикальний 1:1000, а горизонтальний 1:10000.

Якщо свердловини викривлені - спочатку будуємо горизонтальні та вертикальні проекції викривлених стовбурів свердловин, наносимо вертикальні проекції на креслення та будуємо профіль.

Послідовність побудови профільного розрізу родовища

Проводиться лінія рівня моря – 0-0 і на ній відкладаємо положення свердловини. Становище першої свердловини вибирається довільно. Через отримані точки проводимо вертикальні лінії, на яких у масштабі профілю відкладаємо альтитуди усть свердловин. Сполучаємо гирла свердловин плавною лінією - отримуємо рельєф місцевості.

Рис. 9. Профільний розріз родовища

Від гирла свердловини будуємо стовбури свердловин до вибою. Проекції викривлених стволів переколюємо на креслення. По стволу свердловин відкладаємо глибини залягання стратиграфічних горизонтів, елементи залягання, глибини розривних порушень, що наводяться насамперед.

Побудова структурної картки

Структурна карта- це геологічний креслення, що відображає в горизонталях підземний рельєф покрівлі або підошви якогось одного горизонту, на відміну від топографічної карти, що показує в горизонталях рельєф Земної поверхні, в будові якої можуть брати участь горизонти різного віку.

Структурна карта дає чітке уявлення про будову надр, забезпечує точне проектування експлуатаційних та розвідувальних свердловин, полегшує вивчення покладів нафти та газу, розподіл пластових тисків площею покладу. Приклад побудови структурної карти наведено малюнку 10.

Рис. 10. Приклад побудови структурної картки

При побудові структурної карти базисну площину зазвичай приймають рівень моря, від якого відраховують горизонталі (ізогіпси) підземного рельєфу.

Відмітки нижче за рівень моря беруться зі знаком мінус, вище зі знаком плюс.

Рівні по висоті проміжки між ізогіпсами називаються перерізом ізогіпс.

У промисловій практиці зазвичай застосовуються такі способи побудови структурних карток:

Метод трикутників - для непорушених структур.

Метод профілів - для сильно порушених структур.

комбінований.

Побудова структурної карти способом трикутників у тому, що свердловини з'єднуються лініями, утворюючи систему трикутників, бажано рівносторонніх. Потім між точками розтину пласта проводимо інтерполяцію. З'єднуємо однойменні позначки-отримуємо структурну карту.

Абсолютна відмітка точки розтину пласта визначається за формулою:

+ А.О.=+Al-,

А.О.-абсолютна позначка точки розтину пласта - це відстань по вертикалі від рівня моря до точки розтину пласта, м.

Al- альтитуда гирла свердловини - відстань по вертикалі від рівня моря до гирла свердловин, м. с.

l-глибина розтину пласта - відстань від гирла свердловин до точки розтину пласта, м.

ΣΔ l- Поправка на кривизну свердловин, м.кв.

На малюнку 11 наведено різні варіанти розтину пласта:

Рис. 11. Різні варіанти розтину пласта

Умови залягання нафти, газу та води в надрах

Для здійснення раціональної системи розробки та організації ефективної експлуатації нафтогазоносних пластів необхідно знати їх фізичні та колекторські властивості, фізико-хімічні властивості пластових флюїдів, що містяться в них, умови їх розподілу в пласті, гідрогеологічні особливості пласта.

Фізичні властивості гірських порід - колекторів

Продуктивні пласти нафтових родовищ, що містять вуглеводні, характеризуються такими основними властивостями:

пористістю;

проникністю;

насиченістю порід нафтою, газом, водою за різних умов їх залягання;

гранулометричним складом;

молекулярно-поверхневі властивості при взаємодії з нафтою, газом, водою.

Пористість

Під пористістю гірської породи розуміють наявність у ній порожнин (пор, каверн, тріщин). Пористість визначає здатність породи вміщати пластовий флюїд.

Пористість-відношення обсягу доби зразка до його обсягу, виражене у відсотках.

