Основи промислової геології газу та нафти. Основи геології нафти та газу

ОСНОВИ ПРОМИСЛОВОЇ ГЕОЛОГІЇ ТА РОЗРОБКИ МІСТОРОДЖЕНЬ НАФТИ І ГАЗУ 1 сторінка

Нафтогазопромислова геологія (НГПГ) - галузь геології, що займається детальним вивченням родовищ і покладів нафти і газу в початковому (природному) стані та в процесі розробки для визначення їхнього народногосподарського значення та раціонального використання надр.

Основні цілі НГПГ полягають у наступному:

Промислово-геологічне моделювання покладів;

Структурування запасів нафти, газу та конденсату;

Геологічне обґрунтування системи розробки нафтових та газових родовищ;

Геологічне обґрунтування заходів щодо підвищення ефективності розробки та нафто-, газо- або конденсатовіддачі.

Завдання НГПГ полягають у вирішенні різних питань, пов'язаних з отриманням інформації про об'єкт досліджень; з пошуками закономірностей, що поєднують спостережені розрізнені факти про будову та функціонування покладу в єдине ціле; у створенні методів обробки, узагальнення та аналізу результатів спостережень та досліджень; в оцінці ефективності цих методів у різних геологічних умовах тощо.

У цьому методичному посібнику пропонуються 11 лабораторних робіт, виконання яких дозволяє засвоїти низку методик збору та обробки геолого-промислової інформації, розібратися в багатьох ключових понять промислової геології, таких як: поклад нафти та газу, межі покладу, неоднорідність продуктивних товщ, кондиційні межі колекторів, недосконалість свердловин, пластовий тиск, фільтраційні характеристики пласта (проникність, гідропровідність,

п'єзопровідність), індикаторна діаграма, крива відновлення тиску (КВД), динаміка розробки, коефіцієнт нафтовіддачі.

Лабораторна робота№ 1 Визначення положення меж нафтового покладу за даними

буріння свердловин

Виявлення внутрішньої будови покладу за даними вимірювань, спостережень та визначень є завданням побудови моделі структури покладу. Важливий етап у вирішенні цього завдання – проведення геологічних кордонів. Форма і тип покладу залежить від характеру обмежують її геологічних кордонів.

До геологічних кордонів належать поверхні: структурні,

пов'язані з контактом порід різного вікута літології; стратиграфічних незгод; тектонічних порушень; а також поверхні, що розділяють породи-колектори (ПК) за характером їхньої насиченості, тобто водонафтові, газонафтові та газоводяні контакти (ВНК, ГНК, ГВК). Більшість покладів нафти і газу пов'язані з тектонічними структурами (складками, підняттями, куполами тощо.), форма яких визначає форму поклади.

Структурні форми, у тому числі форму структурних поверхонь (покрівлі та підошви покладів) досліджують за структурними картами.

Початковими даними для побудови структурної карти є план розташування свердловин і величини абсолютних відміток картованої поверхні в кожній свердловині. Абсолютна позначка - це відстань по вертикалі від рівня моря до поверхні, що картується:

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

де А - альтитуда гирла свердловини, L - глибина залягання поверхні, що картується в свердловині, Д1 - подовження свердловини за рахунок викривлення.

Спосіб трикутників – це традиційний спосіб побудови структурних карт.

Кордони покладів, пов'язані з неоднорідністю колекторів, проводять по лініях, вздовж яких проникні ПК продуктивного пласта в результаті фаціальної мінливості втрачають колекторські властивості і переходять у непроникні або сталося виклинювання або розмив пласта. При невеликій кількості свердловин положення лінії заміщення колекторів, ліній виклинювання або розмиву проводять умовно на половині відстані між парами свердловин, в одній з яких пласт складений ПК, а в іншій - непроникними породами або пласт не відкладався або розмитий.

Більше правильне положення лінії фаціального переходу колекторів визначається на картах зміни параметрів пластів: пористості,

проникності, амплітуди потенціалу мимовільної поляризації

(СП) і т.д., якими встановлено кондиційний межа, тобто. значення параметра, у якому пласт втрачає свої колекторські властивості.

Положення ВНК покладу обґрунтовується шляхом побудови спеціальної схеми. В першу чергу розглядають свердловини, несуть інформаціюпро становище ВНК. Це свердловини, що знаходяться у водонафтовій зоні, в яких ВНК можна визначити за даними ГІС. Використовуються також свердловини з чисто нафтової та водяної зон, в яких, відповідно, підошва і покрівля пласта знаходяться в безпосередній близькості від ВНК.

На схему наносять колонки вибраних свердловин із зазначенням характеру насиченості пластів (нафта, газ чи вода) за даними ГІС, інтервали перфорації та результати випробування свердловин. На підставі цієї інформації вибирають і проводять лінію, що найбільш повно відповідає положенню ВНК.

На плані (карті) межами покладу є контури нафтогазонності. Розрізняють зовнішній та внутрішній контури нафтогазоносності. Зовнішній контур – це лінія перетину ВНК (ГВК, ГНК) з покрівлею пласта, а внутрішній контур – це лінія перетину ВНК (ГВК, ГНК) з підошвою пласта. Зовнішній контур знаходять на структурній карті по даху пласта, а внутрішній - на структурній карті по підошві пласта. У межах внутрішнього контуру розташована нафтова або газова частини покладу, а між внутрішнім та зовнішнім контурами - водонафтова, або водогазова.

При горизонтальному ВНК (ГНК, ГВК) положення ліній контурів нафтогазоносності знаходять на структурних картах поблизу

відповідної ізогіпси, що відповідає прийнятому

гіпсометричному положенню контакту При горизонтальному положенні контакту лінії контурів не перетинають ізогіпси.

Якщо продуктивний горизонт складається з безлічі пластів, що характеризуються уривчастим літологічно невитриманим

будовою, то положення контурів нафтоносності загалом для горизонту визначається при поєднанні структурних карт по покрівлі кожного пласта (на ці карти завдають також межі заміщення колекторів та контур нафтоносності для даного пласта).

На суміщеній карті отримують кордон покладу складної форми, що проходить на окремих ділянках лініями заміщення колекторів, а на інших - по лінії зовнішнього контуру в межах різних пластів.

Вихідними даними для виконання запропонованої роботи є: таблиця з відомостями про альтитуди усть свердловин, подовження, глибини залягання покрівлі пласта, товщини пласта, глибину ВНК; схема розташування свердловин

1.Визначте абсолютні позначки залягання покрівлі та підошви пласта.

2. Розрахуйте абсолютні позначки ВНК у свердловинах та обґрунтуйте положення ВНК по покладу в цілому.

е. Визначте на плані розташування свердловин межі поширення колекторів.

4. Побудуйте структурні карти по покрівлі та підошві пласта та дайте їх аналіз.

5. Покажіть на зазначених структурних картах положення зовнішнього та внутрішнього контурів нафтоносності.

6.Охарактеризуйте тип покладу нафти та обґрунтуйте його положення в сучасних класифікаціях покладів нафти та газу.

ПРИКЛАД. Визначити межі покладу на даній схемі розташування свердловин за даними буріння та геофізичних досліджень (таблиця 1.1), глибин відбивання ВНК.

Таблиця 1.1

Глибина відбивання ВНК по ГІС визначена у трьох свердловинах: скв.2 (2120.3м), скв.7 (2124.4м) та скв.6 (2121.5м).

Хід виконання завдання:

За формулою (1.1) визначаються абсолютні позначки покрівлі пласта (результати розрахунку наведені у таблиці 1.1). Ця формула застосовна визначення абсолютної позначки ВНК, що становить переважають у всіх трьох свердловинах мінус 1998м.

Якщо припустити, що поверхня ВНК плоска і горизонтальна, даних по трьох свердловинах достатньо, щоб зробити оконтурювання поклади, так як площина визначається трьома точками.

Абсолютні позначки підошви пласта у разі простіше визначити, використовуючи дані про товщині пласта (результати розрахунку наведено у таблиці 1.1). Структурні карти по покрівлі та підошві пласта будуються за абсолютними відмітками зазначених поверхонь (Рис. 1.1 та 1.2).

На картах виявляється витягнута в субширотному напрямку антиклінальна структура, ускладнена двома банями. Структура є пасткою вуглеводнів за наявності інших сприятливих умов.

Зовнішній контур нафтоносності проводиться на структурній карті по даху пласта, а внутрішній контур нафтоносності - на структурній карті по підошві пласта по ізолінії -1998м.

Контури покладу незамкнені. По досліджуваній частині покладу її можна охарактеризувати як пластову склепіння, оскільки вона приурочена до склепіння структури, ПК мають однорідну будову і невелику товщину.

Нафтова зона обмежена внутрішнім контуром нафтоносності, а водонафтова зона обмежена внутрішнім та зовнішнім контурами нафтоносності.

