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

Понятие о методах повышения нефтеотдачи пластов. Тепловые методы.

Нефтяные месторождения

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

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

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

Стратиграфическая таблица



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

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

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

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

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

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

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

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

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


Антиклиналь Синклиналь

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

Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

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

· направление падения;

· простирание;

· угол наклона

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

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

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

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

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

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

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

· Грабел - опущенный по разломам участок земной коры.

Горет - приподнятый по разломам участок земной коры.

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

Для образования нефтяной залежи необходимы следующие условия

§ Наличие пласта- коллектора

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

Совокупность этих условий называется нефтяной ловушкой . Различают

§ Сводовую ловушку

§ Литологически экранированные

§
Тектонически экранированные

§ Стратиграфически экранированные

Понятие о разработке месторождений нефти . Схема размещения скважин, ме-тоды воздействия на пласт - внутриконтурное и законтурное заводнение. Понятие о контроле за разработкой месторождения.

Понятие о методах повышения нефтеотдачи пластов. Тепловые методы.

Нефтяные месторождения

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

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

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

Стратиграфическая таблица

Эратема

Система, год и место установления

Индекс

Число отделов

Число ярусов

Кайнозойская

Четвертичная,18229, Франция

Неогеновая, 1853, Италия

Палеогеновая, 1872, Италия

Мезозойская

Меловая, 1822, Франция

Юрская, 1793, Швейцария

Триасовая, 1834, Центр. Европа

Палеозойская

Пермская, 1841, Россия

Каменноугольная, 1822, Великобритания

Девонская, 1839, Великобритания

Селурская,1873, Великобритания

Ордовикская, 1879, Великобритания

Кембрийская, 1835, Великобритания

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Антиклиналь Синклиналь

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

Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

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

· направление падения;

· простирание;

· угол наклона

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

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

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

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

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

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

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

· Грабел - опущенный по разломам участок земной коры.


Горет - приподнятый по разломам участок земной коры.

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

Для образования нефтяной залежи необходимы следующие условия

§ Наличие пласта- коллектора

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

Совокупность этих условий называется нефтяной ловушкой. Различают

§ Сводовую ловушку

§ Литологически экранированные


§ Тектонически экранированные

§ Стратиграфически экранированные

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ

Дисциплина "Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений" базируется на науке нефтегазопромысловая геология, являясь неразрывной ее составляющей. Поэтому сначала рассматриваются методологические аспекты науки нефтегазопромысловая геология, а уже во второй части более тесная ее связь с задачами разработки залежей углеводородов.

Развитие нефтяной и газовой промышленности в последние десятилетия характеризуется рядом новых тенденций.

Для нефтяной промышленности характерно последовательное вступление многих залежей нефти в сложную позднюю фазу разработки , когда более половины запасов из них уже отобрано и извлечение оставшихся запасов требует значительно больших усилий. Объективно становится все менее благоприятной геологопромысловая характеристика вводимых в разработку новых залежей нефти. Среди них возрастает удельный вес залежей с высокой вязкостью нефти, с весьма сложным геологических строением, с низкой фильтрующей способностью продуктивных пород, а также приуроченных к большим глубинам с усложненными термодинамическими условиями, к шельфам морей и т. д. Таким образом, и на старых и на новых залежах возрастает доля так называемых трудноизвлекаемых запасов нефти . Соответственно расширяется арсенал методов разработки нефтяных залежей. Если в последние четыре десятилетия в качестве агента, вытесняющего нефть из пластов к скважинам, применялась вода и искусственное заводнение пластов было традиционным методом разработки, то в настоящее время необходимо применение и других методов на иной физико-химической основе.

По мере «старения» нефтегазовой промышленности страны и расширения ее географии задачи промыслово-геологической службы, как и родственных служб, все более усложняются; соответственно развиваются и совершенствуются методы исследований. Поэтому требования к этой службе непрерывно возрастают. Специалисты в области промысловой геологии должны; обладать большой научно-технической эрудицией, достаточными знаниями в областях геологии, подземной механики жидкостей и газа, бурения скважин, технологии и техники разработки месторождении, геофизических и гидродинамических методов исследования скважин и пластов, подсчета запасов нефти и газа, экономики, математических методов обработки геологических данных и др .

1. НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯ КАК НАУКА И ЕЁ ЗАДАЧИ

    1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ

Нефтегазопромысловая геология - отрасль геологии, занимающаяся детальным изучением месторождений и залежей нефти и газа в начальном (естественном) состоянии и в процессе разработки для определения их народнохозяйственного значения и рационального использования недр.

Таким образом, значение нефтегазопромысловой геологии состоит в обобщении и анализе всесторонней информации о месторождениях и залежах нефти и газа как объектах народнохозяйственной деятельности с целью геологического обоснования наиболее эффективных способов организации этой деятельности, обеспечения рационального использования и охраны недр и окружающей среды.

    1. СВЯЗЬ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОИ ГЕОЛОГИИ С ДРУГИМИ ГЕОЛОГИЧЕСКИМИ И СМЕЖНЫМИ НАУКАМИ

С точки зрения промыслового геолога залежь нефти или газа следует рассматривать как некоторую часть пространства, в которой накладываются друг на друга результаты различных геологических, физических, гидродинамических и других процессов, действовавших ранее и происходящих во время ее разработки. Поэтому залежь вследствие многообразия процессов, приведших к ее образованию и протекающих при ее разработке, можно изучать во многих аспектах.

Существуют различные науки, как геологические, так и негеологические, которые изучают те или иные из упомянутых выше процессов. Отсюда следует особенность нефтегазопромысловой геологии , заключающаяся в том , что она широко использует теоретические представления и фактические данные, получаемые методами других наук , и в своих выводах и обобщениях очень часто опирается на закономерности, установленные в рамках других наук.

Например, данные об условиях залегания продуктивных пластов в первую очередь поступают в результате полевых сейсмических исследований . При вскрытии залежи скважинами эти данные могут быть уточнены - методами структурной геологии.

Поднятые из скважин керн, пробы нефти, газа, воды исследуются методами физики пласта . Другим источником информации о свойствах пород служат данные промысловой геофизики , а также результаты гидродинамических исследований скважин . Теоретической основой этих методов являются подземная гидравлика и скважинная геофизика, играющие наиболее важную роль в решении задач нефтегазопромысловой геологии, так как с их помощью получают около 90 % информации, необходимой промысловому геологу.

Обобщая различную информацию об условиях залегания и свойствах нефтегазонасыщенных пород, промысловый геолог очень часто не создает какие-то новые принципы, законы, методы, а в значительной степени опирается на теоретические представления, законы и правила, установленные в рамках смежных наук: тектоники, стратиграфии, петрографии, гидрогеологии, подземной гидравлики и ряда других. Анализируя и обобщая количественные и качественные данные, современный промысловый геолог широко использует математические методы и ЭВМ , без чего результаты обобщения не могут считаться достаточно надежными.

Таким образом, науки, изучающие залежи нефти и газа в аспектах, отличных от тех, которыми занимается нефтегазопромысловая геология, составляют значительную часть теоретического и методического фундамента нефтегазопромысловой геологии.

Вместе с тем нефтегазопромысловая геология, имея самостоятельный объект - залежь нефти или газа , подготавливаемую к разработке или находящуюся в разработке, т. е. геолого-технологический комплекс, решает и собственные задачи, связанные с созданием методов получения, анализа и обобщения информации о строении нефтегазоносных пластов, о путях движения нефти, газа, воды внутри залежи при ее эксплуатации о текущих и конечных коэффициентах нефтеотдачи и т. п. Поэтому указанная выше связь нефтегазопромысловой геологии с другими науками не является односторонней.

Результаты промыслово-геологических исследований оказывают существенное влияние на смежные науки, способствуя их обогащению и дальнейшему развитию. На промышленно нефтегазоносных площадях всегда бурится большое количество скважин, ведутся отбор и анализ образцов пород, проб жидкостей и газа, проводятся всевозможные наблюдения и исследования. Разнообразные виды исследовательской и производственной деятельности, а также промыслово-геологический научный анализ ее результатов обязательно и в большом количестве доставляют новые факты, служащие для подтверждения и дальнейшего развития взглядов и теорий, составляющих содержание смежных наук. При этом нефтегазопромысловая геология ставит перед смежными науками новые задачи, тем самым в еще большей степени способствуя их развитию. Таковы, например, требования более углубленного петрографического изучения глинистого материала коллекторов, который может менять свой объем при контакте с водой; изучения физико-химических явлений, протекающих на контактах нефти, воды и породы; количественной интерпретации результатов геофизических исследований скважин и др.

