Конспект лекций. Бакалавриат. Нефтегазовое дело. Основы нефтегаз. Образовательная программа 6В07203 Нефтегазовое дело Горный факультет Кафедра Разработка месторождений полезных ископаемых
 Скачать 3.79 Mb.
|
|
КАРАГАНДИНСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Лекционный комплекс по дисциплине ONGD 2207 «Основы нефтегазового дела» Модуль Baz 05 – Базовый Образовательная программа 6В07203 «Нефтегазовое дело» Горный факультет Кафедра «Разработка месторождений полезных ископаемых» 2020 Составитель: старший преподаватель Жумабекова А.Е. Кафедра «Разработка месторождений полезных ископаемых» Горный факультет, аудитория кафедры №308 Количество кредитов – 5 Форма контроля – экзамен Лекция 1 Тема: Введение. Обзор нефтяной и газовой промышленности. Развитие нефтегазовой отрасли. Этапы развития нефтегазового дела. Нефтегазовая отрасль в Республике Казахстан. Нефтегазовая отрасль занимает одно из главных мест в экономике страны, в ней занято большое количество трудоспособного населения. В Послании Президента «Казахстан – 2030» энергетические ресурсы объявлены одним из семи приоритетов развития нашей республики до 2030 года. Факты и цифры свидетельствуют о постоянно растущем значении нефтегазовой отрасли для нашей страны. История нефти и функционирование национального нефтяного рынка позволяет отнести Казахстан к числу традиционно нефтегазодобывающих стран. Ресурсы этого вида сырья до недавнего времени были сконцентрированы в основном в западной его части. В настоящее время нефтегазоносными регионами республики являются Прикаспийская впадина, Мангышлак, Бузачи, Южно-Тургайский прогиб. В Казахстанском секторе Каспийского моря продолжается оценка открытых нефтегазовых месторождений со значительными запасами углеводородного сырья. Углеводородный потенциал Республики Казахстан по оценкам является достаточно значительным в общем объеме мировых запасов. После уникального открытия месторождения Кашаган, последовали новые коммерческие обнаружения меньшего масштаба, но от этого не менее значимые. Это Каламкас-море, Юго-западный Кашаган, Актоты, Кайран. В результате за очень короткий в историческом масштабе промежуток времени, доказанные извлекаемые запасы нефти Республики Казахстан увеличились почти в 2 раза. В настоящее время нефтяная промышленность, поддерживая экономику страны, имеет возможность стать одним из ведущих секторов экономики Казахстана. Крупнейшие разведанные запасы углеводородного сырья ставят республику в разряд нефтяных держав XXI века (табл. 1). Прогнозные разведанные запасы углеводородного сырья в Казахстане  Потенциальные запасы шельфа Каспийского моря по нефти и газу сопоставимы с общими их запасами на суше. Потенциальная возможность шельфовой зоны оценивается в 9,0-26 млрд т нефти при реально извлекаемых запасах нефти в 11,5 млрд т, что превращает Казахстан в одну из богатейших стран по запасам нефтегазовых ресурсов. Показатели, характеризующие состояние развития нефтегазодобывающей промышленности Казахстана представлены в таблице 2. Показатели развития потенциала нефтегазодобывающей промышленности в Казахстане  По объемам добычи нефти Казахстан входит в число двадцати крупнейших мировых производителей. Как можно убедиться, за 2000-2009 гг. добыча нефти и газового конденсата увеличилась в 1,7 раза, экспорт нефти вырос в 1,8 раз. Если в стране какого-либо фактора производства относительно больше, чем в других странах, то цена на него будет относительно ниже. При прочих равных условиях, издержки на добычу 1 тонны нефти будут ниже. Объемы запасов природных ресурсов способствуют росту их экспорта на мировые рынки. По прогнозам Казахстан может рассчитывать на рост нефтедобычи до 2040-2050 гг. Добыча углеводородов оказывает влияние на экономику Казахстана по трем направлениям: создание отраслевой добавленной стоимости, воздействие на производство других секторов посредством межотраслевых связей и привлечение финансовых ресурсов. Нефтегазовая отрасль является одновременно потребителем и поставщиком продукции (услуг) других смежных производств, напрямую оказывая влияние на экономику в целом. Оцениваемая экспертами емкость казахстанского нефтяного рынка, судя по доказанным и прогнозируемым сырьевым запасам, составляет 26 млрд т, в том числе 6 млрд т доказанных и 20 млрд т прогнозных запасов важнейшего энергетического сырья. Благоприятный инвестиционный климат в Казахстане привлекает иностранные инвестиции для участия в развитии экономики республики, и одним из основных направлений в этом является минерально-сырьевая база, включающая такие приоритетные отрасли, как нефтегазодобывающая и горнометаллургическая. Значительных инвестиций требуют потенциальные возможности, открывающиеся в связи с освоением морских месторождений Каспийского моря. По оценкам казахстанских и иностранных экспертов, капитальные суммарные затраты составят около 160 млрд долл. США, из