1. Штанговые скважинные насосные установки (шсну) 2. 1. Гипотеза органического происхождения нефти
 Скачать 0.73 Mb.
|
|
1.Гипотеза органического происхождения нефти М.В. Ломоносов одним из первых обратил внимание на проблему происхождения нефти. Сначала он высказывался за её неорганическое происхождение, однако позднее изменил своё мнение. В 1763 г. в знаменитом труде «О слоях земных» М.В. Ломоносов писал о нефти так: «Между тем выгоняется подземным жаром из приуготовляющихся каменных углей оная бурая и чёрная масляная материя и выступает в разные расселины и полости сухие и влажные, водами наполненные...» Поскольку считалось, что угли произошли из растительных остатков, то и нефти также приписывалось растительное происхождение. Фактически с этой работы Ломоносова отсчитывает свою историю гипотеза органического происхождения нефти и горючих газов. В недрах школы «органиков» бушевали подчас неуёмные страсти. Например, шёл горячий спор о том, каким было исходное вещество — растительного или животного происхождения? Победили, в конце концов, те, кто утверждал: «И растения, и животные». Другим предметом ожесточённых споров было место залегания нефти. Одни считали, что нефтяная залежь находится там, куда упали органические остатки. Сторонники противоположной точки зрения утверждали, что нефть зародилась в одном месте, а скопилась — в другом. Эта гипотеза победила. Концепция органического происхождения нефти опирается, в частности, на то, что практически все известные скопления нефти и природного газа находятся в толщах осадочных пород. Отсюда был сделан вывод: нефть образуется по мере накопления осадков. Учёные обратили внимание также и на то, что нефть и природный газ есть далеко не везде, а скапливаются только в определённых пластах осадочных пород, которые имеют поры или пронизаны трещинами. При этом нередко одни нефтегазоносные пласты отделены от других мощными толщами непроницаемых для жидкостей и газов пород (например, глины, соли). В осадочных породах всегда содержится очень незначительное количество органического вещества (всего 0,2—0,9%). Изучение его состава показало, что оно состоит из веществ, напоминающих жироподобные вещества, содержащиеся в остатках растений на дне морей. А по своему молекулярному строению похоже на соединения, входящие в состав нефти. Благодаря этому некоторые учёные считают доказанной возможность образования углеводородов нефти из липоидов, белков и углеводов, которые входили в состав животных организмов. В начале XX в. геологи и химики широко обсуждали выдвинутую Г. Потонье «сапропелевую» гипотезу происхождении нефти. Сапропель — это перегнивший ил на дне озёр и лагун, обогащенный остатками водорослей и животных. В 1919 г. академик Н.Д. Зелинский произвёл двойную перегонку сапропеля из озера Балхаш. В результате он получил бензин, керосин и тяжёлые масла. В 1921 г. японскому учёному Кобаяси удалось получить искусственную нефть при перегонке жира рыб без давления, но в присутствии катализатора — ускорителя реакции. Подобные опыты были проведены и другими исследователями. Это натолкнуло их на мысль, что такими катализаторами в природных условиях могут быть глины, содержащие вещества-катализаторы, и что в глинистых толщах рассеянное органическое вещество превращается в нефть. Поэтому такие глинистые толщи получили название «нефтепроиз-водящие», или «нефтематеринские». По мнению современных сторонников органической гипотезы, образование нефти происходит следующим образом. Остатки растений и животных в огромном количестве выпадают на дно морей и озёр, где они накапливаются в илах. Затем илы перекрываются новыми слоями, уплотняются и превращаются в осадочную породу. При этом органические остатки разлагаются бактериями. Образуются большое количество метана, углекислый газ, вода и немного жидких и твёрдых углеводородов. Лабораторными экспериментами установлено, что превращение органического вещества в нефть лучше всего протекает при температуре 100— 200° С. Такая температура характерна для глубин 4—6 км, которые некоторые исследователи называют главной зоной нефтеобразования. А глубины с большей температурой считаются главной зоной газообразования. По мере погружения и уплотнения рассеянная нефть вместе с газом выжимается из илов в залегающие выше пористые породы. В новой пористой среде она приобретает свойства «настоящей» нефти. Далее нефть медленно перемещается по порам и трещинам вверх, где при благоприятных условиях формируются скопления — залежи нефти и