    1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ

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

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

    промыслово-геологическое моделирование залежей

    подсчет запасов нефти, газа и конденсата;

    геологическое обоснование системы разработки

    геологическое обоснование мероприятий по повышению эффективности разработки и нефте-, газо- или конденсатоотдачи;

    обоснование комплекса наблюдений в процессе разведки и разработки.

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

    охрана недр нефтяных и газовых месторождений;

    геологическое обслуживание процесса бурения скважин;

    совершенствование собственной методологии и методической базы .

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

Среди этого множества могут быть выделены задачи трех типов :

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

    методические задачи ;

    методологические задачи .

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

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

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

3. Задачи расчленения естественных геологических тел на условные с учетом требований и возможностей техники, технологии и экономики нефтегазодобывающей промышленности. Важнейшими здесь будут задачи установления кондиций и других граничных значений естественных геологических тел (например, для разделения высоко-, средне- и низкопродуктивных пород). В совокупности с задачами второй группы данная группа задач позволяет оценить запасы нефти и газа и их размещение в пространстве залежи. Суть задач данной группы состоит в изучении того, как изменится представление о структуре залежи, если учесть требования и возможности техники, технологии и экономики.

4. Задачи, связанные с построением классификации ГТК по множеству признаков , и в первую очередь по типам внутренних структур залежей и месторождений. Следует подчеркнуть, что имеющиеся многочисленные генетические классификации залежей и месторождений нефти и газа недостаточны для решения задач нефтегазопромысловой геологии. Здесь приобретают первостепенное значение вопросы использования при построении классификаций множества собственно геологопромысловых признаков, раскрытия механизма перестройки структур на разных уровнях иерархии в процессе разработки, явлений переноса свойств вещества с одного уровня на другой, связи структуры и функции, взаимосвязей между различными представлениями системы (множественным, функциональным, процессуальным) и т. п.

5. Задачи, связанные с изучением характера, особенностей, закономерностей взаимосвязи структуры и функции ГТК , т.е. влияния строения и свойств залежи на показатели процесса разработки и характеристику структуры и параметров технической компоненты, а также на показатели эффективности

    1. МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ

Источниками первичной информации в нефтегазопромысловой геологии служат исследования разными методами, объединенные общей решаемой задачей.

Изучение керна, шлама, проб нефти, газа и воды в лабораториях с помощью специальных приборов - основной источник прямой информации о геолого-физических свойствах пород и физико-химических свойствах УВ и пластовой воды. Получение этой информации затруднено тем, что пластовые условия (давление, температура и др.) отличаются от лабораторных и поэтому свойства образцов пород и флюидов, определенные в лабораторных условиях, существенно отличаются от тех же свойств в пластовых условиях. Отбор проб с сохранением пластовых условий весьма затруднителен. В настоящее время существуют герметичные пробоотборники только для пластовых нефтей и вод. Пересчет результатов лабораторного определения на пластовые условия может производиться с помощью графиков, построенных на основе данных специальных исследований.

Исследование скважин геофизическими методами (ГИС) осуществляется в целях изучения геологических разрезов скважин, исследования технического состояния скважин, контроля за изменением нефтегазонасыщенности пластов в процессе разработки.

Для изучения геологических разрезов скважин используются электрические, магнитные, радиоактивные, термические, акустические, механические, геохимические и другие методы, основанные на изучении физических естественных и искусственных полей различной природы. Результаты исследования скважин фиксируются в виде диаграмм либо точечной характеристики геофизических параметров: кажущегося электрического сопротивления, потенциалов собственной и вызванной поляризации пород, интенсивности гамма-излучения, плотности тепловых и надтепловых нейтронов, температуры и др. Теория геофизических методов и выявленные петрофизические зависимости позволяют проводить интерпретацию результатов исследований. В итоге решаются следующие задачи: определения литолого-петрографической характеристики пород; расчленения разреза и выявления геофизических реперов; выделения коллекторов и установления условий их залегания, толщины и коллекторских свойств; определения характера насыщения пород - нефтью, газом, водой; количественной оценки нефтегазонасыщения и др.

Для изучения технического состояния скважин применяются: инклинометрия - определение углов и азимутов искривления скважин; кавернометрия - установление изменений диаметра скважин; цементометрия - определение по данным термического, радиоактивного и акустического методов высоты подъема, характера распределения цемента в затрубном пространстве и степени его сцепления с горными породами: выявление мест притоков и затрубной циркуляции вод в скважинах электрическим, термическим и радиоактивным методами.

Контроль за изменением характера насыщения пород в результате эксплуатации залежи по данным промысловой геофизики осуществляется на основе исследований различными методами радиоактивного каротажа в обсаженных скважинах и электрического - в необсаженных .

В последние годы получают все большее развитие детальные сейсмические исследования , приносящие важную информацию о строении залежей.

Гидродинамические методы исследования скважин применяются для определения физических свойств и продуктивности пластов-коллекторов на основе выявления характера связи дебитов скважин с давлением в пластах . Эти связи описываются математическими уравнениями, в которые входят физические параметры пласта и некоторые характеристики скважин. Установив на основе гидродинамических исследований фактическую зависимость дебитов от перепадов давлений в скважинах, можно решить эти уравнения относительно искомых параметров пласта и скважин. Кроме того, эта группа методов позволяет выявлять в пластах гидродинамические (литологические) экраны, устанавливать степень связи залежи нефти и газа с законтурной областью и с учетом этого определять природный режим залежи.

Применяют три основных метода гидродинамических исследований скважин и пластов: изучение восстановления пластового давления, метод установившихся отборов жидкости из скважин, определение взаимодействия скважин.

Наблюдения за работой добывающих и нагнетательных скважин. В процессе разработки залежи получают данные об изменении дебитов и приемистости скважин и пластов, обводненности добывающих скважин, химического состава добываемых вод, пластового давления, состояния фонда скважин и другие, на основании которых осуществляются контроль и регулирование разработки.

Важно подчеркнуть, что для изучения каждого из свойств залежи можно применить несколько методов получения информации. Например, коллекторские свойства пласта в районе расположения скважины определяют по изучению керна, по данным геофизических методов и по данным гидродинамических исследований. При этом достигается разная масштабность определений этими методами - соответственно по образцу породы, по интервалам толщины пласта, по пласту в целом. Значение свойства, охарактеризованного несколькими методами, определяют, используя методику увязки разнородных данных.

Для контроля за свойствами залежи, изменяющимися в процессе ее эксплуатации, необходимые исследования должны проводиться периодически.

По каждой залежи, в зависимости от ее особенностей, должен обосновываться свой комплекс методов получения информации, в котором могут преобладать те или иные методы. Надежность получаемой информации зависит от количества точек исследования. Представления о свойствах залежи, полученные по небольшому числу разведочных скважин и по большому числу эксплуатационных, обычно существенно различны. Очевидно, что более надежна информация по большому количеству точек.

    1. СРЕДСТВА ПОЛУЧЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ

В эмпирические средства нефтегазопромысловой геологии входят в первую очередь скважины, а затем различные инструменты, приборы и лабораторные установки. Среди этих средств следует назвать колонковые долота для отбора керна, боковые сверлящие и стреляющие грунтоносы , пластовые пробоотборники и опробователи пластов , различные геофизические зонды, инклинометры, глубинные манометры, дебитометры и расходомеры, лабораторные установки для определения геолого-геофизических свойств пород и физико-химических свойств флюидов.

Наблюдения, проводимые по скважинам в процессе эксплуатации залежей, являются важным и обильным источником информации о структуре залежи, эффективности системы разработки, позволяющим обосновывать мероприятия по ее совершенствованию.

Материальное моделирование. Средства для получения косвенной информации - специально создаваемые в лабораторных условиях искусственные модели пластов и протекающих в них процессов. Например, модель пласта в виде металлической трубы, заполненной песком, насыщенным нефтью, широко применяется для изучения процессов сжигания нефти методом создания внутрипластового очага горения. Она позволяет измерять и регулировать параметры процесса, изучать условия его устойчивости, устанавливать конечные результаты, которые затем с соблюдением требований теории подобия могут быть перенесены на реальные пласты.

Другой вид моделей - натуральная модель в виде хорошо изученной залежи или ее участка с протекающими в ней процессами или явлениями.