которых около 10 млрд долл. США должно быть вложено на начальном этапе разведки и оценки месторождений. В целях повышения эффективности использования нефтегазовых ресурсов необходимо стремиться к максимальному извлечению доходов от их поставок на экспорт без ущерба устойчивому развитию нефтегазовой отрасли. Цены на нефть сегодня нестабильные, а фьючерсные контракты спекулятивные, в связи с этим необходимо проработать заключение контрактов по твердым ценам на долгосрочной основе. На формирование цен на нефтепродукты влияют колебания цен на продажу сырой нефти и сезонная потребность в нефтепродуктах. Конечная цена нефтепродуктов на внутреннем рынке складывается по свободным рыночным ценам на основе принципа «спрос – предложение» на тот или иной вид нефтепродуктов. В настоящее время, в связи с ростом цен на углеводородное сырье и затрат на реализацию нефтегазовых проектов возник дисбаланс экономических интересов между государством и недропользователями. В результате существующая система налогообложения недропользования, а также налоговые модели в рамках соглашений о разделе продукции не позволяют в должной мере извлекать доходы в пользу государства и в то же время обеспечивать внутренние потребности республики собственным углеводородным сырьем. Поэтому в ближайшее время необходимо восстановить баланс экономических интересов между государством и недропользователями посредством реализации комплекса мер по совершенствованию системы налогообложения недропользования. Значительные углеводородные ресурсы Казахстана создают базу для инвестиций в производственную и социальную инфраструктуру. Эффективное осуществление широкомасштабных нефтегазовых операций, прежде всего в казахстанском секторе Каспийского моря, должно обеспечиваться опережающим формированием и развитием современной производственной и социальной инфраструктуры. На современном этапе развития Казахстана государственная политика в сфере экономики направлена на отход республики от экспортно-сырьевой зависимости и увеличение добавочной стоимости производимой продукции. Поэтому одним из путей повышения эффективности использования нефтегазовых ресурсов является выход на мировые рынки нефтепродуктов на основе переработки собственного углеводородного сырья. Оптимальным вариантом увеличения добавочной стоимости экспорта казахстанских углеводородов является поставка казахстанского углеводородного сырья на те зарубежные рынки, где возможно строительство или приобретение Казахстаном нефтеперерабатывающих активов. Существующие в республике НПЗ должны пройти полное технологическое перевооружение. Реконструкция и модернизация должны осуществляться путем формирования технологических комплексов по углублению переработки нефти и повышению качества продукции для исключения зависимости Республики Казахстан по авиакеросину, высокооктановому бензину, моторных масел, дорожного битума и т.д. Необходимо рассмотреть вопрос о строительстве в республике объектов газопереработки, определиться с их местоположением и мощностью. Также нужно осуществлять дальнейший переход на выпуск нефтехимической продукции: полиэтилена, полипропилена, полистирола, этиленгликоля, этилбензола, полиэтилентерефталата, поливинилхлорида и т.д. Необходимо определиться с вопросом о выработке сбалансированной стратегии добычи нефти и газа. В этой связи следует отметить, что дальнейшее наращивание добычи нефти и газа на месторождениях Тенгиз и Карачаганак потребует значительных капитальных вложений, отрицательно влияющих как на текущие поступления государству, так и на конечную величину нефтеотдачи. В настоящее время практически сформирована инфраструктура, позволяющая добывающим компаниям, работающим в Казахстане, выбирать наиболее привлекательные и стабильные экспортные маршруты. С целью повышения эффективности использования нефтегазовых ресурсов Казахстан должен продолжать поиск и реализацию проектов по транспортировке казахстанских углеводородов на наиболее привлекательные рынки сбыта при условии минимизации транспортных издержек. Казахстанская нефть транспортируется как на Запад – по системе КТК, через российские трубопроводы, танкерами, так и на Восток – по нефтепроводу «Атасу-Алашанькоу». Казахстанская нефть также будет поставляться и в трубопроводную систему «Баку-Тбилиси-Джейхан». Казахстан давно является транзитным государством для доставки природного газа, добываемого в Центральной Азии, через Россию в Европу. Для обеспечения энергетической безопасности и обеспечения Юга страны газом прорабатывается проект строительства магистрального газопровода «БейнеуБозой-Акбулак». Продолжаются работы по строительству Прикаспийского газопровода и по строительству газопровода «Казахстан-Китай». Ускоренное развитие нефтегазовой промышленности должно стать локомотивом социально-экономического развития Казахстана. Нефтяные проекты должны также предоставлять