Лабораторна робота № 2 Визначення макронеоднорідності продуктивного горизонту

Мета цієї роботи - знайомство з поняттям геологічної неоднорідності з прикладу макронеоднорідності, яка враховується виділення експлуатаційних об'єктів і виборі системи розробки. Розвиток методів вивчення геологічної неоднорідності та обліку її при підрахунку запасів та розробці покладів – найважливіше завдання промислової геології.

Під геологічною неоднорідністю розуміють мінливість природних характеристикнафтогазононасичених порід у межах покладу. Геологічна неоднорідність впливає на вибір систем розробки і на ефективність вилучення нафти з надр, на ступінь залучення обсягу покладу в процесі дренування.

Розрізняють два основні види геологічної неоднорідності: макронеоднорідність та мікронеоднорідність.

Макронеоднорідність відбиває морфологію залягання порід-колекторів обсягом поклади, тобто. характеризує розподіл у ній колекторів та неколекторів.

Для вивчення макронеоднорідності використовуються матеріали ГІС з усіх пробурених свердловин. Надійну оцінку макронеоднорідності можна отримати лише за наявності кваліфіковано виконаної детальної кореляції продуктивної частини розрізів свердловин.

Макронеоднорідність вивчають по вертикалі (за товщиною горизонту) і простягання пластів (за площею).

За товщиною макронеоднорідність проявляється у розчленованості продуктивного горизонту на окремі пласти та прошарки.

По простяганню макронеоднорідність проявляється у мінливості товщин порід-колекторів до нуля, тобто. наявності зон відсутності колекторів (літологічного заміщення чи виклинювання). У цьому важливого значення має характер зон поширення колекторів.

Макронеоднорідність відображається графічними побудовами та кількісними показниками.

Графічно макронеоднорідність по вертикалі (за товщиною об'єкта) відображається за допомогою геологічних профілів(Мал. 2.1.) та схем детальної кореляції. По площі вона відображається за допомогою карт розповсюдження колекторів кожного пласта (Рис.2.2.), на яких показуються межі площ поширення колектора та неколектора, а також ділянки злиття сусідніх пластів.

Рис.2.2. Фрагмент карти розповсюдження порід-колекторів одного з пластів горизонту: 1 - ряди свердловин (Н - нагнітальних; Д - видобувних), 2 - межі поширення порід-колекторів, 3 - межі зон злиття, ділянки 4 - розповсюдження порід-колекторів, 5 - відсутності порід-колекторів, 6 - злиття пласта з вищим пластом, 7 - злиття пласта з нижчим пластом.

Існують такі кількісні показники, Що характеризують макронеоднорідність:

1. Коефіцієнт розчленованості, що показує середню кількість пластів

(прослоїв) колекторів у межах покладу, Кр = (X Щ)/ N (2.1), де n -

число прошарків колекторів в i-й свердловині; N – число свердловин.

2. Коефіцієнт піщанистості, що показує частку обсягу колектора (або товщини пласта) загальному обсязі(Товщині) продуктивного горизонту:

Кпесч = [ X (Кф ^ бщ)] i / N (2.2), де h ^ - ефективна товщина пласта

свердловині; N – число свердловин. Коефіцієнт піщанистості є добрим носієм інформації ще з таких міркувань: він пов'язаний кореляційними залежностямиз багатьма іншими геологофізичними параметрами та характеристиками експлуатаційних об'єктів: розчленованістю, уривчастістю пластів за площею, літологічною їхньою пов'язаністю по розрізу та ін.

Як показник макронеоднорідності, що враховує і розчленованість, і піщанистість, застосовують комплексний показник -

Коефіцієнт макронеоднорідності: К м = (X n i )/(X h i ) (2.3), де n -

i=1 i =1

кількість проникних прошарків; h - товщина розкритих свердловиною проникних прошарків. Коефіцієнт макронеоднорідності характеризує розчленованість об'єкта розробки на одиницю товщини.

3. Коефіцієнт літологічної зв'язаності - коефіцієнт злиття, що оцінює ступінь злиття колекторів двох пластів, К сл = S^/S^ де S CT - сумарна площа ділянок злиття; Sj. - площа поширення колекторів у межах покладу. Чим більший коефіцієнт літологічної зв'язаності, тим вище рівень гідродинамічної сполученості суміжних пластів.

4. Коефіцієнт поширення колекторів на площі покладу, що характеризує ступінь уривчастості їх залягання площею (заміщення колекторів непроникними породами),

До розп = SA де S - сумарна площа зон поширення колекторів пласта;

5. Коефіцієнт складності меж поширення колекторів пласта, необхідний вивчення та оцінки складності будови переривчастих, фаціально мінливих пластів, К сл = L^/n, де - сумарна довжина кордонів ділянок з поширенням колекторів; П – периметр покладу (довжина зовнішнього контуру нафтоносності). Встановлено, що з неоднорідним, уривчастим пластам у міру ущільнення сітки свердловин коефіцієнт складності постійно знижується. Це вказує на те, що навіть при щільній сітці свердловин, що видобувають, всі деталі мінливості пластів ще залишаються невідомими.

6. Три коефіцієнти, що характеризують зони поширення колекторів з погляду умов витіснення їх нафти:

Кспл = Ясіл / Як; Кпл = S^S* Кл = S^S*

де К спл, Кпл, К л - відповідно коефіцієнти суцільного поширення колекторів, напівлінз та лінз; Я спл - площа зон суцільного поширення, тобто. зон, що отримують вплив витісняючого агента не менше, ніж з двох сторін; S ra – площа напівлінз, тобто. зон, які отримують односторонню дію; - площа лінз, які не мають впливу; К спл + К пл + К п =1.

Вивчення макронеоднорідності дозволяє вирішувати такі завдання при підрахунку запасів та проектуванні розробки: моделювати форму складного геологічного тіла, що служить вмістилищем нафти або газу; виявляти ділянки підвищеної товщини колекторів, що виникає в результаті злиття прошарків (пластів), та відповідно можливі місця перетікання нафти та газу між пластами при розробці покладу; визначати доцільність поєднання пластів у єдиний експлуатаційний об'єкт; обґрунтовувати ефективне розташування видобувних та нагнітальних свердловин; прогнозувати та оцінювати ступінь охоплення покладу розробкою; підбирати аналогічні за показниками макронеоднорідності поклади з метою перенесення досвіду розробки раніше освоєних об'єктів.

Вихідними даними при виконанні завдання є таблиця з даними про товщини горизонту та порід-колекторів, з яких він складний, схема розташування свердловин, відомості про поклади (глибина залягання покладу, літологічний тип колектора, проникність колекторів, в'язкість нафти, режим покладу, розміри покладу) .

1. Побудувати карти ізопахіт для кожного пласта та горизонту в цілому, вказати на них межі поширення колекторів та дати їх аналіз.

Визначити коефіцієнти, що характеризують макронеоднорідність горизонту.

ПРИКЛАД. Визначте коефіцієнти піщанистості, розчленованості, макронеоднорідності багатопластового горизонту.

Дані у таблиці 2.1.

Розрахункові дані представлені у таблиці 2.2

За формулами 2.1, 2.2, 2.3 визначаємо, що коефіцієнт розчленованості Кр = 32/14 = 2,29; коефіцієнт піщанистості Кпесч = 280/362 = 0,773;

коефіцієнт макронеоднорідності Км = 32/280 = 0,114.

Спільне використання Кр, Кпесч, Км дозволяє скласти уявлення про макронеоднорідність розрізу: чим більше Кр, Км і менше Кпесч, тим вище макронеоднорідність. До порівняно однорідним відносяться пласти (горизонти) з Кпесч > 0,75 і Кр< 2,1. К неоднородным соответственно относятся пласты (горизонты) с Кпесч < 0,75 и Кр >2.1. За цими критеріями горизонт, розглянутий у прикладі, можна охарактеризувати як слабо неоднорідний (Кпесч = 0,773, Кр = 2,29)

Лабораторна робота № 3 Визначення кондиційних меж параметрів продуктивних пластів

Правильний підрахунок запасів нафти та газу передбачає розкриття внутрішньої структури підрахункового об'єкта, знання якої необхідне організації ефективної розробки покладів, зокрема для вибору системи розробки. Для виявлення внутрішньої структури покладу необхідно знати становище у плані кордонів між колекторами і неколекторами, проведених за значеннями фільтраційно-ємнісних (чи інших) властивостей порід, званим кондиційними .

Кондиційні межі параметрів продуктивних пластів - це граничні значення параметрів, за якими породи продуктивного пласта поділяють на колектори та неколектори, а також на колектори з різними промисловими характеристиками з метою більш надійного виділення в загальному обсязі покладу її ефективного обсягу в цілому та обсягів різної продуктивності. .е. визначення кондицій колекторів означає визначення критеріїв виділення у розрізі колекторів та його класифікацію з літології, продуктивності тощо.