Метод натурального моделирования широко применяется, например при внедрении новых методов повышения нефтеотдачи пластов. Прежде чем внедрить тот или иной метод в промышленных масштабах, его применяют на небольшом опытном участке залежи, где проверяется эффективность метода и отрабатывается технология. Опытный участок выбирается таким образом, чтобы промыслово-геологическая характеристика пласта в пределах участка была типичной в целом для залежи. В этом случае часть нефтегазоносного пласта в пределах участка выступает как натурная модель, являясь природным аналогом объектов, на которых предполагается применение испытываемого метода.

Проведение производственного эксперимента в процессе разработки залежи. При этом источником необходимой информации служит сам эксплуатируемый объект. Так, на Ромашкинском месторождении проводились промысловые эксперименты по ускорению создания сплошного фронта заводнения на линии нагнетания воды; на Бавлинском месторождении осуществлен эксперимент по разрежению сетки добывающих скважин в 2 раза по сравнению с запроектированной плотностью с целью изучения влияния плотности сетки на величины текущих отборов и конечной нефтеотдачи.

    1. МЕТОДЫ КОМПЛЕКСНОГО АНАЛИЗА И ОБОБЩЕНИЯ ИСХОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ

Обобщение информации может происходить как на эмпирическом, так и на теоретическом уровне. Как уже отмечалось, теоретические методы нефтегазопромысловой геологии в значительной мере используют теоретические положения смежных геологических и технических наук, таких как тектоника, стратиграфия, петрография, геохимия, подземная гидромеханика, физика пласта и другие, а также экономика. Вместе с тем недостаточное развитие теоретических методов вызывает широкое использование эмпирических зависимостей. Основным методом обобщения эмпирического материала в нефтегазопромысловой геологии служит метод моделирования.

Реальное геологическое пространство , содержащее бесконечное множество точек, является непрерывным. На практике же геологическое пространство представляется конечным множеством точек, т.е. является дискретным, неполноопределенным,

Неполноопределенное дискретное пространство используется для построения непрерывного геологического пространства, в котором значения представляющих интерес признаков каким-либо способом (путем интерполяции, экстраполяции, корреляции и т.п.) определены для каждой точки. Такое пространство будет полноопределенным. Переход от неполноопределенного пространства к полноопределенному есть процедура моделирования реального геологического пространства.

Следовательно, полученная модель является всего лишь представлением исследователя о реальном геологическом пространстве, составленным по ограниченному числу точек наблюдения.

Процедура моделирования реального геологического пространства является основной частью промыслово-геологического моделирования залежей, отражающего все их особенности, влияющие на разработку.

Различают два вида промыслово-геологических моделей залежей. Это статические и динамически е модели.

Статическая модель отражает все промыслово-геологические свойства залежи в ее природном виде, не затронутом процессом разработки: геометрию начальных внешних границ залежи; условия залегания пород коллекторов в пределах залежи; границы залежи с разным характером нефтегазоводонасыщенности коллекторов; границы частей залежи с разными емкостно-фильтрационными параметрами пород-коллекторов в пластовых условиях.

Эти направления моделирования, составляющие геометризацию залежей, дополняются данными о свойствах в пластовых условиях нефти, газа, воды, о термобарических условиях залежи, о природном режиме и его потенциальной эффективности при разработке (энергетическая характеристика залежи) и др.

Статическая модель постепенно уточняется и детализируется на базе дополнительных данных, получаемых при разведке и разработке залежи.

Динамическая модель характеризует промыслово-геологические особенности залежи в процессе ее разработки . Она составляется на базе статической модели, но отражает изменения, произошедшие в результате отбора определенной части запасов углеводородов, при этом фиксируются: текущие внешние границы залежи ; соответственно границы "промытого" водой или другими агентами объема залежи (при системах разработки с искусственным воздействием на пласты); границы участков залежи, не включенных в процесс дренирования ; фактическая динамика годовых показателей разработки за истекший период; состояние фонда скважин; текущие термобарические условия во всех частях залежи; изменения коллекторских свойств пород.

При статическом моделировании большое место занимает графическое (образно-знаковое) моделирование , называемое геометризацией залежи . В область графического моделирования входит моделирование формы и внутреннего строения залежи. Форма залежи наиболее полно отображается на картах в изогипсах, получивших название структурных, на которых находят положение внешнего и внутреннего контура нефтеносности, а также при их наличии - положение литологических и дизъюнктивных границ залежи.

Внутреннее строение залежи отражают путем составления детальных корреляционных схем, детальных геологических разрезов (профилей) различных карт в изолиниях или условных обозначениях. и газовых месторождений Понятие о системе разработки . Рациональная система разработки .Системы разработки месторождений . Геологические особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений ...

  • Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений

    Документ

    Проблемы их разработ­ки имеют в основе неправильную геологическую мо­дель. Такие месторождения нуждаются в... породооб­разующих минералов Геологического института РАН. 16 Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений , 3/2010 ...

  • Контроль освоения материала по дисциплине «бурение и разработка нефтяных и газовых месторождений » основная литература

    Методические рекомендации

    М.: Недра, 1968. 20. Пермяков И.Г. Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений . - М.: Недра, 1976. 21. Экономика...

  • Паспорт специальности 25 00 12 – геология поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений i отрасль науки по которой присуждаются ученые степени

    Документ

    Также геологических структур для подземного хранения газа. 3. Геологическое обеспечение разработки нефтяных и газовых месторождений и... Я. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений . М., Недра, 1984. Теоретические основы и методы поисков и...

  • Научный совет по геологии и разработке нефтяных и газовых месторождений

    Документ

    ГЕОЛОГИИ И РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СИБИРСКОЕ ОТДЕЛЕНИЕ... ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ОСНОВЕ ОГРАНИЧЕНИЯ ДВИЖЕНИЯ... г. Багульма, р. Татарстан ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРИЧИНЫ ПРЕЖДЕВРЕМЕННОГО ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН...

    • Астраханский государственный технический университет

    Кафедра геологии нефти и газа

    КУРС ЛЕКЦИЙ

    по дисциплине:

    Геологические основы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

    Введение

    Лекционный курс «Геологические основы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений» состоит из трех взаимосвязанных частей:

    1.Основы нефтегазопромысловой геологии

    2.Подсчет запасов и оценка ресурсов углеводородного сырья

    .Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений.

    Главная цель изучения данной дисциплины - это геологическое обеспечение эффективной разработки нефти и газа.

    В первой части показано, что нефтегазопромысловая геология - это наука, которая занимается изучением залежей нефти и газа в статическом и динамическом состоянии как источников углеводородного сырья.

    Нефтегазопромысловая геология как наука зародилась в начале прошлого столетия (1900 год) и прошла длительный путь развития. Этот путь подразделяется на несколько этапов, отличающихся кругом решаемых вопросов, методами и средствами их решения. Современный этап, начавшийся в конце 40-х годов ХХ века, характеризуется широким применением методов воздействия на продуктивные пласты при разработке залежей нефти. Результаты исследований нефтегазопромысловой геологии служат геологической основой для проектирования и регулирования залежей углеводородов. Нефтегазопромысловая геология рассматривает залежь нефти и газа до начала разработки как статическую геологическую систему, состоящую из взаимосвязанных элементов:

    природного резервуара, определенной формы со специфическим пустотным объемом;

    пластовых флюидов;

    термобарических условий.

    Разрабатываемая залежь углеводородов рассматривается как комплексная динамическая система, меняющая свое состояние во времени.

    Во второй части пособия приведены определения групп и категорий запасов и ресурсов нефти, газа и конденсата. Подробно рассмотрены методы подсчёта запасов и оценки ресурсов нефти, газа конденсата и попутных компонентов. Для подсчета запасов нефти и газа необходимо всестороннее геологическое изучение месторождения, с которым связаны залежи нефти и газа и знания особенностей условий их залегания.

    В третьей части даются основные понятия геолого-промыслового обеспечения разработки залежей нефти и газа. Рассматриваются системы разработки многопластовых месторождений нефти и газа и отдельного эксплуатационного объекта, так же приведены системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления, детально рассматриваются методы геолого-промыслового контроля за процессом разработки залежей углеводородов и методы повышения нефтеотдачи пласта.