работу для местных кадров и обеспечивать местную промышленность рынком, поощряя к дальнейшему росту. В сфере топливно-энергетического комплекса крупнейшие государства мира – США, Россия и Китай признали Казахстан стратегическим партнером. Углубление и развитие отношений с данными странами – одно из важнейших направлений внешней политики Казахстана. Увеличение объемов добычи нефти и газа, освоение перспективных месторождений шельфа Каспия требует динамичного развития нефтегазотранспортной инфраструктуры. В связи с этим актуальной является работа по созданию новых и расширению существующих экспортных систем. В настоящее время практически создана система, дающая нефтедобывающим компаниям, работающим в Казахстане, возможность выбора наиболее привлекательных и стабильных рынков сбыта казахстанской нефти. Активное освоение нефтегазовых месторождений и резкий рост объемов добычи нефти в последние годы диктуют необходимость утилизации все увеличивающихся объемов добываемого попутного газа. Эффективная утилизация попутного нефтяного газа подразумевает максимальное использование ресурсов газа путем выработки электроэнергии, производства товарного газа и закачки газа в пласт для повышения нефтеотдачи. Лекция 2 Тема: Основы геологии нефти и газа. Классификация горных пород, коллекторские свойства горных пород. Понятие о залежи и месторождений. 窗体顶端 窗体底端 КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД (а. reservoir properties of rocks; н. Speichervermogen der Gesteine; ф. caracteristiques de reservoir des roches; и. propiedades de reservorio de rocas) — способность горных пород пропускать через себя жидкие и газообразные флюиды и аккумулировать их в пустотном пространстве. Основные параметры: проницаемость, ёмкость, флюидонасыщенность. Проницаемость горной породы — наиболее важный параметр коллектора, определяющий потенциальную возможность извлечения из породы нефти и газа. Породы, способные при гидростатических давлениях пропускать жидкие и газообразные флюиды через сообщающиеся пустоты, называются проницаемыми. Скорость и направление течения флюида связаны с особенностями геометрии порового пространства коллектора, с интенсивностью, ориентировкой, сообщаемостью трещин, а также физико-химическими свойствами флюида. Проницаемость существенно зависит от размеров, извилистости поровых каналов и трещиноватости пород. Проницаемость пористой среды для многофазных систем ниже, чем для однофазных. Процесс движения жидкостей или газов в трещинно-пористых средах подчиняется линейному закону фильтрации Дарси, где проницаемость горных пород выражается через коэффициент пропорциональности К (м2или Д). Различают абсолютную, эффективную и относительную проницаемости. Абсолютная (физическая) Ka — проницаемость при фильтрации однородной жидкости или газа; определяется геометрией порового пространства и характеризует физические свойства породы. Эффективная Кэф — способность породы пропускать флюид в присутствии других насыщающих пласт флюидов; зависит от сложности структуры порового пространства, поверхностных свойств, наличия глинистых частиц. Относительная Кэф/Ka — возрастает с увеличением насыщенности породы флюидом и достигает максимального значения при полном насыщении; для нефти, газа, воды колеблется от нуля при низкой насыщенности до единицы при 100%-ном насыщении. Общую ёмкость пород-коллекторов составляют пустоты трёх основном типов, различающихся по генезису, морфологии, условиям аккумуляции и фильтрации нефти и газа. Общая ёмкость горной породы характеризуется суммарным объёмом пор, каверн, трещин. Определяют три вида пористости горной породы; общую, открытую, эффективную. Общая пористость — объём сообщающихся и изолированных пор; открытая — объём сообщающихся между собой пор, заполняющихся флюидом при насыщении породы под вакуумом, она меньше общей на объём изолированных пор; эффективная — характеризует объём, занятый подвижным флюидом; она меньше открытой на объём остаточных флюидов. Величина пористости оценивается отношением объёма пор к объёму породы и выражается в процентах или в долях единицы. Трещиноватость горных пород значительно повышает их фильтрационные свойства; ёмкость трещин 0,1-0,5%, в карбонатных породах за счёт растворения и выщелачивания существенно увеличивается — 1,5-2,5%. Кавернозность — вторичная пустотность, образовавшаяся в растворимых карбонатных породах. По генезису и значимости для запасов выделяют унаследованную и вновь образованную кавернозность. Унаследованная кавернозность развивается в пористо- проницаемых разностях с благоприятной структурой пор; вновь образованная кавернозность — в первичноплотных породах (см. Карст, Кавернометрия). Остаточная водонефтенасыщенность характеризует неизвлекаемую часть флюидов. Остаточные флюиды занимают в породе микропоры и снижают величину полезной ёмкости коллектора. Количество и характер распределения остаточной (связанной, погребённой) воды зависит от сложности строения пористой среды, величины удельной поверхности, а также от поверхностных свойств породы (гидрофильности и гидрофобности). Количество остаточной воды в породах различного литологического состава изменяется от 5 до 70-100%. В песчано-алевритовых породах содержание остаточной воды увеличивается при наличии большой глинистости. Заполнение и вытеснение флюидов в пластах зависят от особенностей строения ёмкостного пространства горных пород (т.