п=Vп/ Vпро *100%

Кількісно пористість характеризується коефіцієнтом пористості - відношення обсягу доби зразка до обсягу зразка в частках одиниці.

kп=Vп/ Vпро

Різні гірські породи характеризуються різними значеннями пористості, наприклад:

глинисті сланці – 0,54 – 1,4%

глини – 6,0 – 50%

піски - 6,0 - 52%

пісковики – 3,5 – 29%

вапняки, доломіти - 0,65 - 33%

У промисловій практиці виділяються такі види пористості:

загальна (абсолютна, фізична, повна) - це різниця між обсягом зразка та обсягом складових його зерен.

відкрита (пористість насичення) - обсяг всіх сполучених між собою пор і тріщин, в які проникає рідина або газ;

ефективна - обсяг пір, насичених нафтою або газом за вирахуванням вмісту зв'язаної води в порах;

Коефіцієнт ефективності пористості - це добуток коефіцієнта відкритої пористості на коефіцієнт нефтегазонасыщенности.

Карбонатні породи є продуктивними при пористості, що дорівнює 6-10% і вище.

Пористість піщаних порід коливається не більше 3 - 40%, переважно 16-25%.

Пористість визначають шляхом лабораторного аналізу зразків або за наслідками ГІС.

Проникність порід

Проникність гірської породи [до]- здатність її пропускати пластовий флюїд.

Одні породи, наприклад, глини мають високу пористість, але низьку проникність. Інші вапняки – навпаки – малу пористість, але високу проникність.

У нафтопромисловій практиці розрізняють такі види проникності:

абсолютна;

ефективна (фазова);

відносна;

Абсолютна проникність - це проникність пористого середовища під час руху у ній однієї фази (нафти, газу чи води). Як абсолютну проникність прийнято вважати проникність порід, визначену по газу (азоту) - після екстракції та висушування породи до постійної ваги. Абсолютна проникність характеризує природу самого середовища.

Фазова проникність (ефективна) – це проникність породи для даного флюїду за наявності та руху у порах багатофазних систем.

Відносна проникність – це відношення фазової проникності до абсолютної.

При вивченні проникності порід користуються формулою лінійного закону фільтрації Дарсі, за якою швидкість фільтрації рідини в пористому середовищі пропорційна перепаду тиску і обернено пропорційна в'язкості рідини.

V = Q / F =kΔP/ μL ,

Q- Об'ємна витрата рідини через породу за 1 сек. - м 3

V-швидкість лінійної фільтрації - м/с

μ - динамічна в'язкість рідини, н с/м2

F- площа фільтрації - м2

ΔP- перепад тиску на довжині зразка L,МПа

k-Коефіцієнт пропорційності (коефіцієнт проникності), визначається за формулою:

K=QML/FΔP

Одиниці виміру у своїй такі:

[L]-м [F]-м2 [Q]-м3 /с [P]-н/м2 [ μ ]-нс/м2

При всіх значеннях коефіцієнтів рівних одиниці, розмірність k є м2

Фізичний зміст розмірності kце площа. Проникність характеризує величину площі перерізу каналів пористого середовища, якими здійснюється фільтрація пластового флюїду.

У промисловій справі для оцінки проникності користуються практичною одиницею дарсі- яка о 10 12разів менше ніж k=1 м2 .

За одиницю в 1дприймають проникність такого пористого середовища, при фільтрації через зразок якої площею 1 см2 довжиною 1 смпри перепаді тиску 1 кг/см2 витрата рідини в'язкістю 1сП(Санті-пуаз) складає 1 см3 /с. Величина 0,001 д- називається мілідарсі.

Нафто- та газоносні пласти мають проникність близько 10-20 md до 200 md.

Рис. 12. Відносна проникність води та гасу

З рис. 12, видно, що відносна проникність для гасу Як- швидко зменшується зі збільшенням водонасиченості пласта. При досягненні водонасиченості Кв- до 50% коефіцієнт відносної проникності для гасу Якзнижується до 25%. При збільшенні Квдо 80%, Якзнижується до 0 і через пористе середовище чиста вода фільтрується. Зміна відносної проникності води відбувається у зворотному напрямку.