    Курс заканчивается темой: «Охрана недр и окружающей среды в процессе бурения скважин и разработки месторождений углеводородов». Таким образом, основные задачи данной дисциплины следующие:

    детальное изучение залежей углеводородов

    геологическое обоснование выбора систем разработки

    контроль разработки залежи нефти и газа с целью обоснования и выбора мер по управлению процессов разработки

    обобщение опыта разработки нефтяных и газовых месторождений

    планирование добычи нефти, газа, конденсата;

    подсчет запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов;

    охрана недр и окружающей среды в процессе бурения скважин и эксплуатации залежей углеводородов.

    Каждое месторождение нефти, газа и конденсата вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской организацией и предусматривающим ту систему разработки, которая с общегосударственных позиций наиболее рациональна для данного месторождения.

    Разработка нефтяной (газовой) залежи - это комплекс работ, осуществляемых для управления процессом движения пластовых флюидов по пласту к забоям эксплуатационных скважин. Разработка нефтяной (газовой) залежи включает следующие элементы:

    Øколичество скважин на залежи;

    Øразмещение скважин на залежи;

    Øпорядок (последовательность) ввода скважин в эксплуатацию;

    Øрежим работы скважин;

    Øбаланс пластовой энергии;

    Система разработки залежи нефти (газа) - это разбуривание залежи эксплуатационными скважинами по определенной схеме и принятому плану с учётом мероприятий по воздействию на пласт. Систему разработки называют рациональной, когда она при наиболее полном использовании пластовой энергии и применении мероприятий по воздействию на пласт обеспечивает максимальное извлечение нефти и газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах с учётом конкретных геолого-экономических условий региона.

    Развитие нефтяной и газовой промышленности в России имеет более чем столетнюю историю. Вплоть до середины 40-х годов Х1Х столетия разработка нефтяных месторождений осуществлялась только с использованием природной энергии залежей. Это было связано с недостаточно высоким уровнем техники и технологии разработки, а также с отсутствием объективных предпосылок для коренного изменения такого подхода к разработке.

    Со средины 40-х годов в результате открытия новых нефтегазоносных районов развитие нефтяной промышленности связывается с освоением месторождений платформенного типа с большими размерами площадей нефтеносности, значительной глубиной залегания продуктивных пластов и малоэффективным природным режимом - упруговодонапорным, быстро переходящим в режим растворённого газа. Российские учёные и производственники в короткий срок обосновали теоретически и доказали на практике необходимость и возможность применения принципиально новых систем разработки с искусственным вводом в продуктивные нефтяные пласты дополнительной энергии путём нагнетания в них воды.

    Следующим шагом научно-технического прогресса явился поиск процессов обеспечивающих дальнейшее повышение эффективности разработки нефтяных залежей. В последние годы научно-инженерная мысль работает над созданием способов повышения эффективности заводнения. Одновременно изыскиваются и проходят опробование, промышленное испытание и внедрение новые методы воздействия на нефтяные пласты, которые основываются на принципиально новых физико-химических процессах вытеснения нефти из пород-коллекторов.

    Разработка газовых залежей с учетом высокой эффективности их природных режимов до настоящего времени проводится с использованием природной энергии без искусственного воздействия на пласт.

    В последний период в балансе месторождений углеводородов большую роль играют газоконденсатные месторождения.

    И здесь одной из наиболее актуальных задач являются поиски экономически целесообразных методов разработки газоконденсатных месторождений, предотвращающих потери конденсата в пласте.

    Раздел 1: «Методы изучения геологического строения недр и залежей углеводородов на промысловых площадях»

    Глава 1. Геологические наблюдения и исследования при бурении скважин

    Залежи УВ всегда изолированы от дневной поверхности и расположены на различной глубине - от нескольких сотен метров до нескольких километров - 5,0-7,0 км.

    Основная цель геологических наблюдений за процессом бурения скважин состоит в изучении геологического строения месторождений и отдельных продуктивных горизонтов и насыщающих эти горизонты флюидов. Чем полнее и качественнее будет эта информация, тем качественней будет проект разработки месторождения.

    За процессом бурения скважин должен осуществляться тщательный геологический контроль. По окончанию бурения скважины геолог должен получить о ней следующую информацию:

    геологический разрез скважины, литологию пройденных работ;

    положение в разрезе скважин пород-коллекторов;

    характер насыщения пород-коллекторов, чем они насыщены, каким пластовым флюидом

    техническое состояние скважин (конструкция скважин, распределение по стволу давления, температуры)

    Особенно тщательный геологический контроль должен осуществляться при бурении разведочных скважин, на информации которых будет основано бурение эксплуатационных скважин на нефть и газ.

    Методы изучения разрезов бурящихся скважин подразделяются на 2 группы:

    1.прямые методы

    2.косвенные методы

    Прямые методы позволяют нам прямо непосредственно получать информацию о пройденном разрезе литологии пород, вещественном составе, положении коллекторов и их насыщении.

    Косвенные методы дают информацию о разрезе скважин по косвенным признакам, а именно по взаимосвязи их физических свойств с такими же их характеристиками как сопротивление прохождение электрического тока, магнитные, упругие.

    Прямые методы основаны на изучении:

    образцов горных пород, отобранных из скважины в процессе бурения (керн, шлам, боковой грунтонос)

    отбор проб флюидов при попутном и стационарном опробовании.

    отбор проб пластового флюида при испытании в эксплуатационной колонне

    газовый каротаж

    наблюдение за осложнениями в процессе бурения (обвалы стенок скважины, поглощения бурового раствора, проявления пластового флюида)

    Косвенные методы позволяют судить о вещественном составе разреза скважин, коллекторских свойствах, характера насыщения пород-коллекторов пластовым флюидом по косвенным признакам: естественная или искусственная радиоактивность, способность породы проводить электрический ток, акустические свойства, магнитные, тепловые.

    Изучение керна

    Керновый материал является основной информацией о скважине.

    Выбор интервала бурения с отбором керна зависит от поставленных геологических задач.

    На новых еще слабо изученных месторождениях при бурении первых скважин рекомендуется производить сплошной отбор керна в совокупности с комплексов геофизических исследований. На месторождения, где верхняя часть разреза изучена, а нижняя еще подлежит исследованию, в изученном интервале керн нужно отбирать лишь в контактах свит, а в неизученном интервале - производить сплошной отбор керна (см рис. 1)

    В эксплуатационных скважинах керн не отбирается и все наблюдения основаны на информации каротажа и наблюдений за процессом бурения. В этом случае керн отбирается в продуктивном горизонте для его детального изучения.

    При изучении керна необходимо получить следующую информацию о скважине:

    наличие признаков нефти и газа

    вещественный состав породы и их стратиграфическая принадлежность

    коллекторские свойства пород

    структурные особенности пород и возможные условия их залегания

    Образцы пород, которые отправляют в лабораторию для исследования содержания УВ, парафинируют (завертывают в марли и несколько раз погружают в расплавленный парафин, давая каждый раз затвердеть парафину, пропитавшему марлю). Затем запарафинированные образцы помещают в металлические банки с плоскими крышками. Образцы перекладывают ватой или мягкой бумагой и отправляют в лабораторию на исследование. Оставшуюся часть керна сдают в кернохранилище.

    Признаки нефти и газа в кернах должны быть предварительно изучены на буровой на свежих образцах и изломах и затем более детально - в лаборатории промыслового управления.

    Рис.1 - а - бурение без отбора керна; б - бурение с отбором керна

    Интервалы проходки скважины с отбором керна определяются целью бурения и степенью изучения разреза. Все глубокие скважины подразделяются на 5 категорий: - опорные, параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные.

    Опорные скважины бурятся для изучения общего геологического строения в новых неизученных глубоким бурением территориях. Отбор керна производится равномерно по всему стволу скважины. При этом проходка с отбором керна составляет от 50 до 100% общей глубины скважин.

    Параметрические скважины бурятся для изучения геологического строения и перспектив нефтегазоносности новых территорий, а также для увязки геологических и геофизических материалов. Проходка с отбором керна составляет не менее 20% от общей глубины скважины.

    Поисковые скважины бурятся с целью поисков залежей нефти и газа. Отбор керна здесь производится в интервалах залегания продуктивных горизонтов и контактов различных стратиграфических подразделений. С отбором керна проходится не более 10-12% глубины скважин.

    Разведочные скважины бурятся в пределах площадей с установленной нефтегазоносностью с целью подготовки залежи к разработке. Керн отбирают только в интервалах продуктивных горизонтов в пределах 6-8% от глубины скважины.