к. размер, форма, сообщаемость различных видов пустот предопределяют режим фильтрации жидкостей и газов), от степени проявления капиллярных сил, от характера распределения остаточных флюидов. Поровые каналы характеризуются преобладанием капиллярных сил над гравитационными, каверны — преобладающим воздействием гравитационных сил, в трещинах одновременно проявляется действие капиллярных и гравитационных сил. Проявление тех или других сил обусловливает величины эффективной пористости, проницаемости и сохранение части остаточной воды в коллекторах. Коллекторные свойства горных пород — важный количественный параметр для оценки запасов месторождений нефти, газа, водных ресурсов, для выбора режима эксплуатации месторождений. Для бурения нефтяных и газовых скважин применяют вращательный метод. При этом методе скважина как бы высверливается вращающимся долотом. Разбуренные частицы породы выносятся на поверхность циркулирующей струей промывочной жидкости либо с нагнетаемым в скважину воздухом или газом. В зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение разделяют на роторное и турбинное. При роторном бурении двигатель находится на поверхности и приводит во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб. При турбинном бурении двигатель (турбобур или электробур) перенесен к забою скважины и установлен над долотом. Процесс бурения включает в себя следующие операции: 1) спускоподъемные работы — спуск бурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъем их с отработанным долотом; 2) работа долота на забое — разрушение породы долотом. Эти операции периодически прерываются мя спуска в скважину обсадных труб, которые используются мя предохранения стенок скважины от обвалов и разобщения нефтяных (газовых) и водяных горизонтов [9, 30]. Одновременно в процессе бурения выполняется ряд вспомогательных работ: отбор керна, приготовление промывочной жидкости, каротаж, замер кривизны ствола скважины, освоение ее с целью вызова притока нефти или газа. Полный цикл строительства скважины включает следующие основные элементы: 1) монтаж буровой вышки, бурового (силового) оборудования и строительства привышечных сооружений; 2) подготовительные работы к бурению скважин; 3) процесс бурения; 4) вскрытие и разобщение пластов (спуск обсадных труб и их цементирование); 5) испытание скважины на приток нефти или газа (освоение); б) демонтаж оборудования. Конструкция скважин Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично одна внутри другой в скважину. Конструкция скважин зависит от геолого-физических параметров пласта, от геологических условий бурения и технологических условий эксплуатации скважин. Как правило, верхние участки разреза скважины представлены современными отложениями, легко размывающимися в процессе бурения циркулирующим потоком жидкости. Поэтому до бурения скважины сооружают шурф до устойчивых пород (4—10 м) и в него спускают трубу с вырезанным окном в ее верхней части. Пространство между трубой и стенкой шурфа заполняют цементным раствором. В результате устье скважины надежно укрепляется. К окну в трубе приваривают короткий металлический желоб, по которому в процессе бурения промывочная жидкость направляется в желобную систему и к очистным механизмам. Труба, установленная в шурфе, называется направляющая обсадная колонна, диаметром 500-700мм на глубину 5-10м. Следующую колонну, называемую кондуктором, спускают на глубину 50-900м., с целью предохранения скважины от обвалов пород и поступления в скважину воды из водоносных пластов, залегающих в этом интервале. Диаметр кондуктора 400-500мм. После спуска кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, не подлежащих эксплуатации данной скважиной. В таких случаях возникает потребность в спуске и последующем цементировании следующей обсадной колонны, которая называется промежуточной колонной. При дальнейшем углублении скважины вновь могут встретиться горизонты, подлежащие изоляции. Тогда спускают и изолируют вторую промежуточную колонну. В осложненных условиях бурения таких промежуточных колонн может быть три и даже четыре. Диаметр промежуточной колонны-300-400мм. Спускается промежуточная колонна до кровли продуктивного пласта. После промежуточной колонны в скважину спускают эксплуатационную колонну, диметром 114-200мм., на всю мощность продуктивного пласта Эксплуатационная колонна необходима