Середа Н.Г. Основы нефтегазового дела. Основы нефтяного и газового дела
 Скачать 12.41 Mb.
|
Раздел IОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИГ л а в а IГЕОЛОГИЯ ЗЕМНОЙ КОРЫГеология наука о составе, строении и истории Земли. Предполагают, что Земля состоит из нескольких оболочек: литосферы — наружной твердой толщиной до 50—70 км; мантии — промежуточной на глубине до 2850—2900 км; ядра (на глубине 2900—6380 км). Химический состав, физическое состояние и свойства оболочек различны. Литосфера, называемая земной корой, по сравнению с другими оболочками изучена в большей степени. Состав и строение мантии и ядра окончательно еще не установлены. Над литосферой располагаются водная оболочка, или гидросфера, покрывающая 71% земной поверхности, и газообразная оболочка, или атмосфера. Нижняя граница атмосферы — поверхность суши и моря. По данным некоторых исследователей мощность слоев атмосферы достигает 2000 км. § 1. СОСТАВ ЗЕМНОЙ КОРЫЗемная кора сложена горными породами, важнейшими составными частями которых являются минералы. Минералы — природные вещества, приблизительно однородные по химическому составу и физическим свойствам, возникшие в результате физико-химических процессов, происходящих в земной коре. Горные породы — минеральные агрегаты более или менее постоянного минералогического и химического состава, образующие самостоятельные геологические тела, слагающие земную кору. По происхождению они делятся на три группы: магматические, или изверженные, осадочные и метаморфические, или видоизмененные. Изверженные породы, имеющие в основном кристаллическое строение, образовались в результате застывания на поверхности земли или в недрах земной коры силикатного расплава, называемого магмой. Это плотные, большей частью очень крепкие, однородные массивы. Типичные представители изверженных пород — базальты, граниты. Животных и растительных остатков в этих породах не содержится. Осадочные горные породы образовались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и на поверхности материков. Мельчайшие кусочки раздробленных водой или ветром изверженных пород, а также остатки животных и растительных организмов, осаждаясь, постепенно образовывали слои и пласты. Эти породы по способу образования разделяют на обломочные (механические осадки), породы химического и смешанного происхождения. Обломочные породы образовались в результате разрушения, переноса и отложения мелких кусочков разрушенных пород. Типичные представители обломочных пород — валуны, галечники, гравий, пески, песчаники, глины, аргиллиты и глинистые сланцы. Породы химического происхождения образовались вследствие выпадения солей из водных растворов или в результате химических реакций, происходящих в земной коре. Они разбиты на следующие группы: карбонатные, кремнистые, железистые, галоидные'соли, сернокислые соли. К карбонатным породам относятся известняки химического происхождения, оолитовые известняки, известковые туфы, доломиты. Представители кремнистых пород — кремнистые туфы, образующиеся путем выпадения аморфного кремнезема из воды горячих источников. Группу железистых пород образуют различные руды железа (бурые железняки, железистые оолиты). К галоидным солям относится каменная соль. Ангидрит и гипс составляют группы сернистых солей. Породы органического происхождения являются в большей или меньшей степени остатками животных и растительных организмов. Наиболее распространены органогенные породы: известняки, мел, трепел и каустобиолиты. Породы смешанного происхождения сложены из материала обломочного, органического и химического происхождения. К этим породам относятся мергели, глинистые известняки, песчаные известняки, опоки. Метаморфические горные породы образовались из осадочных и изверженных пород при погружении последних на некоторую глубину в толщу земной коры. Так, под влиянием высокой температуры и давления изверженные непластичные породы превращаются в сланцеватые, а осадочные породы приобретают кристаллическую структуру. В результате горные породы, претерпевая значительные изменения, приобретают новые свойства. Особенность пород этой группы — их сланцеватость, которая объясняется действием в недрах земной коры значительных Давлений и кристаллической структурой пород. Из большого числа метаморфических горных пород наиболее часто встречаются кварциты, мраморы, яшмы, различные сланцы, гнейсы. § 2. ВОЗРАСТ ГОРНЫХ ПОРОДОпределение возраста горных пород основано на изучении последовательности образования напластований в земной коре. На основании данных об органических остатках, составе, строении и расположении пластов относительно друг друга в вертикальном и горизонтальном направлениях составлена единая, так называемая стратиграфическая шкала, отражающая главнейшие историко-геологические закономерности в развитии земной коры. Кроме того, разработана геохронологическая таблица, отражающая расположение в определенной последовательности условных отрезков времени, на которые делится история Земли (табл. 1). Геохронологическая таблица характеризуется ископаемыми остатками животных и растительных организмов. Однако в горных породах Архейской и Протерозойской эр такие остатки редко обнаруживаются, что не позволяет четко подразделить эти эры на периоды. Таблица 1 Геохронологическая таблица