    Эксплуатационные скважины бурятся с целью разработки нефтяных и газовых залежей. Керн, как правило, не отбирается. Однако, в отдельных случаях для изучения продуктивного пласта практикуется отбор керна в 10% скважин равномерно расположенных по площади.

    Интервалы с отбором керна проходят специальными долотами - колонковыми, которые в центре долота оставляют не разбуренную породу, называемую керн и поднимают ее на поверхность. Разбуренная часть породы называется шлам, который выносится на поверхность струей бурового раствора в процессе бурения.

    Отбор образцов пород с помощью боковых грунтоносов

    Этот метод применяется тогда, когда в запланированном интервале не удалось отобрать керн. Кроме того еще тогда, когда по результатом геофизических исследований после окончания бурения скважинами выявлены горизонты представляющие интерес с точки зрения нефтегазоносности, однако керном этот интервал не освещен. С помощью бокового грунтоноса со стенки скважины отбирается образец горной породы. В настоящее время применяется 2 разновидности проборов:

    1.стреляющие боковые грунтоносы

    2.сверлящие боковые грунтоносы

    Принцип действия стреляющего грунтоноса: на трубах спускается против интересующего нас интервала гирлянда патронов. При взрыве гильзы врезаются в стенки скважины. При подъеме инструмента гильзы на стальных поводках с захваченной горной породой из стенки скважины поднимаются наверх.

    Недостатки этого метода:

    получаем дробленую породу

    образец малого объема

    в твердую породу боек не внедряется

    рыхлая порода высыпается

    Сверлящие боковые грунтоносы - имитация горизонтального бурения, получаем образцы малого объема.

    Отбор шлама

    В процессе бурения долота разрушают горную породу и струей промывочной жидкости обломки горной породы выносятся на поверхность. Эти обломки, частицы горной породы называются шлам. На поверхности их отбирают, отмывают от бурового раствора и тщательно изучают т.е. определяют вещественный состав этих обломков. Результаты исследований наносят на график в соответствии с глубиной отбора шлама. Такая диаграмма называется шламмограммой (см.рис. 2) В процессе бурения шлам отбирается во всех категориях скважин.

    Рис. 2 Шламограмма

    Геофизические методы исследования скважин изучаются самостоятельно при изучении курса ГИС.

    Геохимические методы исследования

    Газовый каротаж

    В процессе бурения скважин буровой раствор омывает продуктивный пласт. Частицы нефти и газа попадают в раствор и выносятся вместе с ним на поверхность, где специальным пробоотборником производится дегазация бурового раствора, изучается содержание легких УВ и общее содержание углеводородных газов. Результаты исследования наносят на специальную диаграмму газового каротажа (см. рис. 3).

    Рис.3 Диаграмма газового каротажа

    Если в процессе бурения установлено наличие продуктивного пласта, то проба газа с помощью хроматографа исследуется на содержание отдельных компонентов непосредственно на буровой скважине.

    Механический каротаж

    Изучается скорость проходки, фиксируется время затраченное на бурение 1м и результаты наносятся на специальный бланк (см рис 4).

    Рис. 4. бланк механического каротажа

    Кавернометрия

    Кавернометрия - непрерывное определение диаметра скважины с помощью каверномера.

    В процессе бурения диаметр скважины отличается от диаметра долота и меняется в зависимости от литологического типа пород. Например, в интервале залегания проницаемых песчаных пород происходит сужение, уменьшение диаметра скважины, в следствии образования глинистой корки на стенках скважины. В интервале залегания глинистых пород наоборот, наблюдается увеличение диаметра скважины по сравнению с диаметром долота в результате насыщения глинистых пород фильтратом бурового раствора и дальнейшим обвалом стенок скважины (см. рис. 5). В интервале залегания карбонатных пород диаметр скважины соответствует диаметру долота.

    Рис. 5. Увеличение и уменьшение диаметра скважины в зависимости от литологии пород

    Наблюдения за параметрами бурового раствора, нефтегазоводопроявлениями

    В процессе бурения скважины могут иметь место следующие осложнения:

    обвал стенок скважин, что приводит к прихвату бурового инструмента;

    поглощение бурового раствора, вплоть до его катастрофического ухода- при вскрытии зон разрывных нарушений;

    разжижение бурового раствора, уменьшение его плотности, что может привести к выбросу нефти или газа.

    Попутное и стационарное опробование продуктивного пласта

    Различают попутное и стационарное опробование продуктивного пласта.

    Попутное опробование продуктивного пласта заключается в отборе проб нефти, газа и воды из продуктивных пластов в процессе бурения с помощью специальных приборов:

    опробователь пластов на каротажном кабеле ОПК

    испытатель пластов на бурильных трубах - КИИ (комплект испытательных инструментов)

    Стационарное опробование производится по окончании бурения скважины.

    В результате испытания пластов получают следующую информацию:

    Характер пластового флюида;

    Информация о пластовом давлении;

    Положение ВНК, ГВК, ГНК;

    Сведения о проницаемости породы - коллектора.

    Проектная документация на строительство скважин

    Основной документ на строительство скважин - геолого-технический наряд. Он состоит из 3-х частей:

    геологическая часть

    техническая часть

    В геологической части содержится следующая информация о скважине:

    проектный разрез скважины

    возраст пород, глубина залегания, углы падения, крепость

    интервалы возможных осложнений, интервалы отбора керна.

    В технической части приводится:

    режим бурения (нагрузка на долото, производительность буровых насосов, число оборотов ротора)

    глубина спуска колонн и их количество, диаметр

    высота подъема цемента за колонной и т.д.

    Глава 2 Методы геологической обработки материалов бурения скважин и изучение геологического строения месторождения

    Геологическая обработка материалов бурения скважин дает возможность построить профиль месторождения и структурные карты по кровле продуктивного пласта, позволяющие получить полное представление о строении месторождения. Для детального изучения всех вопросов строения месторождения необходимо провести тщательную корреляцию (сопоставление разрезов скважин).

    Корреляция разрезов скважин заключается в выделении опорных пластов и определении глубины их залегания с целью установления последовательности залегания пород, выявления одноименных пластов для прослеживания за изменением их толщин и литологического состава. В нефтепромысловом деле различают общую корреляцию разрезов скважин и зональную (детальную). При общей корреляции сопоставляются разрезы скважин в целом от устья скважины до забоя по одному или нескольким горизонтам (реперам) Смотри рисунок 6.

    Детальная (зональная) корреляция проводится для детального изучения отдельных пластов и пачек.

    Результаты корреляции представляются в виде корреляционной схемы. Репер (маркирующий горизонт) - это пласт в разрезе скважины, который резко отличается по своим характеристикам (вещественный состав, радиоактивность, электрические свойства и т.д.) от выше- и нижележащих пластов. Он должен:

    легко находиться в разрезе скважин;

    присутствовать в разрезе всех скважин;

    иметь небольшую, но постоянную величину.

    Рис. 6. Реперная поверхность

    При зональной корреляции за реперную поверхность принимают кровля продуктивного пласта. Если она размыта - подошву. Если и она размыта, то выбирают любой выдержанный в пределах площади пласт, пропласток внутри пласта.

    Составление разрезов месторождения - типовых, средненормальных, сводных

    При выполнении общей корреляции получаем информацию о напластовании пород и их толщине. Эта информация необходима для построения разреза месторождения. На таком разрезе приводится усредненная характеристика горных пород, их возраст и толщина.

    Если используется вертикальная толщина пластов - разрез называется типовым разрезом. Такие разрезы составляют на промысловых площадях. На разведочных площадях составляются средненормальные разрезы, где используются истинные (нормальные) толщины пласта.

    В том случае, когда разрез месторождения существенно меняется по площади - строятся сводные разрезы. При составлении литологической колонки на сводном разрезе используют максимальную толщину каждого пласта, а в колонке «толщина» приводится максимальное и минимальное его значение.

    Составление геологического профильного разреза месторождения

    Геологический профильный разрез - графическое изображение строения недр по определенной линии в проекции на вертикальную плоскость. В зависимости от положения на структуре выделяются профильные (1-1), поперечные (2-4) и диагональные (5-5) разрезы.

    Существуют определенные правила ориентировки линии профиля на чертеже. Справа находится север, восток, северо-восток, юго-восток.

    Слева - юг, запад, юго-запад, северо-запад.

    Для построения профильного разреза месторождения наиболее часто используются масштабы 1:5000, 1:10000, 1:25000, 1:50000, 1:100000.