для подъема продукции на поверхность. Для обеспечения герметичности соединения обсадных труб применяют специальные уплотнительные смазки, и заполнением цементом промежутков между стенками скважины и обсадными колоннами. Цемент поднимают до устья. Конструкция газовых скважин должна обеспечивать: экологическую безопасность в течение всего срока разработки месторождения; прочность скважины как технического сооружения, исключающую смятие и разрушение обсадных колонн в течение всего периода эксплуатации; изоляцию водо -, нефте- и газоносных пластов; разобщение продуктивных горизонтов, являющихся объектами самостоятельной разработки; предотвращение межколонных газопроявлений, прорывов газа и грифонообразований в процессе бурения и эксплуатации скважины; получение максимально допустимого дебита скважин; возможность работы при оптимальных технологических режимах при максимальном эффективном использовании пластовой энергии; возможность подачи ингибитора для борьбы с коррозией и гидратообразованием в стволе и на забое скважины. Если в скважину кроме направления и кондуктора спускают только эксплуатационную колонну, то конструкцию называют одноколонной. Если в скважину, кроме направления и кондуктора, спускают промежуточные и эксплуатационные колонны, то конструкцию называют двухколонной (при одной промежуточной колонне) или трехколонной (при двух промежуточных колоннахПосле спуска эксплуатационной колонны приступают к работам, выполнение которых обеспечит вызов притока нефти из пласта в эксплуатационную колонну и сдачу скважины в эксплуатацию. В результате развития техники и технологии бурения конструкции нефтяных и газовых скважин за последние десятилетия претерпели значительные изменения в сторону упрощения и снижения массы (облегчения). Под упрощением конструкции понимают уменьшение зазоров между стенкой скважины и обсадными колоннами, что приводит к уменьшению объема выбуриваемой породы и сокращению расхода цемента для цементирования скважины [9, 30]. Под облегчением конструкции скважины следует понимать уменьшение диаметра эксплуатационной колонны, а следовательно, и диаметров других колонн. Лекция 3 Тема: Физические свойства нефти и газа. Нефть, её состав, и основные свойства. Газ, его состав и основные свойства Этапы поисково-разведочных работ Нефть и газ — это тоже горные породы, но не твердые, а жидкие и газообразные. Вместе с другими горючими осадочными породами (торф, бурый и каменный уголь, антрацит) они образуют семейство каустобиолитов, т. е. горючих органических пород. Говоря о составе нефти, различают элементный, фракционный и групповой составы. Основными ее элементами являются углерод (83…87 %) и водород (11…14 %). Наиболее часто встречающаяся примесь — сера (до 7 %), хотя во многих нефтях серы практически нет. Сера содержится в нефтях в чистом виде (самородная), в виде сероводорода или меркаптанов. Она усиливает коррозию металлов. Азота в нефтях не больше 1,7 %; он совершенно безвреден в силу своей инертности. Кислород встречается не в чистом виде, а в различных соединениях (кислоты, фенолы, эфиры и т. д.); его в нефти не более 3,6 %. Из металлов присутствуют железо, магний, алюминий, медь, натрий, олово, кобальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть и другие. Содержание металлов столь мало, что они обнаруживаются лишь в золе, остающейся после сжигания нефти. Фракционный состав нефти определяется при разделении соединений по температуре кипения. Фракцией (дистиллятом) называется доля нефти, выкипающая в определенном интервале температур. Началом кипения фракции считают температуру падения первой капли сконденсировавшихся паров; концом кипения — температуру, при которой испарение фракции прекращается. Так, бензины выкипают в пределах 35…205 °С, керосины — 150…315, дизельные топлива — 180…350, масла — 350 и выше. Под групповым составом нефти понимают количественное соотношение в ней отдельных групп углеводородов и соединений. Углеводороды представляют собой химические соединения углерода и водорода. Они бывают парафиновые, нафтеновые и ароматические. Парафиновые углеводороды (метан, этан, пропан и т. д.) имеют химическую формулу СnH2n+2 (n — число атомов углерода). При n от 1 до 4 парафиновые углеводороды являются газами, при n от 5 до 15 — жидкостями, при n ≥ 16 — при обычных температурах твердыми веществами. Твердые углеводороды метанового ряда называют парафинами. Температура их плавления составляет в основном 52…62 °С. В пластовых условиях парафины находятся в растворенном состоянии. Однако при снижении температуры, давления и выделении растворенного газа парафин выделяется из нефти в виде кристаллов, создавая тем самым проблемы для ее фильтрации в пласте и движения в трубопроводах. В зависимости от строения и количества жидких парафиновых углеводородов в нефтях, свойства получаемых из них нефтепродуктов могут различаться довольно