Умови залягання нафти, газу та води у покладах

Нафтові та газові поклади розташовуються у верхніх частинах структур, утворених пористими і непроникними породами, що їх перекривають. (Покришками).Ці структури називаються пастки.

Залежно від умов залягання та кількісного співвідношення нафти та газу поклади поділяються на:

чисто газові

газоконденсатні

газонафтові (з газовою шапкою)

нафтові з розчиненим у нафті газом.

Нафта і газ розташовуються у поклади відповідно до своїх щільностей: у верхній частині залягає газ, нижче - нафта, і ще нижче - вода (див. рисунок 13).

Крім нафти та газу в нафтовій та газових частинах пластів міститься ще й вода у вигляді тонких шарів на стінках пор та субкапілярних тріщин, що утримуються силами капілярного тиску. Цю воду називають «пов'язаної» чи «залишкової».Зміст "пов'язаної" води становить 10-30% від сумарного обсягу порового простору.

Рис.13. Розподіл нафти, газу та води у покладі

Елементи покладу нафти-газу:

водонафтовий контакт (ВНК) - межа між нафтовою та водяною частинами покладу.

газонафтовий контакт (ДНК) - межа між газовою та нафтовою частинами покладу.

газоводяний контакт (ГВК) - межа між газонасиченою та водонасиченою частинами покладу.

зовнішній контур нафтоносності - це перетин ВНК з покрівлею продуктивного пласта.

внутрішній контур нафтоносності - це перетин ВНК з підошвою продуктивного пласта;

приконтурна зона - це частина покладу нафти між зовнішнім та внутрішнім контурами нафтоносності;

Свердловини, пробурені в межах внутрішнього контуру нафтоносності, розкривають нафтовий пласт на всю товщину.

Свердловини пробурені в межах приконтурної зони, що розкривають у верхній частині - нафтонасичений пласт, нижче ВНК - водонасичену частину.

Свердловини, пробурені за профілями зовнішнього контуру нафтоносності, розкривають водонасичену частину пласта.

Коефіцієнт водонасиченості - відношення об'єму води у зразку до обсягу пор зразка.

Kв=Vводи/ Vпір

Коефіцієнт нафтонасиченості - відношення обсягу нафти у зразку до обсягу пір зразка.

Дон=Vнеф/V досі

Між цими коефіцієнтами існує така залежність:

Дон+Дов=1

Товщина продуктивних пластів

У нафтопромисловій практиці розрізняють такі види товщин продуктивних пластів (див. рис.14):

загальна товщина пласта hзаг- сумарна товщина всіх пропластків - проникних та непроникних - відстань від покрівлі до підошви пласта.

ефективна товщина hеф- сумарна товщина пористих і проникних пропластків, якими можливий рух флюїдів.

ефективна нафто- або газонасичена товщина hефн-нас- Сумарна товщина пропластків, насиченою нафтою або газом.

hзаг-(загальна товщина)

еф= h1 +h2ефн-ніс= h1 +h3

Рис. 14 Сміху товщин продуктивних пластів

Для вивчення закономірності зміни товщин складається карта - загальних, ефективних і ефективних нафто - і газонасичених товщин.

Лінії рівних значень товщини називаються ізопахітами, а карта - карта ізопахіт.

Методика побудови аналогічна до побудови структурної карти способом трикутників.

Термобаричні умови надр нафтових та газових родовищ

Знати температуру та тиск у надрах нафтових і газових родовищ необхідно для того, щоб правильно підійти до вирішення питань, що мають як наукове, так і народногосподарське значення:

1.формування та розміщення покладів нафти та газу.

2.визначення фазового стану вуглеводневих скупчень великих глибинах.

.питання технології буріння та закачування глибоких та надглибоких свердловин.

.освоєння свердловин.