§ 3. ФОРМЫ ЗАЛЕГАНИЯ ОСАДОЧНЫХ ГОРНЫХ ПОРОД Характерный признак осадочных горных пород — их слоистость, т. е. свойство располагаться параллельными или почти параллельными слоями, отличающимися друг от друга составом, структурой, твердостью и окраской слагающих их пород. В толще осадочных горных пород каждый слой (или пласт) отделен от другого поверхностью напластования. Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой; поверхность, ограничивающая его сверху,— кровлей. Следовательно, кровля нижележащего слоя является одновременно подошвой покрывающего слоя. Горизонтально лежащий пласт, сложенный однородными породами и ограниченный более или менее параллельными напластованиями пород в кровле и подошве, характеризует первичную форму залегания осадочных горных пород. Однако в результате движения земной коры первичная горизонтальная форма залегания осадочных горных пород может быть нарушена, вследствие чего пласт принимает любое наклонное положение. Наклоннозалегающий пласт характеризуется истинной, горизонтальной и вертикальной мощностями. Истинная мощность характеризуется перпендикуляром, восставленным из любой точки кровли пласта до его подошвы (АС на рис. 1). Горизонтальная мощность определяется расстоянием по горизонтали от любой точки кровли до подошвы пласта (АБ на рис. 1). Вертикальная мощность — расстояние по вертикали от любой точки кровли до подошвы пласта (АД на рис. 1). Движения земной коры, происходящие под влиянием процессов внутри Земли, могут быть колебательными, складчатыми и разрывными. Первые два из названных видов движения земной коры вызывают пластическое нарушение пластов горных пород, а третий — разломы пластов горных пород. Колебательные движения — это такие движения, которые вызывают вертикальные перемещения (поднятия и опускания) отдельных участков земной коры друг относительно друга. Движения такого вида происходят с момента образования Земли, наблюдаются они и в настоящее время. В результате колебательных движений нарушается горизонтальное положение пластов осадочных горных пород и образуются очень пологие прогибы (синеклизы) и вздутия (антеклизы). Как правило, антеклизы и синеклизы нарушаются вздутиями и прогибами меньших масштабов. Образованные при этих нарушениях новые структуры называют локальными. Складчатые движения, вызывающие, как и колебательные движения, пластическое нарушение пластов горных пород, приводят к образованию складок. При рассмотрении складки земной коры в разрезе видно, что пласты в ней изогнуты волнообразно (см. рис. 1). Складка, в ядре которой расположены более молодые пласты, чем по краям, называется синклиналью. Она обычно бывает обращена изгибом вниз, и пласты на крыльях ее падают навстречу друг другу. Складка, в ядре которой находятся более древние пласты, чем по краям, называется антиклиналью. Она обращена изгибом вверх; пласты направлены от нее в обе стороны. Соседние антиклиналь и синклиналь в совокупности образуют полную складку. Как правило, в природе за одной складкой следует вторая, за второй третья и т. д. Складка имеет следующие основные элементы (рис. 2): 1) крылья А — боковые части складки (в синклиналях они называются бортами); 2) замок В — линия перегиба, соединяющая между собой крылья (борта); замковую часть антиклинали называют седлом, синклинали — мульдой; 3) осевая плоскость CDEF— воображаемая плоскость, разделяющая складку пополам; 4) ось CF— след на плане осевой плоскости; 5) угол складки MDN.  Рис. 1. Наклоннозалегающий пласт Таким образом, в полной складке нисходящие крылья антиклинали представляют собой восходящие крылья синклинали. В зависимости от положения осевой плоскости в пространстве и характера падения крыльев складка может иметь различные формы. Если оба крыла имеют одинаковый угол падения, складка называется прямой (рис. 3, а). Однако строение антиклинали и синклинали не всегда бывает симметричным, т. е. не всегда крылья пласта имеют одинаковые углы падения/. Если угол падения одного крыла больше угла падения другого, то такая складка называется косой (рис. 3, б). У опрокинутой складки седло перекинуто за одно из ее крыльев (рис. 3, в). Складка, у которой крылья расположены горизонтально, называется лежачей (рис. 3, г). В природе часто встречаются однокрылые складки, называемые моноклиналью, или флексурой, которые возникли в результате подъема или опускания пласта с одной стороны (рис. 4). Разнообразие форм складок объясняется различным приложением сил к пластам горных пород, подверженных складчатому движению. Для определения положения складки по отношению к странам света необходимо знать положение линий простирания и падения. Линией простирания называется линия пересечения горизонтальной плоскости с крылом складки (рис. 5). Линия, лежащая на крыле складки перпендикулярно линии простирания, называется линией падения. Разрывные движения, происходящие вследствие колебательных и складчатых видов движения, приводят к необратимому процессу образования складок разрывных форм. При разрывных движениях изменяются формы залегания горных пород (горизонтальная или складчатая) в результате интенсивного воздействия на послед-, ние внутренних сил Земли. В про-Рис. 2. Элементы складки цессе образования складок пласты часто не выдерживают напряжения и разрываются. При этом образуются трещины, по которым пласты могут смещаться относительно друг друга.