Кондиції на запаси - це сукупність вимог до геологофізичних, техніко-економічних та гірничо-технічних параметрів покладу, що забезпечують досягнення модельного нафтовидобування при рентабельності процесу розробки з дотриманням законодавства з охорони праці, надр та навколишнього середовища. Визначення кондицій за запасами застосовується для оцінки промислових можливостей покладу та класифікації геологічних запасів за їх промисловою значимістю.

Кондиції колекторів обумовлюються великою групою факторів, що визначають фільтраційно-ємні властивості порід (ФЕС). Основними параметрами, що впливають на ФЕС, є пористість, проникність, нафто-, газо-, бітумонасиченість, що доповнюються параметрами карбонатності, глинистості, залишкової води, характеру нафто-, газо-, бітумонасичення, гранулометричного складу, речовинно-генетичної типізації, параметрами геофізичних досліджень свердловин ) - параметром насичення, параметром пористості та інших., і навіть промисловими показниками - продуктивністю чи питомим дебітом. Методом обґрунтування кондицій є кореляційний аналіз між зазначеними властивостямипорід за даними лабораторного дослідження керна, за даними ГІС та гідродинамічних досліджень.

Кондиції на запаси залежать від суспільних потреб у вуглеводневій сировині та від рівня техніко-технологічного розвитку нафто-, газо-, бітумодобування. Кондиції на запаси обґрунтовують з урахуванням питомих запасів, початкового та кінцевого дебіту свердловин, коефіцієнта витіснення, коефіцієнта вилучення нафти (КІН), системи розробки, граничної собівартості. Методом обґрунтування кондицій є техніко-економічні розрахунки щодо варіантів розробки об'єкта.

Виділення колекторів.

Природний резервуар, що містить вуглеводні, включає, принаймні, породи двох класів: колектори та неколектори. Ці класи відрізняються структурою порового простору, значеннями петрофізичних параметрів, характером їхнього розподілу.

Межі класів - це межі якісного та кількісного переходу від одних властивостей до інших, що не залежать від застосовуваних технологій освоєння продуктивних пластів. Однак слід враховувати, що при застосуванні методів інтенсивного впливу на пласт, які істотно впливають на структуру порового простору (розширення каналів фільтрації, розчинення карбонатів при фізико-хімічному впливі, створення тріщин та ін.), можна переводити колектори у вищі класи, а при застосуванні методів кальмотації – у нижчі.

Вище вже було зазначено, що основними параметрами, що характеризують колектори, є пористість Кп, проникність Кпр, вміст залишкової води Ків, для колектора, що містить вуглеводні - нафто-, газо-, бітумонасиченість Кн(г, б).

Залежності між геологічними та промисловими параметрами є статистичними, складними, що включають складові, що характеризують певні класи порід чи колекторів. При обробці таких залежностей використовується метод найменших квадратів. Практика показала, що ці залежності апроксимуються параболою Y = a * X b.

Зміна характеру залежності контролюється зміною коефіцієнтів параболи для різних ділянок поля кореляції, а точки перетину парабол вказують на положення меж класів.

Для знаходження цих меж часто будують поле кореляції в білогарифмічних координатах (спосіб лінеаризації), де парабола перетворюється на пряму: LgY=Lga+b*LgX. Крапки перетину прямих вказують на межі класів.

Аргумент та функцію слід вибирати за фізичного змісту, наприклад, у парі Кп-Кб: Кп - аргумент, а Кб - функція, у парі Кп-Кпр: Кп - аргумент, Кпр - функція.

Як основу визначення меж класів рекомендується поле кореляції Кпр=f (Кп).

Розрізняють дві кондиційні межі. Перша межа - це межа, вище за яку порода може містити у.в. Друга межа - це межа, вище за яку порода здатна віддавати у.в. Перша межа – це нижня межа колектора, друга межа – це межа продуктивного колектора. Перша межа встановлюється за даними літолого-петрографічних досліджень керна та петрофізичних властивостей порід. Друга межа встановлюється за результатами досліджень характеристик витіснення на зразках керна, по кривих фазової проникності, залежно від залишкової води від пористості і проникності. Друга межа має підтверджуватись результатами випробування свердловин – порівнянням проникності з продуктивністю. Залежність продуктивності (або питомого дебіту) від проникності з урахуванням мінімальної величини дебіту, нижче за який розробка не рентабельна, дозволяє визначити третю межу - технологічну.

ГІС є наймасовішим видом досліджень. За даними ГІС здійснюється визначення основних параметрів пластів та їх класифікація.

Існує два шляхи обґрунтування кондицій за даними промислової геофізики.

Нафта та природний газ. Нафта, її елементний склад. Коротка характеристика фізичних властивостей нафти. Вуглеводневий газ. Компонентний склад та коротка характеристикафізичних властивостей газу. Поняття про конденсат

Умови залягання нафти, природного газу та пластової води у земній корі. Породи-колектори. Літологічні типи порід-колекторів. Порові простори в гірських порідах, їх види, форма, розміри. Колекторські властивості гірських порід. Пористість, тріщинуватість. Проникність. Карбонатність. глинистість. Методи вивчення колекторських властивостей. Нафтогазозанасиченість порід-колекторів. Породи-покришки.

Поняття про природні резервуари та пастки. Поняття про поклади та родовища нафти та газу. Водонафтові, газонафтові контакти. Контури нафтогазоносності. Класифікація покладів та родовищ

Походження нафти та газу. Міграція та акумуляція вуглеводнів. Руйнування покладів.

Пластові води нафтових та газових родовищ, їхня промислова класифікація. Загальні відомостіпро тиск і температуру в нафтових та газових пластах. Аномально високі та аномально низькі пластові тиски. Карти ізобарів, їх призначення.

Поняття про нафтогазоносні провінції, області та райони, зони нафтогазононакопичення. Основні нафтогазоносні провінції та області Росії. Найбільші та унікальні нафтові та нафтогазові родовищаРосії

Методичні вказівки

При бурінні нафтових і газових свердловин і розробці нафтових і газових родовищ основними є знання з нафтової геології, а саме, необхідно знати склад і фізичні властивості нафти і газу, умови їх залягання в земній корі. Завжди залишається актуальним питанняпро походження нафти Сьогодні вчені намагаються вийти за межі загальновизнаної органічної теорії походження, щоб робити відкриття нових родовищ. Однак для початку, вивчіть сутність органічної та неорганічної теорій походження нафти та газу та докази на користь кожної з них.

Порода-колектор це порода, здатна містити в собі нафту і газ і віддавати їх при перепаді тиску. Породами - колекторами можуть бути піски та пісковики, алеврити та алевроліти (теригенні), вапняки та доломіти (карбонатні).

Газ, нафту, води у межах пастки розподіляються під впливом гравітаційних сил залежно від своїх щільності. Газ, як найлегший флюїд, знаходиться у верхній частині пастки, під ним залягає нафта, під нафтою - вода. ВНК – водонафтовий контакт, ГНК – газонафтовий контакт, ГВК – газоводяний контакт. Замалюйте газонафтовий поклад та підпишіть ГНК та ВНК. Розгляньте та замалюйте різні типипасток та покладів.

Вивчіть принципи районування нафтогазоносних територій. Основним є тектонічний принцип. Більшість нафтогазоносних провінцій Росії перебуває у межах платформних територій. З ними пов'язані провінції переважного палеозойського та мезозойського нафтогазононакопичення. На території Росії та суміжних держав розташовані дві стародавні платформи – Російська та Сибірська. На Російській платформі виділяють Волго-Уральську, Тімано-Печорську, Прикаспійську, Прибалтійську нафтогазоносні провінції. На Сибірській платформі виділяють Лено-Тунгуську, Лено-Вілюйську, Єнісейсько-Анабарську нафтогазоносні провінції. Вище перераховані провінції стародавніх платформ, а молодим платформ приурочені Західно-Сибірська і Північно-Кавказька нафтогазоносні провінції. Провінції складчастих територій приурочені до міжгірських западин, прогинів переважно альпійської складчастості(Далекосхідна). Провінції перехідних територій відповідають передгірським прогинам – Предкавказька Предуральська, Передвехоянська нафтогазоносні провінції. У межах провінцій виділяють нафтогазоносні області, усередині областей – нафтогазоносні райони, усередині районів – зони нафтогазононакопичення, що складаються з родовищ.

Література1, стор.126-203

Запитання для самоконтролю

1. Що таке нафту, які хімічні елементи входять до її складу?

2. Класифікація нафти за товарними якостями.

3. Що таке щільність, в'язкість нафти і чому вона дорівнює? Одиниці виміру. Від яких чинників залежить густина нафти? Де щільність нафти більша: у пластових чи поверхневих умовах? Поясніть чому?