Температура у надрах

Численними вимірами температур у свердловинах, що простоюють, зазначено, що з глибиною температура зростає і це зростання може бути охарактеризовано геотермічним ступенем і геотермічним градієнтом.

Зі збільшенням глибини залягання продуктивних пластів підвищується температура. Зміна температури на одиницю глибини зв. геотермічний градієнт. Його величина коливається не більше 2,5 - 4,0%/100 м.

Геотермічний градієнт – це збільшення температури на одиницю довжини (глибини).

grad t = t2 -t1 /H2 -H1 [ 0 С/м]

Геотермічний ступінь [G] - це відстань на яку потрібно заглибитись, щоб температура підвищилася на 10 З.

G = H2 -H1 / t2 -t1 [м/0 З]

Рис. 15. Зміна температури із глибиною

Ці параметри визначаються за вимірами температур у свердловинах, що простоюють.

Виміри температури з глибиною здійснюються або електротермометром по всьому стовбуру свердловини, або максимальним термометром – для наукових цілей.

Максимальний термометр показує максимальну температуру на глибині, яку він спущений. Електротермометр реєструє безперервний запис температури по стовбуру свердловини при підйомі приладу.

Для отримання істинної температури порід свердловина повинна бути спокій довгий час, не менше 25-30 діб, щоб в ній встановився природний тепловий режим, порушений бурінням. За результатами вимірів температур будуються термограми – криві залежності температур від глибини. Використовуючи дані термограм можна визначити геотермічний градієнт та ступінь.

У середньому по Земній кулі геотермічний градієнт має величину 25-30 0З/100м.

Пластовий тиск у надрах нафтових та газових родовищ

Кожен підземний резервуар заповнений нафтою, водою або газом і має енергію пластової водонапірної системи.

Пластова енергія – це потенційна енергія пластового флюїду у полі сили тяжіння Землі. Після того, як буде пробурена свердловина, відбувається порушення рівноваги в природній водонапірній системі: потенційна енергія переходить у кінетичну і витрачається на переміщення флюїдів у пласті до вибоїв експлуатаційних свердловин та підйом їх на поверхню.

Мірою пластової енергії є пластовий тиск – це тиск рідини або газу, що знаходяться в пластах – колекторах в умовах природного залягання.

На нафтових та газових родовищах пластовий тиск (P пл ) з глибиною збільшується кожні 100м глибини на 0,8 - 1,2 МПа, тобто. приблизно 1,0 МПа/100м.

Тиск, що врівноважується стовпом мінералізованої води із щільністю ρ = 1,05 - 1,25 г/см 3 (103кг/м 3) називається нормальним гідростатичним тиском. Розраховується воно так:

Рн.г. = Hρ в/ 100 [МПа]

Н-глибина, м.м.

ρ в- Щільність води, г/см3 , кг/м3 .

Якщо ρ в приймаємо рівним 1,0, то такий тиск називається умовним гідростатичним

Умовний гідростатичний тиск - це такий тиск, який створюється стовпом прісної води густиною 1,0 г/см. 3висотою від гирла свердловини до вибою.

Ру.р.= Н/100 [МПа]

Тиск, який врівноважується промивною рідиною із щільністю ρ ж =1,3 г/см 3і більше, висотою від гирла до вибою свердловини називається надгідростатичним (СГПД) або анамально-високим пластовим тиском (АВПД). Цей тиск на 30 і більше % перевищує умовний гідростатичний тиск та на 20-25% - нормальний гідростатичний.

Відношення АВПД до нормального гідростатичного називається коефіцієнтом аномальності пластового тиску.

Доа=(РАВПД/Рн.г.) >1,3

Тиск нижче гідростатичного - це аномально низький пластовий тиск (АНПД) - це тиск, який врівноважується стовпом рідини для промивання щільністю менше 0,8 г/см. 3. Якщо Ка< 0,8 - это АНПД.

Однією з найважливіших характеристик пласта є гірський тиск – це такий тиск, що є наслідком сумарного впливу на пласт геостатичного та геотектонічного тиску.