газа. Гипотеза неорганического происхождения нефти В 1805 г. знаменитый немецкий естествоиспытатель Александр фон Гумбольдт высказал предположение, что нефть образуется на больших глубинах в магматических породах. Он наблюдал, как нефть сочилась из таких пород в Южной Америке, Венесуэле. В 1866 г. французский химик Пьер Бертло обнаружил, что газ ацетилен (ненасыщенный углеводород) при низких температурах может переходить в тяжёлые углеводороды. На этом основании он сделал вывод о том, что так образовались углеводородные соединения метеоритов и что, по-видимому, подобное происхождение имеют углеводороды на других планетах. В 1877 г. на заседании Русского химического общества с изложением «минеральной» (карбидной) гипотезы происхождения нефти выступил Дмитрий Иванович Менделеев. Опираясь на конкретные геологические и химические факты, Менделеев писал: «...Образование нефти... более вероятно приписать действию воды, проникающей чрез трещины, образовавшиеся при подъёме гор, в глубь земли, до того металлысодержащего накалённого ядра земли, которое необходимо признать во внутренности земной... Можно полагать, что нефть там произошла при действии воды, проникшей чрез трещины пород при поднятии кряжей гор, ибо вода с углеродистым железом должна дать окислы железа и углеводороды». В последующие годы появилось немало других вариантов неорганической гипотезы происхождения нефти. В частности, в октябре 1899 г. на заседании Московского Императорского общества испытателей природы выступил с докладом геолог В.Д. Соколов. По его мнению, основной запас углеводородов Земля получила в начале своего развития, когда представляла собой очень разрежённую массу «паров и газов», в числе которых присутствовали и углеводороды. А по мере остывания и уплотнения земной коры парообразные углеводороды, поднимаясь из внутренней части Земли, «легко конденсировались в жидкие и твёрдые битумы, постепенно накоплявшиеся в поверхностных частях литосферы». В настоящее время споры о происхождении нефти поутихли. Однако вопрос этот далеко не праздный, т.к. от ответа на него зависит эффективность поисков нефтяных и газовых месторождений. 2.Горные породы Существуют три основных вида горных пород — магматические, осадочные и метаморфические. Магматические породы образовались из магмы в результате ее остывания и отвердевания. Иногда магма вытесняется на поверхность и изливается из кратеров вулканов в виде лавы. Базальт — одна из экструзивных горных пород, названных так, поскольку магма остывает и отвердевает на поверхности Земли. Интрузивные породы формируются при застывании магмы в земной коре. Наиболее часто встречающейся из таких пород является гранит. Осадочные породы состоят из осколков эродированной породы, а иногда из остатков некогда живой материи. Осколки породы, включая гальку, песок и глину, переносятся ветром или потоками воды или ледников и обычно оседают на дне озер и морей, где постепенно уплотняются. Просачиваясь через уплотненные частицы, вода оставляет там цементирующие их минералы. Сюда относятся конгломераты, песчаники (состоящие из крупиц песка), а также глинистые сланцы, или аргиллит. Некоторые виды известняка образовались из остатков вымерших организмов, таких как ракушечник. Чистый известняк (мел) состоит из остатков планктона. Уголь относится к породам, состоящим из окаменевших остатков растительного материала. Другие осадочные породы образовались из растворенных в воде химических веществ. Так появились отдельные виды известняка, а также каменная соль, образующаяся при испарении морской воды. Метаморфические горные породы образуются в толще земной коры в результате изменения (метаморфизма) осадочных или магматических горных пород. К метаморфическим так же относятся осадочные породы, измененные в результате нагревания, давления или химических реакций. Магматические и метаморфические породы обладают высокой твердостью, поскольку состоят из кристаллов. 