    Во избежание искажения углов падения пород вертикальный и горизонтальный масштабы принимаются одинаковыми. Но для наглядности изображения вертикальный и горизонтальный масштабы принимаются различными. Например масштаб вертикальный 1:1000, а горизонтальный 1:10000.

    Если скважины искривлены - сначала строим горизонтальные и вертикальные проекции искривленных стволов скважин, наносим вертикальные проекции на чертеж и строим профиль.

    Последовательность построения профильного разреза месторождения

    Проводится линия уровня моря - 0-0 и на ней откладываем положение скважины. Положение 1-ой скважины выбирается произвольно. Через полученные точки проводим вертикальные линии, на которых в масштабе профиля откладываем альтитуды устьев скважин. Соединяем устья скважин плавной линией - получаем рельеф местности.

    Рис. 9. Профильный разрез месторождения

    От устья скважины строим стволы скважин до забоя. Проекции искривленных стволов перекалываем на чертеж. По стволу скважин откладываем глубины залегания стратиграфических горизонтов, элементы залегания, глубины разрывных нарушений, которые приводятся в первую очередь.

    Построение структурной карты

    Структурная карта- это геологический чертеж, отображающий в горизонталях подземный рельеф кровли или подошвы какого-либо одного горизонта, в отличие от топографической карты, показывающей в горизонталях рельеф Земной поверхности, в строении которой могут участвовать горизонты различного возраста.

    Структурная карта дает четкое представление о строении недр, обеспечивает точное проектирование эксплуатационных и разведочных скважин, облегчает изучение залежей нефти и газа, распределение пластовых давлений по площади залежи. Пример построения структурной карты приведен на рисунке 10.

    Рис. 10. Пример построения структурной карты

    При построении структурной карты за базисную плоскость обычно принимают уровень моря, от которого отсчитывают горизонтали (изогипсы) подземного рельефа.

    Отметки ниже уровня моря берутся со знаком минус, выше со знаком плюс.

    Равные по высоте промежутки между изогипсами называется сечением изогипс .

    В промысловой практике обычно применяются следующие способы построения структурных карт:

    способ треугольников - для ненарушенных структур.

    способ профилей - для сильно нарушенных структур.

    комбинированный.

    Построение структурной карты способом треугольников состоит в том, что скважины соединяются линиями, образуя систему треугольников, желательно равносторонних. Затем между точками вскрытия пласта проводим интерполяцию. Соединяем одноименные отметки- получаем структурную карту.

    Абсолютная отметка точки вскрытия пласта определяется по формуле:

    + А.О.=+Al-,

    А.О.- абсолютная отметка точки вскрытия пласта - это расстояние по вертикали от уровня моря до точки вскрытия пласта, м.

    Al - альтитуда устья скважины - расстояние по вертикали от уровня моря до устья скважин, м.

    l -глубина вскрытия пласта - расстояние от устья скважин до точки вскрытия пласта, м.

    ΣΔ l - поправка на кривизну скважин, м.

    На рисунке 11 приведены различные варианты вскрытия пласта:

    Рис. 11. Различные варианты вскрытия пласта

    Условия залегания нефти, газа и воды в недрах

    Для осуществления рациональной системы разработки и организации эффективной эксплуатации нефтегазоносных пластов необходимо знать их физические и коллекторские свойства, физико-химические свойства содержащихся в них пластовых флюидов, условия их распределения в пласте, гидрогеологические особенности пласта.

    Физические свойства горных пород - коллекторов

    Продуктивные пласты нефтяных месторождений, содержащие углеводороды, характеризуются следующими основными свойствами:

    пористостью;

    проницаемостью;

    насыщенностью пород нефтью, газом, водой в различных условиях их залегания;

    гранулометрическим составом;

    молекулярно- поверхностные свойства при взаимодействии с нефтью, газом, водой.

    Пористость

    Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин). Пористость определяет способность породы вмещать в себя пластовый флюид.

    Пористость- отношение объема пор образца к его объему, выраженное в процентах.

    п=V п / V о *100%

    Количественно пористость характеризуется коэффициентом пористости - отношение объема пор образца к объему образца в долях единицы.

    k п =V п / V о

    Различные горные породы характеризуются различными значениями пористости, например:

    глинистые сланцы - 0,54 - 1,4%

    глины - 6,0 - 50%

    пески - 6,0 - 52%

    песчаники - 3,5 - 29%

    известняки, доломиты - 0,65 - 33%

    В промысловой практике выделяются следующие виды пористости:

    общая (абсолютная, физическая, полная) - это разность между объемом образца и объемом составляющих его зерен.

    открытая (пористость насыщения) - объем всех сообщающиеся между собой пор и трещин, в которые проникает жидкость или газ;

    эффективная - объем пор, насыщенных нефтью или газом за вычетом содержания связанной воды в порах;

    Коэффициент эффективности пористости - это произведение коэффициента открытой пористости на коэффициент нефтегазонасыщенности.

    Карбонатные породы являются продуктивными при пористости равной 6-10% и выше.

    Пористость песчаных пород колеблется в пределах 3 - 40%, в основном 16-25%.

    Пористость определяют путем лабораторного анализа образцов либо по результатам ГИС.

    Проницаемость пород

    Проницаемость горной породы [к] - способность ее пропускать пластовый флюид.

    Одни породы, например глины имеют высокую пористость, но низкую проницаемость. Другие известняки - наоборот - малую пористость, но высокую проницаемость.

    В нефтепромысловой практике различают следующие виды проницаемости:

    абсолютная;

    эффективная (фазовая);

    относительная;

    Абсолютная проницаемость - это проницаемость пористой среды при движении в ней одной фазы (нефти, газа или воды). В качестве абсолютной проницаемости принято считать проницаемость пород, определенную по газу (азоту) - после экстракции и высушивания породы до постоянного веса. Абсолютная проницаемость характеризует природу самой среды.

    Фазовая проницаемость (эффективная) - это проницаемость породы для данного флюида при наличии и движении в порах многофазных систем.

    Относительная проницаемость - это отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

    При изучении проницаемости пород пользуются формулой линейного закона фильтрации Дарси, по которой скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости жидкости.

    V=Q/ F = kΔP / μL ,

    Q - объемный расход жидкости через породу за 1 сек. - м3

    V -скорость линейной фильтрации - м/с

    μ - динамическая вязкость жидкости, н с/м 2

    F - площадь фильтрации - м 2

    ΔP - перепад давления на длине образца L,МПа

    k -коэффициент пропорциональности (коэффициент проницаемости), определяется по формуле:

    K=QML/ FΔP

    Единицы измерения при этом следующие:

    [L]-м [F]-м 2 [Q]-м 3 /с [P]-н/м 2 [ μ ]-нс/м 2

    При всех значениях коэффициентов равных единицы, размерность k есть м 2

    Физический смысл размерности k это площадь. Проницаемость характеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по которым осуществляется фильтрация пластового флюида.

    В промысловом деле для оценки проницаемости пользуются практической единицей - дарси - которая в 1012 раз меньше чем k=1 м 2 .

    За единицу в 1д принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см 2 длиной 1 см при перепаде давления 1 кг/см 2 расход жидкости вязкостью 1сП (санти-пуаз) составляет 1 см 3 /с . Величина 0,001 д - называется миллидарси.

    Нефте - и газоносные пласты имеют проницаемость порядка 10-20 md до 200 md.

    Рис. 12. Относительная проницаемость воды и керосина

    Из рис. 12, видно, что относительная проницаемость для керосина Кок - быстро уменьшается при увеличении водонасыщенности пласта. При достижении водонасыщенности Кв - до 50% коэффициент относительной проницаемости для керосина Кок снижается до 25%. При увеличении Кв до 80%, Кок снижается до 0 и через пористую среду фильтруется чистая вода. Изменение относительной проницаемости для воды происходит в обратном направлении.

    Условия залегания нефти, газа и воды в залежах

    Нефтяные и газовые залежи располагаются в верхних частях структур, образуемых пористыми и перекрывающими их непроницаемыми породами (покрышками). Эти структуры называются ловушками.

    В зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на:

    чисто газовые

    газоконденсатные

    газонефтяные (с газовой шапкой)

    нефтяные с растворенным в нефти газом.

    Нефть и газ располагаются в залежи соответственно своим плотностям: в верхней части залегает газ, ниже - нефть, и еще ниже - вода (смотри рисунок 13).