Геостатичний тиск - це тиск, який чинить на пласт маса вище товщі порід.

Ртобто.= Hρп/100 [МПа]

Де, ρ п = 2,3 г/см 3 - Середня щільність гірських порід.

Геотектонічне тиск (тиск напруги) - це тиск, що формується, утворюється в пластах в результаті безперервно - уривчастих тектонічних рухів.

Гірський тиск передається самими породами, а всередині порід – їх скелетом (зернами, що складають пласт). У природних умовах гірничому тиску протидіє пластовий тиск. Різниця між геостатичним та пластовим тиском називається ущільнюючий тиск.

Рупл=Рг.е- Рпл

У промисловій практиці під пластовим тиском розуміється тиск в деякій точці пласта, не схильної до впливу вирв депресії сусідніх свердловин (див.рис. 16) Депресія на пласт Δ Pрозраховується за такою формулою:

Δ P = Pпл- Pзаб ,

де, Pпл-пластове тиск

Заб-Тиск на вибої діючої свердловини.

Рис. 16 Розподіл пластового тиску при працюючих свердловинах

Початковий пластовий тиск P0 - це тиск, заміряний в першій свердловині, що розкрила пласт, до відбору з пласта скільки-небудь помітної кількості рідини або газу.

Поточний пластовий тиск - це тиск, що вимірюється на певну дату в свердловині, в якій встановилася відносна статистична рівновага.

Для виключення впливу геологічної структури (глибини виміру) на величину пластового тиску, тиск, заміряний у свердловині, перераховують на середину поверху нафто-або газоносності, на середню точку об'єму покладу або на площину, що збігається з ВНК.

У процесі розробки нафтових або газових покладів тиск постійно змінюється, при контролі за розробкою тиск періодично заміряють у кожній свердловині.

Для вивчення характеру зміни тиску в межах площі покладу будують карти тисків. Лінії рівних тисків називаються ізобарами, а карти – карти ізобар.

Рис. 17. Графік зміни тиску в часі по свердловинах

Систематичний контроль за зміною пластового тиску дозволяє судити про процеси, що відбуваються в пласті, і регулювати розробку родовища в цілому.

Пластовий тиск визначається за допомогою свердловинних манометрів, що спускаються в свердловину на дроті.

Рідини та газ у пласті знаходяться під тиском, який називається пластовим.Від величини пластового тиску Pпл- Залежить запас пластової енергії та властивості рідин і газів у пластових умовах. Pплвизначає запаси газового покладу, дебіти свердловини та умови експлуатації покладів.

Досвід показує, що P0 (початковий пластовий тиск) виміряний у першій пробуреній свердловині, залежить від глибини покладу і може бути приблизно визначено за ф-ле:

P = Hρg [МПа]

H-глибина покладу, м

ρ- густина рідини, кг/м 3

g-прискорення вільного падіння

Якщо свердловина фонтанує (переливає), P пл визначається за формулою:

P пл =Hρg +P (тиск на гирлі)

Якщо в свердловині рівень рідини не доходить до гирла

P пл =H 1ρg

H 1- Висота стовпа рідини в вкв, м.

Рис. 18. Визначення наведеного пластового тиску

У газовому покладі або газовій частині нафтового пласта пластовий тиск практично однаковий по всьому об'єму.

У нафтових покладах пластовий тиск у різних частинах по-різному: на крилах - максимальний, у склепінні - мінімальний. Тому аналіз зміни пластового тиску під час експлуатації покладу не може. Зручніше відносити величини пластового тиску до однієї площини, наприклад, до площини водо-нафтового контакту (ВНК). Тиск, віднесений до цієї площини, називається наведеним (див. рис.18) і визначається за формулами:

P1пр=P1 + х1 ρg

P2пр=P2 - х2 ρg

Фізичні властивості нафти, газу та води

Гази газових родовищ називаються природними газами, а гази, що видобуваються разом із нафтою - нафтовими чи попутними.