3) условие залегания осадочных горных пород Осадочные горные породы (ОГП)— горные породы, существующие в термодинамических условиях, характерных для поверхностной части земной коры, и образующиеся в результате переотложения продуктов выветривания и разрушения различных горных пород, химического и механического выпадения осадка из воды, жизнедеятельности организмов или всех трех процессов одновременно. По условиям накопления осадочных горных пород выделяют 3 вида З. г. п.: трансгрессивное залегание, регрессивное залегание и миграционное залегание. Трансгрессивное залегание (геологическое), залегание слоев осадочных горных пород, возникающее в результате наступления — трансгрессии — моря на сушу. При Т. з. верхние, более молодые, слои распространены шире нижних, ранее отложившихся (так называемых базальных) горизонтов; последние залегают на подстилающих их более древних породах со стратиграфическим перерывом. Наличие такого перерыва указывает, что после отложения пород в пределах данной области более или менее длительное время существовала суша, впоследствии опустившаяся. Наступления моря на сушу сопровождается разрушением — абразией — и выравниванием сё поверхности, на которую горизонтально ложатся осадки трансгрессирующих морских бассейнов Регрессивное залегание (геологическое), залегание слоев осадочных пород, образующееся в обстановке регрессии(отступание моря от берегов) моря. Характеризуется сменой в разрезах (снизу вверх) тонких обломочных пород (глин) всё более крупнозернистыми породами (алевритами, песками, галечниками) и уменьшением площади, занимаемой породами морского происхождения Миграционное залегание горных пород, пространственное положение в земной коре горных пород, характеризующееся смещением области накопления осадков в одном направлении, что вызывается перемещением оси прогиба. Слои последовательно отступают с одной стороны прогиба и трансгрессивно ложатся на основание прогиба с другой стороны. В результате прогибы приобретают резко асимметричное строение: на одном из крыльев накапливаются мощные толщи осадков с полными стратиграфическими разрезами, на другом — маломощные отложения с сокращёнными стратиграфическими разрезами. 4.Классификация запасов нефти и газа. нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом; газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные) нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат; газовые, содержащие только газ; газоконденсатные, в газе которых содержится конденсат. 5.Подсчет запасов нефти и газа Подсчет запасов нефти и газа лежит в основе проектирования разработки нефтяных месторождений. Он необходим для правильного объема и направления капитального строительства на каждом нефтяном промысле. Для подсчета запасов нефти применяют следующие методы: 1) объемный; 2) отдача с 1 га или с 1 м2; 3) объемно-генетический; 4) кривых эксплуатации, или статистический; 5) материальных балансов; 6) карт изобар. Для подсчета запасов газа применяют следующие методы: 1) объемный; 2) по падению давления; 3) материальных балансов; 4) карт изобар. Основным методом подсчета запасов является объемный: -он основан на геометрических представлениях о нефтеносном пласте и на данных его пористости, нефтенасыщенности и отдачи нефти. Объем пласта определяется как произведение нефтеносной площади на эффективную мощность пласта. Затем в подсчеты вводят коэффициент пористости нефтесодержащих пород, насыщения пласта нефтью, отдачи, усадки и удельного веса нефти. Определение численных значений коэффициента, особенно насыщения и отдачи, часто весьма затруднительно и требует специального отбора кернов и тщательного исследования их в лаборатории. Основной недостаток метода - неопределенность в отношении данных о возможном отборе запасов во времени. Кроме того, подсчитанные цифры запасов не характеризуют возможной дебитности скважин. Метод подсчета запасов нефти (и газа) объемно-генетический - основан на количественной оценке масштаба нефтегазообразования на нефтяных площадях. С его помощью производится подсчет прогнозных запасов (категория D) в областях и районах, слабо изученных и с еще недоказанной промышленной нефтегазоносностью. Исходные данные для подсчета величины удельной плотности запасов (в т/км2 площади) или величины коэффициента продуктивности (Кпр в т/м3 осадочных отложений) могут быть получены соответственно двумя методами: объемно-генетическим - на основе геолого-битуминологического изучения пород прогнозируемого района, области, бассейна, и принятого по аналогии Как (коэффициента аккумуляции) и объемно-статистическим - на основе использования средних мировых данных для седиментационных бассейнов. аналогичного типа по величине Кпр (в т/км3 осадочных отложений). Метод подсчета прогнозных запасов нефти объемно-статистический - в его основе лежит средняя продуктивность 1 км3 осадочных отложений в тоннах извлекаемой нефти или ее первоначально подсчитанных геологических запасов. Продуктивность выводится статистическим методом как средняя величина для группы промышленных нефтеносных бассейнов каждого геотектонического типа (платформенных, передовых прогибов, межгорных впадин) и затем экстраполируются для подсчета прогнозных запасов в новых бассейнах аналогичного строения. Метод впервые применен Л. Уиксом в 1950 г., подсчитавшим, что в 1 км3 осадочных пород содержание извлекаемой нефти колеблется от 195-260 т в Кентукки и Индиане и до 6500 т в Калифорнии 6. Методы поиска нефти и газа. Чтобы поиски на подземные залежи не стали бесконечно долгими и дорогими, а приносила действительно значимые результаты и стоила как можно дешевле, её проводят в два этапа.