существенно. Нафтеновые углеводороды (цикланы) имеют химическую формулу СnH2n. В отличие от парафиновых углеводородов они имеют циклическое строение. Нафтеновые углеводороды присутствуют во всех фракциях нефтей. Они — важнейший компонент моторных топлив и смазочных масел (улучшают эксплуатационные свойства бензинов, уменьшают зависимость вязкости масел от температуры), а также сырье для получения ароматических углеводородов. Ароматические углеводороды (арены) имеют химическую формулу СnH2n–6 (при n ≥ 6). Циклическое строение ароматических углеводородов в отличие от нафтеновых характеризуется наличием двойных связей. Они также встречаются во всех фракциях, обладают хорошей растворяющей способностью по отношению к органическим веществам, но высокотоксичны. Кроме углеводородов в нефти содержатся кислородные, сернистые и азотистые соединения. К числу основных кислородных соединений, содержащихся в нефтях, относятся нафтеновые кислоты и асфальто-смолистые вещества. Нафтеновые кислоты вызывают коррозию металлов. Асфальто-смолистые вещества — это сложные высокомолекулярные соединения, содержащие кроме углерода и водорода кислород (до 2 %), серу (до 7 %) и азот (до 1 %). При обычных температурах они представляют собой малотекучее или твердое вещество с плотностью, превышающей плотность воды. Часть асфальто-смолистых веществ, растворимая в бензине, называется смолой, а нерастворимая — асфальтом. Содержание сернистых соединений в отдельных нефтях доходит до 6 %. Однако встречаются и малосернистые нефти. Азотистые соединения представлены, в частности, порфиринами, которые, как считалось, образовались из хлорофилла растений и гемоглобина животных. Сторонники теории органического происхождения нефти видели в этом подтверждение своих взглядов. Природные газы делятся на три группы: • добываемые из чисто газовых месторождений; • добываемые из газоконденсатных месторождений; • добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений. Все газы представляют собой смеси парафиновых углеводородов с азотом, сероводородом, углекислым газом и другими компонентами, но в разных пропорциях. Газы чисто газовых месторождений наиболее легкие, они на 90 % и более состоят из метана. Газы нефтяных месторождений (их также называют попутным нефтяным газом) наиболее тяжелые, метана в них от 30 до 70 %. Газы газоконденсатных месторождений несколько более тяжелы, чем газы чисто газовых месторождений, но легче, чем нефтяной газ; метана в них от 80 до 90 %. Природный газ бесцветен, а при отсутствии в нем сероводорода — не имеет запаха. Процесс изучения и освоения нефтегазоносных территорий подразделяется на 3 основных этапа: региональный, поисковый и разведочный. 1.Этап региональных геолого-геофизических работ (региональный поиск). Такие работы проводятся на базе регионального прогноза, основанного на первых этапах на методах аналогии с другими, хорошо изученными регионами, а после проведения некоторого объема работ базируются на оценке закономерностей изменения вышеперечисленных критериев (прогнозных параметров) в пределах всего бассейна или его частей. Главная его цель - качественная оценка перспектив нефтегазоносных областей, выявление зон нефтегазонакопления и открытие 1-го месторождения. На этом этапе решаются следующие основные задачи: -установление границ распространения, общей мощности, стратиграфии, литологии, геохимических и гидрогеологических свойств осадочного чехла; -выделение в разрезе осадочного чехла региональных покрышек и нефтегазоносных комплексов; -изучение строения осадочного чехла и тектоническое районирование территории; -определение возможных зон нефтегазонакопления и конкретных объектов поиска. По результатам региональных работ создаются модели строения осадочного бассейна в целом и его отдельных крупных частей, выявляются общие (региональные) закономерности изменения геолого-геофизических и геохимических параметров осадочного чехла и фундамента. После открытия 1-ых месторождений в провинции, области или районе региональные работы несколько сокращаются по объему, или становятся более целенаправленными. Например, они могут быть ориентированы на исследование слабо изученных глубин или прилегающих перспективных территорий. Резкое сокращение или прекращение региональных работ после открытия первых месторождений приводит в последующем к снижению эффективности поисков. 