Природні та нафтові гази складаються, в основному, із граничних вуглеводнів ряду С n Н 2n+2 : метану, етану, пропану, бутану. Починаючи з пентану (C 5H 12)і вище - це рідини.

Часто вуглеводневі гази у своєму складі містять вуглеводень(CO 2, сірководень H 2S, азот N, гелій He, аргон, Ar, пари ртуті та меркаптани. Зміст CO 2 та H 2S досягає іноді десятків відсотків, а інших домішок - частки відсотків, наприклад, у пластовій суміші АГКМ вміст вуглекислого газу становить 12-15 %, а сірководню 24-30 %.

Молекулярна маса (M) - вуглеводневих газів визначається за такою формулою:

M= ∑MiYi

Mi- молекулярна маса i-го компонента

Yi- Частка i-го компонента в суміші за обсягом.

Щільність-відношення маси речовини до об'єму, що займається.

ρ =m/V [кг/м3 ].

Щільність знаходиться в межах 0,73-1,0 кг/м 3. Насправді користуються відносної щільністю газу - ставлення маси даного газу до маси повітря однакового обсягу.

Відносні густини різних газів наведені нижче:

Повітря - 1,0CH 4 - 0,553N 2- 0,9673C 8H 6 - 1,038CO 2- 1,5291C 3H 8 - 1,523H 2S - 1,1906C 4H 10 - 2,007

Для переходу від обсягу в нормальних умовах до обсягу займаним цією ж кількістю в пластових умовах служить, об'ємний коефіцієнт пластового газу V - обсяг, який зайняв би 1м 3 газу у пластових умовах.

V = V0 Z (TP0 / T0 *P)

Де, V0 - обсяг газу в нормальних умовах при початковому тиску P 0 , та температурі T0 .

V - обсяг газу при поточному тиску P і температурі Т. - коефіцієнт понад стисливість газу.

Об'ємний коефіцієнт пластового газу V знаходиться в межах 0.01-0.0075

В'язкість газу - властивість газу чинити опір переміщенню одних частинок щодо інших. У системі СІ динамічна в'язкість вимірюється в мПа*с (милі-паскаль на секунду), наприклад, динамічна в'язкість води при t 0 200C становить µ=1 мПа*с. В'язкість газу газових родовищ коливається в межах: 0,0131-0,0172 мПа * с.

В'язкість пластової суміші АГКМ становить 0,05 - 0,09 мПа * с.

Розчинність газів у нафті

Об'єм однокомпонентного газу, що розчиняється в одиниці об'єму рідини, прямо пропорційний тиску.

Vг/ Vж = αP

Де, V г - обсяг газу, що розчиняється

V ж - обсяг рідини

Нафта та природний газ

План вивчення теми

• 1. Нафта, її елементний склад.
• 2. Коротка характеристика фізичних властивостей нафти.
• 3. Вуглеводневий газ.
• 4. Компонентний склад та коротка характеристика фізичних властивостей газу.
• 5. Поняття про газоконденсат.
• 6. Походження нафти та газу.
• 7. Нафта як джерело забруднення природного довкілля.

Нафта та природний газ - цінні корисні копалини. І.М.Губкін зазначав, що розгадка походження нафти має як науково-технічний інтерес, а й першорядне практичне значення, т.к. вона дозволяє отримати надійні вказівки, у яких місцях шукати нафту, і як доцільно організувати її розвідку.

Походження нафти - одне з найскладніших і досі остаточно невирішених проблем природознавства. В основу існуючих гіпотез покладено уявлення про органічне та неорганічне походження нафти та газу.

Нафта являє собою суміш вуглеводнів, що містить кисневі, сірчисті та азотні сполуки. Залежно від переважання низки вуглеводнів нафти може бути: метанові, нафтенові, ароматичні.

Товарні якості нафти залежить від вмісту парафіну. Розрізняють нафти: малопарафіністі трохи більше 1 %, слабко парафіністі - від 1% до2; високопарафіністі понад 2%.