4. Які оптичні властивості, теплові та електричні нафти ви знаєте?

5. Чому рівні об'ємний та перерахунковий коефіцієнти, усадка нафти? Чому необхідне їх застосування у практиці. Що таке тиск насичення, газовий фактор та газозміст?

6. Який хімічний складмають природні вуглеводневі гази? Розкажіть про щільність та в'язкість природних вуглеводневих газів.

7. Що розуміють під «сухим» та «жирним» вуглеводневим газом?

8. Розкажіть про стисливість та розчинність природних вуглеводних газів.

9. Що являє собою конденсат? Який його склад та щільність? Що є газогідратами?

10. Який хімічний склад та властивості мають пластові води нафтових та газових родовищ?

11. Що таке мінералізація та як вона змінюється з глибиною?

12. Від чого залежить щільність та в'язкість пластових вод? Від чого залежить стисливість пластових вод? Які електричні властивості пластових вод і чого вони залежать?

13. Назвіть типи вод класифікації Суліна, які їх супроводжують нафти?

14. Які гірські породи називають колекторами? Назвіть літологічні типи порід-колекторів.

15. Які види пустотного простору бувають? Охарактеризуйте їх.

16. Що розуміємо під пористістю порід-колекторів? Наведіть коефіцієнти загальної та відкритої пористості.

17. Що таке проникність? Назвіть розмірність проникності. Закон Дарсі.

18. Що розуміється під нафтонасиченістю (газонасиченістю)?

19. Що називається породами-покришками? Які породи ними можуть бути?

20. Природні резервуари та пастки нафти та газу. Поклади нафти та газу. Наведіть поняття.

21. Що називається природними резервуарами? Намалюйте їх типи.

22. Що називається пасткою нафти та газу? Наведіть малюнки пасток різного типу.

23. Що таке поклад нафти та газу, родовище нафти та газу? Намалюйте

газонафтову поклад, нафтову поклад, газову поклад?

24. Як у пастці розподіляються газ, нафта, вода? Від якого фактора залежить

Поняття про створення родовищ нафти. Схема розміщення свердловин, методи впливу на пласт - внутрішньоконтурне і законтурне заводнення. Поняття контролю за розробкою родовища.

Поняття про методи підвищення нафтовіддачіпластів. Теплові методи

Нафтовімісце народження

Гірські породи, що становлять земну товщу, поділені на два основні види - вивержені та осадові.

· Вивержені породи-утворюються при застиганні рідкої магми в товщі земної кори(граніт) або вулканічних лавна землі (базальт).

· Осадові породи-утворюються шляхом осадження (головним чином водному середовищі) та подальшого ущільнення мінеральних та органічних речовин різного походження. Ці породи зазвичай залягають пластами. Певний періодчасу протягом якого йшло формування комплексів гірських порід у певних геологічних умовах називається геологічною ерою(ератемою). Співвідношення цих пластів у розрізі земної кори щодо один одного вивчається СТРАТИГРАФІЄЮ і зведено до стратиграфічної таблиці.

Стратиграфічна таблиця

Стародавніші відкладення відносять до криптозойської еонотеми, яка розділена на АРХЕЙ і ПРОТЕРОЗОЙ. Таксонометрична шкала докембрійських відкладень не розроблена.

Усі гірські породи мають пори, вільні простору між зернами, тобто. мають пористість. Промислові скупчення нафти (газу) містяться головним чином осадових породах - пісках, пісковиках, вапняках, є хорошими колекторами для рідин і газів. Ці породи мають проникність, тобто. здатністю пропускати рідини та гази через систему численних каналів, що зв'язують порожнечі в породі.

Нафтаі газзустрічаються в природі у вигляді скупчень, що залягають на глибинах від кількох десятків метрів до кількох кілометрів від земної поверхні.

Пласти пористої породи, пори та тріщини якої заповнені нафтою, Називаються нафтовими пластами (газовими) або горизонтами.

Пласти, в яких є скупчення нафти ( газу) називаються покладами нафти ( газу).

Сукупність покладів нафтиі газу, сконцентрованих у надрах на одній і тій же території та підлеглих у процесі утворення однієї тектонічної структури називається нафтовим (газовим) родовищем.

Зазвичай поклади нафти (газу) буває приурочена до певної тектонічної структури, під якою розуміють форму залягання порід.

Пласти осадових гірських порід, що спочатку залягали горизонтально, в результаті впливу тисків, температур, глибинних розривів піднімалися або опускалися в цілому або відносно один одного, а так само згинали складки різної форми.

Складки, звернені опуклістю нагору, називаються антикліналями, а складки спрямовані опуклістю вниз - синкліналями.

Антикліналь Синкліналь

Сама висока точкаАнтикліналі називається її вершиною, а центральна частина склепінням. Похилі бічні частини складок (антикліналей та синкліналів) утворюють крила. Антикліналь, крила якої мають кути нахилу, однакові з усіх боків, називається куполом.

Більшість нафтовихі газовихпокладів світу присвячені антиклінальним складкам.

Зазвичай одна складчаста система верств (пластів) є чергування опуклостей (антиклиналей) і увігнутостей (синкліналей), причому у таких системах породи синкліналей заповнені водою, т.к. вони займають нижню частину структури, нафту (газ) А, якщо вони зустрічаються, заповнюють пори порід антикліналей. Основними елементами, що характеризують залягання пластів, є

· Напрямок падіння;

· Простягання;

· кут нахилу

Падіння пластів-це нахил шарів земної кори до горизонту, Найбільший кут, утворений поверхнею пласта з горизонтальною площиноюназивається кутом падіння пласта.

Лінія, що лежить у площині пласта і перпендикулярна до його падіння, називається простяганням пласта

Структурами, сприятливими для накопичення нафти, крім антикліналів, є монокліналі. Монокліналь - це поверх залягання пластів гірських порід з однаковим нахилом в один бік.

При утворенні складок зазвичай пласти лише зминаються, але з розриваються. Однак у процесі гороутворення під дією вертикальних сил пласти нерідко зазнають розриву, утворюється тріщина, вздовж якої пласти зміщуються відносно один одного. У цьому утворюються різні структури: скидання, скидання, надвиги, грабели, горети.

· Скидання - зміщення блоків гірських порід відносно один одного по вертикальній або круто похилій поверхні тектонічного розриву. Відстань по вертикалі, на яку змістилися пласти, називаються амплітудою скидання.

· Якщо по тій же площині відбувається не падіння, а підйом пластів, то таке порушення називають скиданням (зворотним скиданням).

· Надвіг - розривне порушення, при якому одні маси гірських порід насунуті на інші.

· Грабель - опущена за розломами ділянка земної кори.

Горет - піднята за розломами ділянка земної кори.

Геологічні порушення дуже впливають на розподіл нафти (газу) у надрах Землі - в одних випадках вони сприяють її нагромадженню, в інших навпаки, можуть бути шляхами обводнення нафтогазонасиченихпластів або виходу на поверхню нафти та газу.

Для утворення нафтового покладу необхідні такі умови

§ Наявність пласта-колектора

§ Наявність над ним та під ним непроникних пластів (підошва та покрівля пласта) для обмеження руху рідини.

Сукупність цих умов називається нафтовою пасткою. Розрізняють

§ Звідову пастку

§ Літологічно екрановані

§ Тектонічно екрановані

§ Стратиграфічно екрановані

ФЕДЕРАЛЬНА БЮДЖЕТНА ДЕРЖАВНА ОСВІТАЛЬНА УСТАНОВА ВИЩОЇ ПРОФЕСІЙНОЇ ОСВІТИ

«КУБАНСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНОЛОГІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ»

Факультет очного навчанняінституту нафти, газута 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 Розробка та експлуатація

130504 Буріння нафтових та газових свердловин.

бакалаврів за напрямом 131000 «Нафтогазова справа»

Укладач: старший викладач

Шостак О.В.

КРАСНОДАР 2012

лекція 3- ОСОБЛИВОСТІ НАКОПЛЕННЯ І ПЕРЕТВОРЕННЯ ОРГАНІЧНИХ СПОЛУКІВ ПРИ ЛІТОГЕНЕЗІ………………………………….19
лекція 4 - СКЛАД І ФІЗИКО-ХІМІЧНІ ВЛАСТИВОСТІ НАФТИ І ГАЗУ….2 5
лекція 5 - ХАРАКТЕР ЗМІНИ СКЛАДУ І ФІЗИКО-ХІМІЧНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ НАФТИ І ГАЗУ В ЗАЛЕЖНОСТІ ВІД ВПЛИВУ РІЗНИХ ПРИРОДНИХ ФАКТОРІВ…………………………………………………………… 4 5
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
ВСТУП

Серед найважливіших видівпромислової продукції одне з основних місць займають нафту, газ та продукти їх переробки.

До початку XVIIIв. 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.

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.