2. Этап поисковых работ (детальный поиск). Начинается с момента открытия 1-го месторождения и на первых этапах концентрируется вблизи него. Главная его цель - открытие новых залежей и месторождений на прилегающих площадях, подсчет запасов по поисковым категориям С2 и С1. поисковые работы подразделяются на 2 стадии: -подготовка площадей к поисковому бурению; -глубокое бурение с целью выявления скоплений нефти и газа. Поисковые работы осуществляются на базе детального прогноза, основанного на оценке региональных, зональных и локальных закономерностей изменения прогнозных параметров (критериев). При этом осуществляется сравнительный анализ выявленных ловушек нефти и газа, оцениваются их перспективы возможного накопления и сохранения углеводородных масс, выбираются первоочередные площади для поискового бурения, определяются места заложения скважин и их количество. На стадии подготовки к глубокому бурению производится детальная сейсморазведка площади , определяются (или уточняются) местоположение сводовой части куполовидного поднятия, его амплитуда, площадь, конфигурация в плане и другие особенности строения разреза нефтегазоносных толщ, коллекторов и покрышек. Эффективность поисков находится в прямой зависимости от качества подготовки площадей к глубокому бурению. Опыт показывает, что проведение детализационных сейсмических работ после проходки скважины - первооткрывательницы значительно сокращает объемы и сроки проведения дальнейших поисковых и разведочных работ на месторождении. Первая поисковая скважина проводится в центре куполовидного поднятия. Если в результате ее испытания получаются промышленные притоки нефти и газа, то проходится вторая поисковая скважина на крыле поднятия вблизи предполагаемого контура ВНК. Эта скважина выполняет задачу определения размеров залежей и подсчета запасов по категориям С2 и С1. Она относится к разряду детально-поисковых. Во всех поисковых скважинах производится отбор керна от продуктивной части разреза. Расстояние между поисковыми скважинами зависит от размеров ловушки и составляет в среднем 3 - 5 км. По результатам поисковых работ строятся карты пористости, эффективных нефтенасыщенных толщин, считаются запасы нефти, газа. В тех районах, где предыдущими работами доказано отсутствие продуктивного пласта на вершинах локальных поднятий ("лысые вершины"), бурение поисковых скважин производится на их склонах, где по геолого-геофизическим данным предполагается (прогнозируется) наличие залежи. 3.Этап разведочных работ. В случае, если запасы нефти и газа по категориям С2 и С1 достигают значительных размеров, месторождение вводится в разведку. Главная задача разведочных работ - установление размеров и объемов залежей, подсчет запасов (в том числе и извлекаемых) по более высоким категориям (С1, В, А) и подготовка месторождения к разработке. Разведочные работы подразделяются на стадии: -предварительная разведка; -детальная (промышленная) разведка. Предварительная разведка включает следующие задачи: -установление (уточнение) ВНК,ГВК, ГНК по каждому продуктивному пласту; -установление (уточнение) границ залежей; -определение рабочих дебитов нефти, газа, воды в каждой скважине, по каждой залежи; -замеры пластовых температур и давлений; -отбор керна, воды, нефти и газа для лабораторных исследований; -установление емкостно-фильтрационных свойств коллекторов, построение карт пористости по каждому пласту; -определение и построение карт эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин по каждому пласту; -определение объемов залежей и подсчет (пересчет) запасов по категории С1 для каждой залежи и месторождения в целом. На стадии предварительной разведки общее количество глубоких скважин (включая поисковые) доводится до 4 - 5. Разведочные скважины при этом находятся на крыльях куполовидного поднятия вблизи линии ВНК или ГВК с целью уточнения границ залежей и располагаются, как правило, по крестовой системе (на всех 4-х крыльях). Детальная (промышленная) разведка выполняется, прежде всего, на крупных месторождениях которые планируются к вводу в эксплуатацию в ближайшие годы. Она требует выполнения значительного объема буровых работ. Поэтому предварительно дается оценка экономической целесообразности постановки детальной разведки. Работы производятся на базе поискового и предварительного разведочного бурения. Главная цель детальной разведки - определение параметров, необходимых для подсчета запасов нефти и газа по высоким категориям (А, В), и системы разработки каждой залежи и месторождения в целом. При этом решаются следующие задачи: -детальное изучение литологии нефтегазоносных комплексов и продуктивных пластов - детальная корреляция разрезов скважин, продуктивных пластов (Рис.18), определение мощностей и их изменения по площади, зон выклинивания коллекторов, покрышек -определение и построение карт емкостно-фильтрационных свойств коллекторов: пористости, проницаемости, коэффициента нефтеотдачи -уточнение положения ВНК, ГНК,ГВК для всех залежей, а также направления и углов их наклона -определение и построение карт форм и размеров всех залежей по площади и объему, соотношения их контуров в плане и положения в разрезе -определение рабочих дебитов скважин, газового фактора нефтей, конденсатного фактора для газов в залежах -определения пластового давления и температуры, давления насыщения, физико-химических свойств нефтей, газов, конденсатов