Основні фізичні властивості нафти характеризує щільність, об'ємний коефіцієнт, в'язкість, стисливість, поверхневий натяг та тиск насичення.

Вуглеводневий газ знаходиться у надрах Землі у вигляді самостійних скупчень, утворюючи чисто газові поклади або газові шапки, а також у розчиненій воді. Горючий газ є сумішшю граничних вуглеводнів метану, етану, пропану і бутану, нерідко у складі газу присутні більш важкі вуглеводні пентан, гексан, гептан. Вуглеводневі гази зазвичай можуть містити вуглекислий газ, азот, сірководень та невеликі кількості рідкісних газів (гелію аргону, неону).

Природні вуглеводневі гази мають такі фізичні властивості, щільність, в'язкість, коефіцієнт стисливості газу, розчинність газу рідини.

Що таке нафту, природний газ?

Якими основними властивостями мають нафту, гази?

Які є теорії походження нафти?

Які нафти називають парафіністими?

Якими властивостями мають нафту?

Основні:

Додаткові: стор.93-99

Умови залягання нафти, природного газу та пластової води у земній корі

План вивчення теми

• 1. Поняття про породи - колектори. Групи порід – колекторів.
• 2. Порові простору в гірських породах, їх види, форма та розміри.
• 3. Колекторські властивості гірських порід.
• 4. Гранулометричний склад.
• 5. Пористість, тріщинуватість.
• 6. Проникність.
• 7. Карбонатність.
• 8. Методи вивчення колекторських властивостей.
• 9. Нафтогазонасиченість порід - колекторів.
• 10. Породи – покришки. Поняття про природні резервуари та пастки. Водонафтові газонафтові контакти. Контури нафтогазоносності.
• 11. Поняття про поклади та родовища нафти та газу.
• 12. Руйнування покладів.
• 13. Пластові води, їхня промислова класифікація. Рухлива та пов'язана вода.
• 14. Загальні відомості про тиск і температуру в нафтових та газових пластах. Карти ізобарів, їх призначення.

Короткий виклад теоретичних питань.

Природний резервуар - природне містище для нафти, газу і води, всередині якого вони можуть циркулювати і форма, якого обумовлена ​​співвідношенням колектора з породами, що вміщають його (колектор) погано проникними. Виділяють три основні типи природних резервуарів: пластові, масивні, літологічно обмежені з усіх боків.

Гірські породи, що мають здатність вміщувати нафту, газ і воду і віддавати їх у промислових кількостях під час розробки, називаються колекторами. Колектори характеризуються ємнісними та фільтраційними властивостями.

Покришками називають погано проникні гірські породи, що перекривають і екранують скупчення нафти та газу. Наявність покришок - найважливіша умова збереження накопичень нафти та газу.

Пастка - частина природного резервуару, в якому завдяки структурному порогу, стратиграфічному екрануванню, літологічному обмеженню можливе утворення скупчень нафти та газу. Будь-яка пастка є об'ємною тривимірною формою, в якій в силу ємнісних, фільтраційних і екрануючих властивостей накопичуються і зберігаються вуглеводні.

Міграцією нафти та газу називаються різні переміщення цих флюїдів у товщі гірських порід. Розрізняють міграцію первинну та вторинну.

Під покладом нафти та газу розуміються локальні промислові скупчення цих корисних копалин у проникних колекторах - пасток різного типу. Просторово обмежена ділянка надр, що містить поклад або кілька покладів нафти і газу, розташованих на одній площі, називається родовищем.

Запитання для самоконтролю на тему:

Які є види природних резервуарів?

Основні властивості порід – колекторів?

Що таке пастка?

Види пасток нафти та газу?

Види міграції нафти та газу?

Види родовищ нафти та газу?