Первый этап называется поисковым. Сначала ищут перспективные площади — ловушки. Для этого огромные территории обследуются самыми ультрасовременными методами: фотографируются из космоса, «просвечиваются» сейсмическими волнами, прослушиваются специальными приборами. Специалисты составляют карты и рисуют геологические разрезы земной коры, на которых становятся видны изгибы пластов в недрах. Если обнаруживается нечто похожее на потенциальную ловушку углеводородов под землёй, то начинают второй этап работ — разведку месторождения. На первом этапе проводятся в большом объёме геолого-геофизические исследования; бурятся опорные, параметрические и поисковые скважины.На втором этапе бурят разведочные скважины и с помощью бурения выясняют, есть ли на глубине нефть или газ, а если есть, то сколько, т.е. подсчитывают запасы. И только после того как установят размеры месторождения и решат, что оно достаточно рентабельное, приступают к его разработке. 7.Поиск нефти и газа с помощью глубокого бурения Бурение скважин применяют с целью оконтуривания залежей, а также определения глубины залегания и мощности нефтегазоносных пластов. Еще в процессе бурения отбирают керн-цилиндрические образцы пород, залегающих на различной глубине. Анализ керна позволяет определить его нефтегазоностность. Однако по всей длине скважины керн отбирается лишь в исключительных случаях. Поэтому после завершения бурения обязательной процедурой является исследование скважины геофизическими методами. На стадии поиска нефти и газа производится бурение поисковых скважин с целью открытия месторождений. Первые поисковые скважины для изучения всей толщи осадочных пород бурят, как правило, на максимальную глубину. После этого поочередно разведуют каждый из «этажей» месторождений, начиная с верхнего. В результате данных работ делается предварительная оценка запасов вновь открытых месторождений и даются рекомендации по их дальнейшей разведке. Разведочный этап осуществляется в одну стадию. Основная цель этого этапа – подготовка месторождений к разработке. В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, коллекторские свойства продуктивных горизонтов. По завершении разведочных работ подсчитываются промышленные запасы и даются рекомендации по вводу месторождений в разработку. 8.Отбор и изучение шлама и керна при бурении Отбор ориентированного керна Отбор ориентированного керна позволяет уточнить геологическую модель залежи, определить потенциальную нефтедобычу, режим разработки месторождения и др., так как дает точную геологическую информацию: об углах падения пластов, о направлениях их простирания, о пространственном распределении характеристик коллекторов, о тенденциях изменения пористости и проницаемости. Ориентация керна достигается при помощи специального чертящего башмака, расположенного ниже кернорвателя, который выполняет на керне три насечки. Одна насечка служит для идентификации, две других расположены от нее под углом 135° по окружности поперечного сечения керна. Пространственная ориентация поднятого на поверхность керна осуществляется по результатам его палеомагнитного анализа и определения положения насечек, нанесенных на керн, относительно сторон света (направления север–юг). Отбор герметизированного керна, герметизация керна Отбор герметизированного керна продиктован необходимостьюпрямого определения по керну пластовых значений нефте- и газонасыщения и установления фазового состава флюидов. Информативность герметизированного керна выше керна, отобранного без герметизации, так как кроме сохранения остаточного водонасыщения в герметизированном керне возможно сохранение нефте- и газонасыщения, а также и температуры при термостатировании керноприемника, благодаря чему обеспечивается возможность: прямого определения по керну пластовых и текущих значений нефте- и газонасыщения; сохранения фазового состава флюидов, что особенно важно при отборе керна из газогидратных залежей. |