1.1. Коротка історія розвитку нафтогазовидобутку
Сучасним методам видобутку нафти передували примітивні методи:

• 
  збирання нафти з поверхні водойм;
• 
  обробка пісковика або вапняку, просоченого нафтою;
• 
  вилучення нафти з ям та колодязів.

Обробка пісковика або вапняку, просоченого нафтою, з метою її вилучення вперше описані італійським ученим Ф. Аріосто в ХV ст: недалеко від Модени в Італії нафтовмісні грунти подрібнювалися і підігрівалися в котлах; потім їх поміщали в мішки та віджимали за допомогою преса. У 1819 р. у Франції нафтовмісні пласти вапняку та пісковику розроблялися шахтним способом. Добуту породу поміщали у чан, заповнений гарячою водою. При перемішуванні на поверхню води виринала нафта, яку збирали черпаком. У 1833-1845 р.р. на березі Азовського морядобували пісок, просочений нафтою. Потім його поміщали в ями з похилим дном і поливали водою. Вимиту з піску нафту збирали з поверхні води пучками трави.

Видобуток нафти з ям та колодязівтакож відома з давніх-давен. У Кісії - давній області між Ассирією та Мідією у V ст. до н.е. нафту видобували за допомогою шкіряних відер бурдюків.

В Україні перші згадки про видобуток нафти відносяться до початку ХV ст. Для цього рили ями-копанки глибиною 1,5-2 м, куди просочувалася нафта разом із водою. Потім суміш збирали бочки, закриті знизу пробками. Коли легша нафта виринала, пробки виймали і воду зливали. До 1840 р. глибина ям-копанок досягла 6м, а пізніше нафту почали витягувати з колодязів глибиною близько 30 м-коду.

На Керченському і Таманському півостровах видобуток нафти з давніх-давен вироблялася за допомогою жердини, до якої прив'язували повсть або пучок, зроблений з волосся кінського хвоста. Їх спускали в колодязь, а потім вичавлювали нафту в підготовлений посуд.

На Апшеронському півострові видобуток нафти з колодязів відомий з 13 ст. н.е. При їх будівництві спочатку відривалася яма на зразок зверненого конуса до самого нафтового пласта. Потім з обох боків ями робилися уступи: при середній глибині занурення конуса 9,5 м не менше семи. Середня кількість землі, вийнятої під час копання такого колодязя, становила близько 3100 м 3 далі стінки колодязів від самого дна до поверхні кріпили дерев'яним зрубом або дошками, У нижніх вінцях робили отвори для притоку нафти. Її черпали з колодязів бурдюками, які здіймалися ручним коміром або за допомогою коня.

У своєму звіті про поїздку на Апшеронський півострів в 1735 р. доктор І. Лерхе писав: «... У Балахани було 52 нафтові джерела глибиною в 20 сажнів (1 сажень - 2,1 м), з яких деякі сильно б'ють, і щорічно доставляють 500 батманів нафти...» (1 батман 8,5 кг). За даними академіка С.Г. Амеліна (1771) глибина нафтових колодязів в Балаханах досягала 40-50 м, а діаметр або сторона квадрата перерізу колодязя 0,7-1 м.

У 1803 р. бакинський купець Касимбек спорудив два нафтові колодязі в морі на відстані 18 і 30 м від берега Бібі-Ейбата. Криниці були захищені від води коробом із щільно збитих дощок. Нафта видобувалася з них багато років. У 1825 р. під час шторму колодязі були розбиті та затоплені водами Каспію.

За колодязного способу техніка видобутку нафти не змінювалася протягом століть. Але вже у 1835 р. чиновник гірського відомства Фаллендорф на Тамані вперше застосував насос для відкачування нафти через опущену дерев'яну трубу. Ряд технічних удосконалень пов'язані з ім'ям гірничого інженера Н.І. Воскобійникова. Щоб зменшити обсяг земляних робіт, він запропонував споруджувати нафтові колодязі у вигляді шахтного стовбура, а в 1836-1837 роках. здійснив у Баку та Балаханах перебудову всієї системи зберігання та відпустки нафти. Але однією з головних справ його життя стало буріння першої у світі нафтової свердловини в 1848 р.

Тривалий час до видобутку нафти у вигляді буріння свердловин нашій країні ставилися з упередженням. Вважалося, що якщо переріз свердловини менше, ніж у нафтового колодязя, то й приплив нафти до свердловин значно менше. При цьому не враховувалося, що глибина свердловин значно більша, а трудомісткість їхньої споруди менша.

При експлуатації свердловин нафтопромисловці прагнули перевести в режим фонтанування, т.к. це був найбільш легкий шляхвидобутку. Перший потужний нафтовий фонтан у Балаханах вдарив у 1873 р. на ділянці Халафі. У 1887 р. 42 % нафти Баку було видобуто фонтанним способом.

Форсований відбір нафти з свердловин приводив до швидкого виснаження прилеглих до їх стовбура нафтоносних шарів, а решта (велика) її частина залишалася в надрах. Крім того, через відсутність достатньої кількості сховищ значні втрати нафти мали місце вже на землі. Так було в 1887 р. фонтанами було викинуто 1088 тис. т нафти, а зібрано лише 608 тис. т. На площах навколо фонтанів утворювалися великі нафтові озера, де в результаті випаровування губилися найцінніші фракції. Нафта, що сама вивітрилася, ставала малопридатною для переробки, і її випалювали. Застійні нафтові озера горіли багато днів поспіль.

Видобуток нафти зі свердловин, тиск у яких було недостатнім для фонтанування, вироблялася за допомогою циліндричних відер довжиною до 6 м. У їх дні був влаштований клапан, що відкривається при русі відра вниз і закривається під вагою рідини, що видобувається при тиску відра вгору. Спосіб видобутку нафти у вигляді желонок називався торканням,в 1913 р. з його допомогою добували 95% усієї нафти.

Проте інженерна думка не стояла на місці. У 70-х роках 19 ст. В.Г. Шухов запропонував компресорний спосіб видобутку нафтиза допомогою подачі у свердловину стисненого повітря (ерліфт). Випробувана ця технологія була в Баку лише 1897 р. інший спосіб видобутку нафти газліфт запропонував М.М. Тихвінський 1914 р.

Виходи природного газу з природних джерелвикористовувалися людиною з давніх-давен. Пізніше знайшов застосування природний газ, що отримується з колодязів та свердловин. У 1902 р. у Сураханах поблизу Баку була пробурена перша свердловина, що дала промисловий газ із глибини 207 м.

У розвитку нафтової промисловостіможна виділити п'ять основних етапів:

І етап (до 1917 р.) – дореволюційний період;

ІІ етап (з 1917 до 1941 рр.) період до Великої Вітчизняної війни;

ІІІ етап (з 1941 по 1945 рр.) – період Великої Вітчизняної війни;

IV етап (з 1945 до 1991 рр.) – період до розпаду СРСР;

V етап (з 1991 р.) – сучасний період.

Дореволюційний період. На території Росії нафта відома з давніх-давен. Ще XVI в. Російські купці торгували Бакинською нафтою. За Бориса Годунова (XVI ст.) до Москви було доставлено першу нафту, видобуту річці Ухті. Оскільки слово «нафта» увійшло російську мову лише наприкінці XVIII в., називали її тоді «густа вода палаюча».

У 1813 р. до Росії було приєднано Бакинське і Дербентське ханства зі своїми найбагатшими нафтовими ресурсами. Ця подія вплинула на розвиток нафтової промисловості Росії в наступні 150 років.

Іншим великим районом нафтовидобутку в дореволюційної Росіїбула Туркменія. Встановлено, що в районі Небіт-Дага чорне золото добувалося вже близько 800 років тому. 1765 р. на о. Челекен налічувалося 20 нафтових колодязів із сумарним річним видобуванням близько 64 т на рік. За свідченням російського дослідника Каспійського моря М. Муравйова, 1821 р. туркмени на човнах відправили до Персії близько 640 т нафти. 1835 р. її вивезли з о. Челекен більше, ніж із Баку, хоча саме Апшеронський півострів був об'єктом підвищеної увагинафтопромисловців.

Початком розвитку нафтової промисловості, у Росії є 1848 рік,

У 1957 р. частку Російської Федерації припадало понад 70 % нафти, що добувається, а Татарія вийшла на перше місце в країні з видобутку нафти.