Нафтогазоносні провінції

План вивчення теми

• 1. Районування нафтогазоносних територій Росії, перспективність розвитку;
• 2. Поняття про нафтогазоносні провінції, області та райони, зони нафтогазононакопичення.
• 3. Основні нафтогазоносні провінції та області Росії.
• 4. Найбільші та унікальні нафтові та нафтогазові родовища Росії.
• 5. Характеристика нафтогазоносних провінцій, що мають розвинену нафтову промисловість (Західно-Сибірську, Волго-Уральську, Тімано-Печорську, Північно-Кавказьку, Східно-Сибірську).
• 6. Основні риси геологічної будови та нафтогазоносність.

Короткий виклад теоретичних питань.

На сході європейської частини РФ розташовуються великі території Волго - Уральська, Прикаспійська нафтогазоносні провінції.

Волго - Уральська нафтогазоносна провінція міцно увійшла до історії нафтогазовидобувної промисловості країни під назвою Другого Баку.

Західно-Сибірська нафтогазоносна провінція відповідає епіпалеозойській платформі, що займає значну частину території величезної Західно-Сибірської низовини.

Прикаспійська нафтогазоносна провінція, розташована на південному сході європейської частини РФ

Необхідно розглянути їх основні риси геологічної будови, нафтогазонність, родовища нафти та газу.

Запитання для самоконтролю на тему:

• 1. Загальна характеристика Волго – Уральської нафтогазоносної провінції?
• 2. Загальна характеристика Західно-Сибірської нафтогазоносної провінції?
• 3. Загальна характеристика прикаспійської нафтогазоносної провінції?
• 4. Основні риси геологічної будови провінцій?

Основні та додаткові джерела на тему

Основні: стор.92 -110; 119 – 132; 215 - 225

Додаткові: стор.105-122

Режими покладів нафти та газу

План вивчення теми

• 1. Джерела енергії в пластах, коротку характеристику режимів роботи нафтових та газових покладів
• 2. Природні режими нафтових та газових покладів, геологічні чинники їх формування та прояви.
• 3. Тиск насичення та його вплив на режим роботи покладів.
• 4. Коротка характеристика водонапірного, упруговодонапірного, газонапірного (режиму газової шапки), розчиненого газу та гравітаційного режимів.
• 5. Характеристика природних режимів газових та газоконденсатних покладів.
• 6. Визначення режимів роботи покладів у процесі дослідно-промислової експлуатації.

Короткий виклад теоретичних питань.

Пластова енергія в покладах нафти та газу може бути така: натиск крайових вод; пружні сили нафти, газу та води; розширення газу розчиненого у нафті; тиск стисненого газу; сила тяжіння. Прояв пластової енергії обумовлюється характером підземного резервуара, типом покладу та формою покладу; колекторськими властивостями пласта всередині покладу та поза нею, складом та співвідношенням флюїдів у покладі, віддаленістю від галузі живлення пластових вод та умовами розробки.

Режимом покладу називається характер прояву пластової енергії, що рухає нафту і газ по пласту до вибоїв свердловин і залежить від природних умов та заходів щодо впливу на пласт.

Залежно від джерела пластової енергії, що забезпечує пересування нафти з пласта в свердловину, існують такі режими нафтових покладів: водонапірний, напруговодонапірний режими; режим розчиненого газу; газонапірний та гравітаційний режими. При одночасному прояві енергії кількох видів прийнято говорити про змішаний або комбінований режим

У розробці газових родовищ використовують водонапірний, газовий, змішаний режими. Водонапірний режим зустрічається дуже рідко.

Технологія розтину продуктивних горизонтів зумовлює підвищення продуктивності свердловин, що покращує приплив нафти і газу зі слабопроникних пропластків, що в кінцевому рахунку сприяє збільшенню нафтовіддачі пластів.

Методи розкриття пластів залежно від пластового тиску та ступеня насиченості пласта нафтою, ступеня дренування, положення газо - водонафтового контакту та глибини залягання пласта та інших факторів.

Конструкцію вибоїв свердловин вибирають з урахуванням літологічних і фізичних властивостей та розташування свердловин на поклади, тому вибої свердловин можуть бути відкритими або з обсадженими стовбурами.

Запитання для самоконтролю