    Кроме нефти и газа в нефтяной и газовых частях пластов содержится еще и вода в виде тонких слоев на стенках пор и субкапиллярных трещин, удерживающихся силами капиллярного давления. Эту воду называют «связанной » или «остаточной». Содержание «связанной » воды составляет 10-30% от суммарного объема порового пространства.

    Рис.13. Распределение нефти, газа и воды в залежи

    Элементы залежи нефти-газа :

    водонефтяной контакт (ВНК) - граница между нефтяной и водяной частями залежи.

    газонефтяной контакт (ГНК) - граница между газовой и нефтяной частями залежи.

    газоводяной контакт (ГВК) - граница между газонасыщенной и водонасыщенной частями залежи.

    внешний контур нефтеносности - это пересечение ВНК с кровлей продуктивного пласта.

    внутренний контур нефтеносности - это пересечение ВНК с подошвой продуктивного пласта;

    приконтурная зона - это часть залежи нефти между внешним и внутренним контурами нефтеносности;

    Скважины пробуренные в пределах внутреннего контура нефтеносности, вскрывают нефтяной пласт на всю толщину.

    Скважины пробуренные в пределах приконтурной зоны, вскрывают в верхней части - нефтенасыщенный пласт, ниже ВНК - водонасыщенную часть.

    Скважины, пробуренные за профилями внешнего контура нефтеносности, вскрывают водонасыщенную часть пласта.

    Коэффициент водонасыщенности - отношение объема воды в образце к объему пор образца.

    K в =V воды / V пор

    Коэффициент нефтенасыщенности - отношение объема нефти в образце к объему пор образца.

    К н =Vнеф/V пор

    Между этими коэффициентами существует следующая зависимость:

    К н +К в =1

    Толщина продуктивных пластов

    В нефтепромысловой практике различают следующие виды толщин продуктивных пластов (см.рис.14):

    общая толщина пласта h общ - суммарная толщина всех пропластков - проницаемых и непроницаемых - расстояние от кровли до подошвы пласта.

    эффективная толщина h эф - суммарная толщина пористых и проницаемых пропластков, по которым возможно движение флюидов.

    эффективная нефте - или газонасыщенная толщина h эф н-нас - суммарная толщина пропластков, насыщенной нефтью или газом.

    h общ -(обшая толщина)

    эф = h 1 +h 2эф н-нос = h 1 +h 3

    Рис. 14 Смеха толщин продуктивных пластов

    Для изучения закономерности изменения толщин составляется карта - общих, эффективных, и эффективных нефте - и газонасыщенных толщин.

    Линии равных значений толщин называются изопахитами, а карта - карта изопахит.

    Методика построения аналогична построению структурной карты способом треугольников.

    Термобарические условия недр нефтяных и газовых месторождений

    Знать температуру и давление в недрах нефтяных и газовых месторождений необходимо для того, чтобы правильно подойти к решению вопросов, имеющих как научное, так и народно- хозяйственные значение:

    1.формирование и размещение залежей нефти и газа.

    2.определение фазового состояния углеводородных скоплений на больших глубинах.

    .вопросы технологии бурения и закачивания глубоких и сверхглубоких скважин.

    .освоение скважин.

    Температура в недрах

    Многочисленными замерами температур в простаивающих скважинах отмечено, что с глубиной температура возрастает и это возрастание может быть охарактеризовано геотермической ступенью и геотермическим градиентом.

    С увеличением глубины залегания продуктивных пластов повышается и температура. Изменение температуры на единицу глубины наз. геотермическим градиентом. Его величина колеблется в пределах 2,5 - 4,0%/100 м.

    Геотермический градиент - это приращение температуры на единицу длины (глубины).

    grad t= t 2 -t 1 / H 2 -H 1 [ 0 С/м]

    Геотермическая ступень [G] - это расстояние на которое нужно углубиться, чтобы температура повысилась на 10С.

    G = H 2 -H 1 / t 2 -t 1 [м/ 0 С]

    Рис. 15. Изменение температуры с глубиной

    Эти параметры определяются по замерам температур в простаивающих скважинах.

    Замеры температуры с глубиной осуществляются либо электротермометром по всему стволу скважины, либо максимальным термометром - для научных целей.

    Максимальный термометр показывает максимальную температуру на глубине, на которую он спущен. Электротермометром регистрируется непрерывная запись температуры по стволу скважины при подъеме прибора.

    Для получения истинной температуры пород скважина должна находится в покое долгое время, не менее 25-30 суток, чтобы в ней установился естественный тепловой режим, нарушенный бурением. По результатам замеров температур строятся термограммы - кривые зависимости температур от глубины. Используя данные термограмм можно определить геотермический градиент и ступень.

    В среднем по Земному шару геотермический градиент имеет величину 2,5-3,0 0С/100м.

    Пластовое давление в недрах нефтяных и газовых месторождений

    Каждый подземный резервуар заполнен нефтью, водой или газом и обладает энергией пластовой водонапорной системы.

    Пластовая энергия - это потенциальная энергия пластового флюида в поле силы тяжести Земли. После того как будет пробурена скважина, происходит нарушение равновесия в природной водонапорной системе: потенциальная энергия переходит в кинетическую и расходуется на перемещение флюидов в пласте к забоям эксплуатационных скважин и подъем их на поверхность.

    Мерой пластовой энергии является пластовое давление - это давление жидкости или газа, находящихся в пластах - коллекторах в условиях естественного залегания.

    На нефтяных и газовых месторождениях пластовое давление (Pпл) с глубиной увеличивается на каждые 100м глубины на 0,8 - 1,2 МПа, т.е. примерно на 1,0 МПа/100м.

    Давление, которое уравновешивается столбом минерализованной воды с плотностью ρ= 1,05 - 1,25 г/см3 (103 кг/м3) называется нормальным гидростатическим давлением. Рассчитывается оно так:

    Рн.г.= H ρ в / 100 [МПа]

    Н- глубина, м.

    ρ в - плотность воды, г/см 3 , кг/м 3 .

    Если ρв принимаем равным 1,0, то такое давление называется условным гидростатическим

    Условное гидростатическое давление - это такое давление, которое создается столбом пресной воды плотностью 1,0 г/см3 высотой от устья скважины до забоя.

    Р у.г. = Н / 100 [МПа]

    Давление, которое уравновешивается промывочной жидкостью с плотностью ρж=1,3 г/см3 и более, высотой от устья до забоя скважины называется сверхгидростатическим (СГПД) или анамально-высоким пластовым давлением (АВПД). Это давление на 30 и более % превышает условное гидростатическое давление и на 20-25% - нормальное гидростатическое.

    Отношение АВПД к нормальному гидростатическому называется коэффициентом аномальности пластового давления.

    К а =(Р АВПД /Р н.г .) >1,3

    Давление ниже гидростатического - это аномально низкое пластовое давление (АНПД) - это давление, которое уравновешивается столбом промывочной жидкости с плотностью менее 0,8 г/см3. Если Ка< 0,8 - это АНПД.

    Одной из важнейших характеристик пласта является горное давление - это такое давление, которое является следствием суммарного влияния на пласт геостатического и геотектонического давлений.

    Геостатическое давление - это давление, которое оказывает на пласт масса вышележащей толщи пород.

    Р г.е. = Hρ п /100 [МПа]

    Где, ρп= 2,3 г/см3 - средняя плотность горных пород.

    Геотектоническое давление (давление напряжения) - это давление, которое формируется, образуется в пластах в результате непрерывно - прерывистых тектонических движений.

    Горное давление передается самими породами, а внутри пород - их скелетом (зернами, слагающими пласт). В естественных условиях горному давлению противодействует пластовое давление. Разница между геостатическим и пластовым давлением называется уплотняющее давление.

    Р упл =Р г.е - Р пл

    В промысловой практике под пластовым давление понимается давление в некоторой точке пласта, не подверженной влиянию воронок депрессии соседних скважин (см.рис. 16) Депрессия на пласт Δ P рассчитывается по следующей формуле:

    Δ P= P пл - P заб ,

    где, Pпл- пластовоедавление

    Pзаб -давление на забое действующей скважины.

    Рис. 16 Распределение пластового давления при работающих скважинах

    Начальное пластовое давление P 0 - это давление, замеренное в первой скважине, вскрывшей пласт, до отбора из пласта сколько-нибудь заметного количества жидкости или газа.

    Текущее пластовое давление - это давление, замеренное на определенную дату в скважине, в которой установилось относительное статистическое равновесие.