Головною подією цього періоду стало відкриття та початок розробки найбагатших нафтових родовищ у Західному Сибіру. Ще 1932 р. академік І.М. Губкін висловив думку необхідність початку систематичних пошуків нафти на східному схилі Уралу. Спочатку було зібрано інформацію про спостереження природних нафтових виходів (річки Великий Юган, Біла та інших.). У 1935р. тут почали працювати геологорозвідувальні партії, що підтвердили наявність виходів нафтоподібних речовин. Проте « великої нафти» не було. Розвідувальні роботи тривали до 1943 р., а потім були відновлені в 1948 р. Лише в 1960 р. було відкрито Шаїмське нафтове родовище, а за ним Мегіонське, Усть-Балицьке, Сургутське, Самотлорське, Варьєганське, Лянторське, Лянторське. Початком промислового видобутку нафти у Західному Сибіру вважається 1965 р., коли його було видобуто близько 1 млн. т. Вже 1970 р. видобуток нафти тут становила 28 млн. т, а 1981 р. 329,2млн.т. Західна сибірьстала основним нафтовидобувним районом країни, а СРСР вийшов на перше місце у світі з видобутку нафти.

У 1961 р. були отримані перші фонтани нафти на родовищах Узень та Жетибай у Західному Казахстані (півострів Мангишлак). Промислова їх технологія почалася в 1965 р. Тільки за цими двома родовищами видобуті запаси нафти становили кілька сотень мільйонів тонн. Проблема в тому, що мангишлакские нафти високопарафіністі і мали температуру застигання +30...33 °З. Проте у 1970 р. видобуток нафти на півострові було доведено до кількох мільйонів тонн.

Планомірне зростання видобутку нафти країни тривало до 1984 р. У 1984-85 гг. сталося падіння нафтовидобутку. У 1986-87 р.р. вона знову росла, досягнувши максимуму. Проте, починаючи з 1989 р., видобуток нафти почав падати.

Сучасний період Після розпаду СРСР падіння видобутку нафти у Росії продовжилося. У 1992 р. вона становила 399 млн. т, 1993 р. 354 млн. т, 1994 р. 317 млн. т, 1995 р. 307 млн. т.

Продовження падіння видобутку нафти пов'язане з тим, що не усунено впливу низки об'єктивних та суб'єктивних негативних факторів.

По-перше, погіршилася сировинна база галузі. Ступінь залучення до розробки та виробленості родовищ по регіонах дуже високі. На Північному Кавказі до розробки залучено 91,0 % розвіданих запасів нафти, а виробленість родовищ становить 81,5 %. У Урало-Поволжі ці цифри становлю відповідно 88,0 % і 69,1 %, Республіці Комі 69,0 % і 48,6 %, у Західному Сибіру 76,8 % і 33,6 %.

По-друге, зменшився приріст запасів нафти за рахунок знову відкритих родовищ. Через різке зниження фінансування геологорозвідувальні організації скоротили обсяг геофізичних робіт та пошуково-розвідувального буріння. Це спричинило зниження кількості знову відкритих родовищ. Так, якщо у 1986-90 роках. запаси нафти у новостворених родовищах становили 10,8 млн. т, то в 1991-95 рр. н. лише 3,8 млн. т.

По-третє, велика обводненість нафти, що видобувається. Це означає, що з тих самих витратах і обсягах видобутку пластової рідини самої нафти видобувається дедалі менше.

По-четверте, позначаються витрати перебудови. У результаті ламання старого господарського механізму жорстке централізоване управління галуззю було ліквідовано, а нове - ще тільки створюється. Виниклий дисбаланс цін на нафту, з одного боку, і на обладнання та матеріали, з іншого, утруднив технічне оснащення промислів. Адже це необхідно саме зараз, коли більшість обладнання відпрацювало свій термін, а багато родовищ вимагають переходу з фонтанного способу видобутку на насосний.

Нарешті, даються взнаки численні прорахунки, допущені в минулі роки.Так було в 70-ті роки вважалося, що запаси нафти нашій країні невичерпні. Відповідно до цього ставка робилася не так на розвиток своїх видів промислового виробництва, але в купівлю готових промислових товарів там на валюту, одержувану від продажу нафти. Великі кошти пішли підтримки видимості благополуччя у радянському суспільстві. Нафтова ж промисловість фінансувалася як мінімум.

На сахалінському шельфі ще в 70-80-х роках. були відкриті великі родовища, які досі не введені в експлуатацію. Тим часом, їм гарантований величезний ринок збуту в країнах Азіатсько-Тихоокеанського регіону.

Які ж подальші перспективи розвитку вітчизняної нафтової промисловості?

Однозначної оцінки запасів нафти у Росії немає. Різні експерти називають цифри обсягу запасів від 7 до 27 млрд. т, що становить від 5 до 20 % світових. Розподіл запасів нафти територією Росії таке: Західний Сибір 72,2 %; Урало-Поволжя 15,2%; Тімано-Печорська провінція 7,2%; Республіка Саха (Якутія), Красноярський край, Іркутська область, шельф Охотського моря близько 3,5%

У 1992 р. почалася структурна перебудова нафтової промисловості Росії: за прикладом країн стали створювати вертикально інтегровані нафтові підприємства , контролюючі видобуток і переробку нафти, і навіть розподіл одержуваних із неї нафтопродуктів.
1.2. Цілі та завдання нафтогазопромислової геології
Протягом тривалого часу природні виходи нафти та газу повністю задовольняли потреби людства. Проте розвиток господарської діяльностілюдини вимагало дедалі більше джерел енергії. Прагнучи збільшити кількість нафти, що споживається, люди стали рити колодязі в місцях поверхневих нафтопроявів, а за тим бурити свердловини. Спочатку їх закладали там, де нафту виходила поверхню землі. Але кількість таких місць обмежена. Наприкінці минулого століття було розроблено новий перспективний спосіб пошуку. Буріння стали вести на прямій, що з'єднує дві свердловини, що вже дають нафту.

У нових районах пошук родовищ нафти і газу вівся практично наосліп, сахаючи з боку в бік. Цікаві спогади про закладання свердловини залишив англійський геолог К. Крег.

Для вибору місця з'їхалися завідувачі бурінням і керуючі промислами та спільно визначили ту площу, в межах якої має бути закладена свердловина. Однак із звичайною в таких випадках обережністю ніхто не наважувався вказати ту точку, де слід було починати буріння. Тоді один із присутніх, який вирізнявся великою сміливістю, сказав, вказуючи на ворону, що кружляла над ними: «Пане, якщо вам все одно, давайте почнемо бурити там, де сяде ворона...». Пропозиція була прийнята. Свердловина виявилася надзвичайно вдалою. Але якби ворона пролетіла на сотню ярдів далі на схід, то зустріти нафту не було б жодної надії... Зрозуміло, що так не могло довго продовжуватися, адже буріння кожної свердловини коштує сотні тисяч доларів. Тому гостро постало питання про те, де бурити свердловини, щоб безпомилково знаходити нафту та газ.

Це вимагало пояснити походження нафти і газу, дало потужний поштовх розвитку геології - науки про склад, будову Землі, а також методи пошуку та розвідки нафтових і газових родовищ.

Нафтогазопромислова геологія - галузь геології, що займається детальним вивченням родовищ і покладів нафти і газу в початковому (природному) стані та в процесі розробки для визначення їхнього народногосподарського значення та раціонального використання надр. З цього визначення видно, що нафтогазопромислова геологія підходить до вивчення родовищ та покладів вуглеводнів (УВ) з двох точок зору.

По перше, поклади УВ слід розглядати в статичному станіяк природні геологічні об'єкти для проектування розробки на основі підрахунку запасів та оцінки продуктивності свердловин та пластів /природні геологічні умови/.

По-друге, поклади УВ слід розглядати в динамічному стані, тому що в них при введенні в експлуатацію починаються процеси руху нафти, газу та води до вибоїв видобувних та від вибоїв нагнітальних свердловин. При цьому очевидно, що особливості динаміки об'єкта характеризуються не тільки природними геологічними властивостями покладу (тобто властивостями в статичному стані), а й характеристиками технічної системи (тобто системи розробки). Іншими словами, поклад нафти або газу, введений у розробку, є нерозривним цілим , що складається вже з двох компонентів: геологічної (сама поклад) і технічної (тех. система, запроектована для експлуатації покладу). Це ціле назвемо геолого-технічним комплексом (ГТК).

Особливість нафтогазопромислової геології, що полягає в тому, що вона широко використовує теоретичні уявленнята фактичні дані, одержувані методами інших наук, і в своїх висновках та узагальненнях дуже часто спирається на закономірності, встановлені в рамках інших наук.

Цілінафтогазопромислової геології укладаютьсяу геологічному обґрунтуванні найбільш ефективних способіворганізації видобутку нафти та газу, забезпечення раціонального використання та охорони надр та навколишнього середовища. Ця основна мета досягається шляхом вивчення внутрішньої структури покладу нафти та газу та закономірностей її зміни у процесі розробки.

Основна мета розбивається на ряд компонентів, що виступають у вигляді приватних цілей нафтогазопромислової геології, до яких належать:

• 
  промислово-геологічне моделювання покладів
• 
  підрахунок запасівнафти, газу та конденсату;
• 
  геологічне обґрунтування системи розробкинафтових та газових родовищ;
• 
  геологічне обґрунтування заходівщодо підвищення ефективності розробки та нафто-, газо- або конденсатовіддачі;
• 
  обґрунтування комплексу спостереженьу процесі розвідки та розробки.