в пластовых условиях -подсчет запасов по категориям А, В, С1, С2 -определение гидравлического режима залежей -определение системы разработки и пробная эксплуатация месторождения Перед началом детальной разведки на основе материалов поискового и предварительного разведочного бурения определяется система разведки. Под системой разведки понимается глубина, очередность бурения скважин, схема расположения их по площади, расстояние между ними и система опробования. Различаются две системы размещения скважин: 1) профильная; 2) треугольная. Треугольная система применяется для разведки залежей сложной конфигурации и резкой изменчивости продуктивных пластов. При этом в плане каждая последующая скважина располагается в вершине равностороннего треугольника, основанием которого являются две скважины, давшие нефть. Расстояние между разведочными скважинами в среднем составляет 2 - 3 км. Необходимость бурения каждой скважины определяется в зависимости от результатов бурения первых двух скважин, по принципу от известного к неизвестному. Такая система иначе называется "ползучей", т.к. залежь разбуривается скважинами постепенно. Достоинством этой системы разведки является практическое отсутствие пустых скважин, недостатком - увеличение продолжительности разведки месторождения. Профильная система применяется для разбуривания месторождений, приуроченных к брахиантиклинальным складкам удлиненной формы, с продуктивными пластами выдержанными по всей площади. Профили скважин ориентируются поперечно по отношению к длине залежи. Расстояние между профилями больше, чем расстояние между скважинами на профиле, рассчитывается исходя из общего количества скважин, необходимых для разведки месторождения. Такая сеть обеспечивает равномерное изучение залежи по всей площади. Достоинством этой системы разведки является сокращение сроков разведки месторождения, недостатком - значительное количество пустых (водоносных) скважин. На многозалежных месторождениях детальная разведка может осуществляться несколькими сетками скважин. Односеточная система предусматривает разведку наиболее продуктивной и крупной по запасам залежи, которая принимается за базисную, т.е. сетка скважин и глубина бурения ориентируются на базисный горизонт. Остальные залежи месторождения изучаются с меньшей степенью детальности. Запасы нефти и газа базисной залежи подготавливаются по промышленным категориям А, В, С1, по остальным залежам - по более низким категориям - С1, С2. Для газонефтяных, нефтегазовых залежей разведка должна вестись с учетом возможности разработки нефтяных частей с получением безгазовой и безводной нефти в скважинах. Бурение проектных скважин может вестись по сгущающейся или ползучей системам. При разбуривании месторождения по сгущающейся системе вначале редкой сетью охватывается вся разведочная площадь, затем проходятся промежуточные скважины. Ползучая система, примером которой является треугольная, предусматривает постепенный охват площади. Многосеточная система детальной разведки применяется для разведки месторождений с несколькими крупными залежами, расположенными на разных глубинах. При этом бурятся несколько сеток разведочных скважин, каждая из которых ориентируется на определенный объект разведки (залежь или группа близкорасположенных залежей). В каждом объекте выбирается базисная залежь. Такая система разведки применялась, в частности, на Уренгойском, Медвежьем, Заполярном и других месторождениях севера Тюменской области. Здесь сеноманская газовая залежь, находящаяся на глубине 900 - 1200 м., разведывалась одной сетью скважин. В последующие годы на этих месторождениях были пройдены глубокие поисковые скважины, которые выявили ряд нефтегазоконденсатных залежей в нижних горизонтах платформенного чехла. Разведка их осуществлялась второй сетью скважин глубиной 3 - 3,5 км. Такая поэтапная система разведки позволила в короткий срок ввести в разработку газовые залежи сеноманского яруса. Сейчас на Уренгойском месторождении бурится третья сетка скважин глубиной 4 - 4,5 км. для разведки газоконденсатных залежей в ачимовской толще. Такая система разведки называется системой "сверху вниз". Наиболее эффективна разведка многозалежных месторождений по системе " снизу вверх ", при которой детально разведается глубоко залегающий объект разведки, а попутно - вышележащие залежи. При этом возможно сокращение количества скважин т.к. верхние объекты будут изучаться скважинами, вскрывающими нижние залежи. Такая система эффективна в случае совпадения контуров залежи. При значительных расхождениях структурных планов и контуров залежей каждый объект разведается отдельной сеткой скважин. Соотношение объемов разведочных, поисковых и региональных работ разное на разных этапах освоения региона. В целом, по мере возрастания количества открытых месторождений увеличиваются объемы поискового и разведочного бурения. Лекция 4 |