    Для исключения влияния геологической структуры (глубины замера) на величину пластового давления, давление, замеренное в скважине, пересчитывают на середину этажа нефте- или газоносности, на среднюю точку объема залежи или на плоскость, совпадающую с ВНК.

    В процессе разработки нефтяных или газовых залежей давление непрерывно меняется, при контроле за разработкой давление периодически замеряют в каждой скважине.

    Для изучения характера изменения давления в пределах площади залежи, строят карты давлений. Линии равных давлений называются изобарами, а карты - карты изобар.


    Рис. 17. График изменения давлений во времени по скважинам

    Систематический контроль за изменением пластового давления позволяет судить о процессах происходящих в пласте и регулировать разработку месторождения в целом.

    Пластовое давление определяется с помощью скважинных манометров, спускаемых в скважину на проволоке.

    Жидкости и газ в пласте находятся под давлением, которое называется пластовым. От величины пластового давления P пл - зависит запас пластовой энергии и свойства жидкостей и газов в пластовых условиях. P пл определяет запасы газовой залежи, дебиты скважины и условия эксплуатации залежей.

    Опыт показывает, что P 0 (начальное пластовое давление) измеренное в первой пробуренной скважине, зависит от глубины залежи и может быть приближенно определено по ф-ле:

    P = Hρg[МПа]

    H- глубина залежи, м

    ρ- плотность жидкости, кг/м3

    g- ускорение свободного падения

    Если скважина фонтанирует (переливает), Pпл определяется по формуле:

    Pпл =Hρg+P (давление на устье)

    Если в скважине уровень жидкости не доходит до устья

    Pпл=H1ρg

    H1- высота столба жидкости в скв, м.

    Рис. 18. Определение приведенного пластового давления

    В газовой залежи или газовой части нефтяного пласта пластовое давление практически одинаково по всему объему.

    В нефтяных залежах пластовое давление в различных частях различно: на крыльях - максимальное, в своде -минимальное. Поэтому анализ изменения пластового давления во время эксплуатации залежи затрудняется. Удобнее относить величины пластового давления к одной плоскости, например к плоскости водо-нефтяного контакта (ВНК). Давление отнесенное к этой плоскости, называется приведенным (см.рис.18) и определяется по формулам:

    P 1пр= P 1 + х 1 ρg

    P 2пр= P 2 - х 2 ρg

    Физические свойства нефти, газа и воды

    Газы газовых месторождений называются природными газами, а газы, добываемые вместе с нефтью - нефтяными или попутными.

    Природные и нефтяные газы состоят, в основном, из предельных углеводородов ряда СnН2n+2: метана, этана, пропана, бутана. Начиная с пентана (C5H12)и выше - это жидкости.

    Часто углеводородные газы в своем составе содержат углеводород(CO2, сероводород H2S, азот N, гелий He, аргон, Ar, пары ртути и меркаптаны. Содержание CO2 и H2S достигает иногда десятков процентов, а остальных примесей - доли процентов, например в пластовой смеси АГКМ содержание углекислого газа составляет 12-15 %, а сероводорода 24-30 %.

    Молекулярная масса (M) - углеводородных газов определяется по формуле:

    M= ∑M i Y i

    M i - молекулярная масса i -го компонента

    Y i - доля i -го компонента в смеси по объему.

    Плотность- отношение массы вещества к занимаемому объему.

    ρ =m/V [кг/м 3 ].

    Плотность находится в пределах 0,73-1,0 кг/м3. На практике пользуются относительной плотностью газа - отношение массы данного газа к массе воздуха одинакового объема.

    Относительные плотности различных газов приведены ниже:

    Воздух - 1,0CH4 - 0,553N2 - 0,9673C8H6 - 1,038CO2 - 1,5291C3H8 - 1,523H2S - 1,1906C4H10 - 2,007

    Для перехода от объема в нормальных условиях к объему занимаемым этим же количеством в пластовых условиях служит, объемный коэффициент пластового газа V, - объем, который занял бы 1м 3 газа в пластовых условиях.

    V= V 0 Z (TP 0 / T 0 *P)

    Где, V 0 - объем газа в нормальных условиях при начальных давлении P 0 , и температуре T 0 .

    V - объем газа при текущих давлении P и температуре Т.- коэффициент сверх сжимаемости газа.

    Объемный коэффициент пластового газаV находится в пределах0.01-0.0075

    Вязкость газа - свойство газа сопротивляться перемещению одних частиц относительно других. В системе СИ динамическая вязкость измеряется в мПа*с (мили-паскаль в секунду), например, динамическая вязкость воды при t0 200C составляет µ=1 мПа*с. Вязкость газа газовых месторождений колеблется в пределах:0,0131- 0,0172 мПа*с.

    Вязкость пластовой смеси АГКМ составляет 0,05 - 0,09 мПа*с.

    Растворимость газов в нефти

    Объем однокомпонентного газа, растворяющегося в единице объема жидкости прямо пропорционален давлению

    V г / V ж = αP

    Где, Vг - объем растворяющегося газа

    Vж - объем жидкости

    С древнейших времен люди использовали нефть и газ там, где наблюдались их естественные выходы на поверхность земли. Такие выходы встречаются и сейчас. В нашей стране - на Кавказе, в Поволжье, Приуралье, на острове Сахалин. За рубежом - в Северной иЮжной Америке, в Индонезии и на Ближнем Востоке.

    Все поверхностные проявления нефти и газа приурочены к горным районам и межгорным впадинам. Это объясняется тем, что в результате сложных горообразовательных процессов нефтегазоносные пласты, залегавшие ранее на большой глубине, оказались близко к поверхности или даже на поверхности земли. Кроме того, в горныхпородах возникают многочисленные разрывы и трещины, уходящие на большую глубину. По ним выходят на поверхность нефть и природный газ.

    Наиболее часто встречаются выходы природного газа - от едва заметных пузырьков до мощных фонтанов. На влажной почве и наповерхности воды небольшие газовые выходы фиксируются по появляющимся на них пузырькам. При фонтанных же выбросах, когдавместе с газом извергаются вода и горная порода, на поверхности остаются грязевые конусы высотой от нескольких до сотен метров.Представителями таких конусов на Апшеронском полуострове являются грязевые «вулканы» Тоурагай (высота 300 м) и Кянизадаг (490 м). Конусы из грязи, образовавшиеся при периодических выбросахгаза, встречаются также на севере Ирана, в Мексике, Румынии, США и других странах.

    Естественные выходы нефти на дневную поверхность происходят со дна различных водоемов, через трещины в породах, через пропитанные нефтью конусы (подобные грязевым) и в виде пород,пропитанных нефтью.

    На реке Ухте со дна через небольшие промежутки времени наблюдается всплытие небольших капель нефти. Нефть постоянно выделяется со дна Каспийского моря недалеко от острова Жилого.

    В Дагестане, Чечне, на Апшеронском и Таманском полуострове, а также во многих местах земного шара имеются многочисленные нефтяные источники. Такие поверхностные нефтепроявления характерны для горных регионов с сильно изрезаннымрельефом, где балки и овраги врезаются в нефтеносные пласты, расположенные вблизи поверхности земли.

    Иногда выходы нефти происходят через конические бугры с кратерами. Тело конуса состоит из загустевшей окисленной нефти и породы. Подобные конусы встречаются на Небит-Даге (Туркмения), в Мексике и других местах. На острове Тринидат высота нефтяных конусов достигает 20 м, а площадь «нефтяных озер» вокруг них - 50 га. Поверхность таких «озер» состоит из загустевшей и окисленной нефти. Поэтому даже в жаркую погоду человек не только непроваливается, но даже не оставляет следов на их поверхности.

    Породы, пропитанные окисленной и затвердевшей нефтью, именуются «кирами». Они широко распространены на Кавказе, в Туркмении и Азербайджане. Встречаются они, хотя и реже, на равнинах: на Волге, например, имеются выходы известняков, пропитанных нефтью.

    В течение длительного времени естественные выходы нефти и газа полностью удовлетворяли потребности человечества. Однако развитие хозяйственной деятельности человека требовало все больше источников энергии.

    Стремясь увеличить количество потребляемой нефти, люди стали рыть колодцы в местах поверхностных нефтепроявлений, а затем бурить скважины.

    Сначала их закладывали там, где нефть выходила на поверхность земли. Но количество таких мест ограничено. В конце прошлого века был разработан новый перспективный способ поиска. Бурение стали вести на прямой, соединяющей две скважины, уже дающие нефть.

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

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

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