• 
  охорона надрнафтових та газових родовищ;
• 
  геологічне обслуговування процесу буріннясвердловин;
• 
  вдосконалення власної методології та методичної бази.

Серед цієї множини можуть бути виділені завдання трьох типів:

1. 
   конкретно-наукові завданнянафтогазопромислової геології, спрямовані на об'єкт пізнання;
2. 
   методичні завдання;
3. 
   методологічні завдання.

1. Вивчення складу та властивостей гірських порід, що складають продуктивні відкладення, що містять, так і не містять нафту і газ; вивчення складу та властивостей нафти, газу та води, геологічних та термодинамічних умов їх залягання. Особлива увага повинна приділятися питанням мінливості складу, властивостей та умов залягання гірських порід і флюїдів, що їх насичують, а також закономірностям, яким ця мінливість підпорядковується.

2. Завдання виділення(на основі вирішення завдань першої групи) природних геологічних тіл, визначення їх форми, розмірів, положення у просторі тощо. При цьому виділяються шари, пласти, горизонти, зони заміщення колекторів тощо. , спрямовані на виявлення первинної структурипоклади чи родовища.

3. Завдання розчленуванняприродних геологічних тіл на умовні з урахуванням вимог та можливостей техніки, технології та економіки нафтогазовидобувної промисловості. Найважливішими тут будуть завдання встановлення кондицій та інших граничних значень природних геологічних тіл (наприклад, для поділу високо-, середньо- та низькопродуктивних порід).

4. Завдання, пов'язані з побудовою класифікації ГТК за багатьма ознаками, і в першу чергу за типами внутрішніх структур покладів та родовищ.

5. Завдання, пов'язані з вивченням характеру, особливостей, закономірностей взаємозв'язку структури та функції ГТК, тобто. впливу будови та властивостей поклади на показники процесу розробки та характеристику структури та параметрів технічної компоненти, а також на показники ефективності функціонування ГТК загалом (стійкість відборів нафти та газу, темпів розробки, собівартість продукції, кінцева нафтовіддача та ін.).

Методичні завданнярозвиток методичного озброєння нефтегазопромысловой геології, тобто. вдосконалення старих та створення нових методів вирішення конкретно-наукових промислово-геологічних завдань.

Необхідність рішення методологічних завданьвиникає у зв'язку з тим, що з до епохи, від періоду до періоду змінювалися норми пізнання, методи організації знання, методи наукової роботи. Нині розвиток науки відбувається надзвичайно швидко. У таких умовах, щоб не відстати від загальних темпів розвитку науки, необхідно мати уявлення про те, на чому ґрунтується наука, як будується та перебудовується наукове знання. Саме отримання відповідей на ці питання і становить суть методології . Методологія є спосіб усвідомлення устрою науки та методів її роботи.Розрізняють методологію загальнонаукову та приватну наукову.

ЛЕКЦІЯ 2
ПРИРОДНІ ГАРЮЧІ КОПАЛЬНІ
Нафта - горюча, масляниста рідина, зі специфічним запахом, що складається з суміші вуглеводнів, що містить не більше 35% асфальтеномолісих речовин і знаходиться в породах колекторах у вільному стані. У нафті міститься 8287 % вуглецю, 1114 % водню (за вагою), кисень, азот, вуглекислий газ, сірка, у невеликих кількостях хлор, йод, фосфор, миш'як тощо.

Виділені з різних нафт УВ відносяться до трьох головних рядів: метанового, нафтенового та ароматичного:

метанові (парафінові) з загальною формулоюЗ n Н 2 n +2;

нафтенові - З n Н 2 n;

ароматичні - З n H 2 n -6 .

Переважають вуглеводні метанового ряду (метан СН 4 , етан С 2 Н 6 пропан С 3 Н 8 і бутан С 4 Н 10), що знаходяться при атмосферному тискуі нормальній температуріу газоподібному стані.

Пентан С 5 Н 12 гексан С 6 Н 14 і гептан С 7 Н 16 нестійкі, легко переходять з газоподібного станув рідке та назад. Вуглеводні від 8 Н 18 до 17 Н 36 - рідкі речовини.

Вуглеводні, що містять більше 17 атомів вуглецю (З 17 Н 36 -З 37 Н 72) - тверді речовини(парафіни, смоли, асфальтени).
Класифікація нафт
Залежно від вмісту легких, важких і твердих УР і різних домішок нафти поділяються на класи і підкласи. При цьому враховується вміст сірки, смол та парафіну.

За вмістом сіркинафти поділяються на:

• 
  малосірчисті (0 ≤S≤0,5 %);
• 
  середньосірчисті (0,5
• 
  сірчисті (1
• 
  високосірчисті (S>3%).

Нафтовий парафін-це суміш твердих УВдвох груп, що різко відрізняються один від одного за властивостями,- парафінівC 17 H 36 -С 35 Н 72 і церезинів С 36 Н 74 - C 55 H 112 . Температура плавлення перших 27-71°С, Других- 65-88°С. При одній температурі плавлення церезини мають більш високу щільність і в'язкість. Зміст парафіну в нафті іноді досягає 13-14% і більше.

Світові одиниці виміру нафти

1 барель залежно від щільності приблизно 0,136 т.

1 т. нафти приблизно 7,3 бареля

1 барель = 158,987 літрів = 0,158 м3

1 куб. приблизно 6,29 барелів

Фізичні властивостінафти
густина(об'ємна маса) -відношення маси речовини до його обсягу. Щільність пластової нафти - маса нафти, витягнута поверхню з надр із збереженням пластових умов, в одиниці обсягу. Одиниця виміру щільності в системі СІ виражається в кг/м3. ρ н =m/V

За щільністю нафти поділяються на 3 групи:

легкі нафти (зі щільністю від 760 до 870 кг/м3)

середні нафти (871970 кг/м 3 )

важкі (понад 970 кг/м 3 ).

Щільність нафти у пластових умовах менше щільностінафти дегазованої (внаслідок збільшення вмісту газу в нафті та температурі).

Вимірюється густина ареометром. Ареометр – прилад визначення щільності рідини по глибині занурення поплавця (трубка з поділами і вантажем внизу). На шкалі ареометра нанесені поділки, що показують щільність нафти, що досліджується.

В'язкість- Властивість рідини або газу чинити опір переміщенню одних її частинок щодо інших.

Коефіцієнт динамічної в'язкості ( ). - Це сила тертя припадає на одиницю площі стикаються шарів рідини при градієнті швидкості рівному 1. / Па · с, 1П (пуаз) = 0,1 Па · с.

Величина, зворотна до динамічної в'язкості називається плинністю.

В'язкість рідини характеризується також коефіцієнтом кінематичної в'язкості , тобто. ставленням динамічної в'язкості до густини рідини. За одиницю у разі прийнято м 2 /с. Стокс (Ст) = см2/с = 10 -4 м2/с.

На практиці іноді користуються поняттям умовної (відносної)в'язкості, що є відношенням часу закінчення певного об'єму рідини до часу закінчення такого ж обсягу дистильованої води при температурі 20 0 С.

В'язкість пластової нафти - властивість нафти, що визначає ступінь її рухливості в пластових умовах і впливає на продуктивність і ефективність розробки покладів.

В'язкість пластової нафти різних покладів змінюється від 0,2 до 2000 мПа і більше. Найбільш поширені значення 0.8-50 мПа.

В'язкість зменшується зі зростанням температури, підвищенням кількості розчинених вуглеводневих газів.

За величиною в'язкості розрізняють нафту

незначною в'язкістю -  н

малов'язкі - 1

з підвищеною в'язкістю-5

високов'язкі н > 25 мПа с.

В'язкість залежить від хімічного та фракційного складу нафти та смолистості (вмісту в ній асфальтеново-смолистих речовин).
Тиск насичення (початок пароутворення) пластової нафти- Тиск, при якому починається виділення з неї перших бульбашок розчиненого газу. Пластова нафта називається насиченою, якщо вона знаходиться при пластовому тиску, рівному тискунасичення недонасиченої - якщо пластовий тиск вищий за тиск насичення. Величина тиску насичення залежить від кількості розчиненого в нафті газу, від його складу та пластової температури.

Тиск насичення визначають за результатами дослідження глибинних проб нафти та експериментальним графікам.

G=Vг/Vп.н.

Газовміст зазвичай виражають в м 3 /м 3 або м 3 /т.
Промисловим газовим фактором Г називається кількість видобутого газу м3, що припадає на 1 м3 (т) дегазованої нафти.Він визначається за даними про видобуток нафти та попутного газу за певний відрізок часу. Розрізняють газові фактори: початковий, який визначається за перший місяць роботи свердловини, поточний – за будь-який відрізок часу та середній за період з початку розробки до будь-якої довільної дати.
Поверхневий натяг -це сила, що діє на одиницю довжини контуру поверхні розділу фаз і прагне скоротити цю поверхню до мінімуму. Воно обумовлено силами тяжіння між молекулами (з СІ Дж/м 2 ; Н/м або дин/см) для нафти 0,03 Дж/м 2 Н/м (30 дин/см); для води 0,07 Дж/м2, Н/м (73 дін/см). Чим більший поверхневий натяг, тим більше проявляється капілярний підйом рідини. Величина поверхневого натягу у води майже в 3 рази більше, ніж у нафти, що визначає різні швидкості руху по капілярах. Ця властивість впливає особливість розробки покладів.

Капілярність– здатність рідини підніматися чи опускатися у трубках малого діаметра під впливом поверхневого натягу.

Р = 2 σ/ r

Р – тиск підняття; σ - поверхневий натяг; r – радіус капіляра .
h= 2 σ/ rρ g

h - висота підняття; ρ – густина рідини; g - прискорення вільного падіння.

Колір нафтиваріює від світло-коричневого до темно-бурого та чорного.

Інша основна властивість нафти - випаровуваність. Нафта втрачає легкі фракції, тому вона має зберігатися у герметичних судинах.

Коефіцієнт стисливості нафти β н– це зміна обсягу пластової нафти за зміни тиску на 0,1 МПа.

Він характеризує пружність нафти та визначається із співвідношення

де V 0 - Початковий обсяг нафти; ΔV-зміна обсягу нафти при зміні тиску на Δр;

Розмірність β н-Па-1.

Коефіцієнт стисливості нафти зростає зі збільшенням вмісту легких фракцій нафти та кількості розчиненого газу, підвищенням температури, зниженням тиску та має значення (6-140) 10 -6 МПа -1 . Більшість пластових нафт його величина (6-18) 10 -6 МПа -1 .

Дегазовані нафти характеризуються порівняно низьким коефіцієнтом стисливості н = (4-7) 10 -10 МПа -1 .

Коефіцієнт теплового розширення  н- Ступінь розширення нафти зміні температури на 1 ° С

н = (1/ Vo) (V/t).

Розмірність  - 1/°С. Для більшості нафт значення коефіцієнта теплового розширення коливаються в межах (1-20) *10 -4 1/°С.

p align="justify"> Коефіцієнт теплового розширення нафти необхідно враховувати при розробці покладу в умовах нестаціонарного термогідродинамічного режиму при впливі на пласт різними холодними або гарячими агентами.
Об'ємний коефіцієнт пластової нафтиb показує, який обсяг займає у пластових умовах 1 м 3 дегазованої нафти:

b н = V пл.н /V дег =  н./ пл.н

Де V пл.н - обсяг нафти у пластових умовах; Vдег-об'єм тієї ж кількості нафти після дегазації при атмосферному тиску та t=20°С;  пл.п -щільність нафти у пластових умовах; -щільність нафти у стандартних умовах.

Використовуючи об'ємний коефіцієнт, можна визначити "усадку" нафти, тобто встановити зменшення об'єму пластової нафти при вилученні її на поверхню. Усадка нафти U

U=(bн-1)/bн*100

При підрахунку запасів нафти об'ємним шляхом зміна обсягу пластової нафти під час переходу від пластових умов до поверхневим враховують з допомогою про перерахункового коефіцієнта.

Перерахунковий коефіцієнт- Величина зворотна об'ємному коефіцієнту пластової нафти. =1/b=Vдег/Vп.н.=п.н./н

Газ - у вигляді бульбашок або газових фонтанів (грязьові конуси, від метра до сотень метрів) Приклад. Апшеронський півострів, вулкан Тоурагай – 300 м. Конуси спостерігаються в Ірані, Мексиці, Румунії, США.

Природні виходи нафти – з дна водойм, виділяється з дна Каспійського моря, тріщини, нафтові конуси, породи просочені нафтою. Дагестан, Чечня, Апшеронський, Таманський півострів. Такі прояви характерні для сильно порізаної місцевості, де гірські складки врізаються у пласти. Зустрічаються нафтові озера до 50 га. В'язка окислена нафта. Породи, просочені нафтою, називаються «Кірамі», наприклад, просочений вапняк. Кавказ, Туркменія, Азербайджан.

Спочатку було достатньо природних джерел. Зростала потреба в енергії. Закладка колодязів у місцях виходу збільшувала дебіт.

Найпростіший методрозвідки – це буріння свердловин на прямій, що з'єднує два природні виходи або дві вже діючі свердловини. Закладка свердловин наосліп. (Випадок з вороною).

Буріння однієї свердловини коштує близько трьох мільйонів рублів. І лише одна з десяти свердловин може дати нафту. Проблема – підвищити ймовірність виявлення нафти.

В основі цього – наука геологія – склад, будова, історія Землі, а також методів пошуку та розвідки нафтогазових родовищ.

Склад та вік земної кори. Характер основних порід.

Склад та вік земної кори

Земна кора складена з порід, які за походженням поділяються на три групи: магматичні (вивержені), осадові метаморфічні (видозмінені) (метаморфоза)

Магматичні - утворилися в результаті застигання та кристалізації магми, після її впровадження в земну кору або виливання на поверхню мають в основному кристалічну структуру. Ознак тварин та рослинних решток у них немає. Це дуже міцні, монолітні, однорідні масиви, що складають базальтовий та гранітний шари земної кори.

Опадові - результат осадження органічних та неорганічних речовинна дні басейнів та поверхні материків. Льодовикові морени. Вони діляться – на уламкові(валуни, гравій піски, пісковик, глини,) , породи хімічноїпоходження - випадання солей та водних розчинів, або хімічних реакційу земній корі (гіпс, кам'яна сіль, бурі залізняки, крем'янисті туфи), органічного(скам'янілі останки) та змішаного(суміш – уламкових, хімічних, органічних порід) мергелі, глинисті та піщані вапняки.

Товщина осадового шару 15-20 км. Осадові породи становлять близько 10% земної кори і покривають 75% поверхні Землі.

Більше ¾ всіх корисних копалин – вугілля, нафта, газ, руди заліза та марганцю, розсипи золота, платини, алмазів – пов'язані з осадовими породами.

Метаморфічні– утворилися з магматичних та осадових порід під впливом високих температур та тиску (сланці, мармур, яшми тощо)

Основні поклади нафти та газу зосереджені в осадових породах,Є й винятки. Осадові породи залягають у знижених областях континентів та водних басейнів. У них присутні ознаки тварин і рослинних субстанцій у вигляді скам'янілостей або відбитків.

Певні види органіки існували у певні часові відрізки, тому вік порід логічно пов'язати з наявністю цих ознак.

У геології визначення віку гірських порід обчислюється у прив'язці до періоду існування певного виду рослинного та тваринного світу.

Геохронологія земної кори.

Оскільки основні відомі родовища нафти та газу зосереджені в осадових породах, необхідно приділити додаткову увагу.

Осадові породи зустрічаються у знижених місцях континентів та у морських басейнах. У них часто зберігаються останки тварин і рослинних організмів, що населяли Землю у різні часи у вигляді відбитків та скам'янілостей. Оскільки певні види організмів існували лише протягом певних проміжків часу, то вік порід стало можливим пов'язати з наявністю тих чи інших останків.

Час формування земної кори 3-3,5 млрд. років ділиться на епохи, які поділяються на періоди, періоди – на епохи, епохи – на століття.

Товща гірських порід, що утворилася протягом ери, називається групою, протягом періоду - системою, протягом епохи - відділом, протягом століття - ярусом. Товщина горн порід утворена в епоху – група, протягом періоду – системою, протягом епохи – відділом, протягом століття – ярусом.

Найдавніша ера – археозойська- «Ера початку життя». У породах цього віку залишки рослинності та тварин зустрічаються дуже рідко.

Наступна ера - протерозойська- «Зоря життя». У породах цієї ери зустрічаються скам'янілості безхребетних тварин та водоростей.

Палеозойська ера, тобто. «Ера стародавнього життя», характеризується бурхливим розвитком тваринного та рослинного світу, інтенсивними гороосвітніми процесами. У цих породах знайдено більше запасів вугілля, нафти, газу, сланців.

У цих породах знайдено великі поклади вугілля, нафти, газу та сланцю.

Мезозойська, тобто. «Ера середнього життя», також характеризується сприятливими умовами для утворення вуглеводнів та вугілля.

Кайнозойськаепоха, тобто. «Ера нового життя», найближча до нас, з максимально сприятливими умовами для утворення родовищ корисних копалин. До цього періоду належать найпотужніші родовища вуглеводнів.