Рис. 3. Виды складок Помимо трещин к разрывным нарушениям относят сбросы, взбросы, сдвиги, надвиги. Нарушение, при котором одна часть складки опускается, а другая остается на прежнем месте, называется сбросом (рис. 6, а). Если одна часть складки поднимается, а другая остается на прежнем месте, то образуется взброс (рис. 6,6). При разрывных движениях особенно часто разрушаются сводовые части антиклиналей. Если эта часть антиклинали оказывается приподнятой по отношению к опущенным крыльям, то такая структура называется горстом (рис. 6, в). Структура, в которой сводовая часть антиклинали по отношению к неподвижным крыльям опущена, называется грабеном (см. рис. 6, в).  Рис. 4. Моноклиналь  Рис. 5. Положение складки по отношению к странам света Если же при разрыве пласта перемещение его происходит не по вертикали, как при образовании сброса и взброса, а в горизонтальном направлении, то образуется сдвиг. Часто наблюдаются сочетания сбросов и сдвигов — сбросо-сдвиги. Иногда горные породы сдвигаются почти в горизонтальном направлении, образуя взбросы с очень малым углом наклона к плоскости разрыва. Такая форма структуры называется надвигом. Трещина, вдоль которой перемещаются участки пласта при различных движениях, называется сбрасывателем. Если  Рис. 6. Виды разрывных нарушений трещина наклонна, что бывает в большинстве случаев, то пласты, находящиеся под ней, называются висячим крылом, а пласты, расположенные под ней, — лежачим крылом. Рассмотренные различные виды движения земной коры приводят к изменению ее первоначальной структуры и рельефа поверхности Земли. В земной коре различают несколько геологических структур, основные из которых — платформы и геосинклинали. Платформа — основная тектоническая единица земной коры, подвергающаяся преимущественно колебательным движениям с относительно небольшой амплитудой и потерявшая в связи с этим способность к резкому изменению своей первоначальной структуры. В строении платформы различают два этажа. Нижний этаж сложен сильно нарушенными метаморфизован-ными древними (докембрийскими) породами, а верхний — более молодыми (послекембрийскими) осадочными горными породами. Как уже отмечалось, колебательные движения - могут привести к образованию в осадочном покрове антеклизов, сине-клизов и локальных структур. Геосинклиналь — наиболее подвижный участок земной коры, сложенный мощными толщами (до нескольких тысяч метров) осадочных горных пород. В развитии геосинклинали различают две стадии: 1) геосинклиналь представляет собой преимущественно морской бассейн с интенсивно прогибающимся дном, на котором накапливаются мощные толщи осадочных пород и вулканических лав; 2) геосинклиналь вследствие интенсивного поднятия земной коры превращается в складчатую систему, а затем и в горы (например, Урал, Крым, Карпаты). Геосинклинали существуют и развиваются и в наше время. В качестве примера развивающейся геосинклинали можно привести часть Тихого океана с грядами Курильских островов. Г л а в а IIХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ§ 1. ОСАДОЧНЫЕ ГОРНЫЕ ПОРОДЫ — ВМЕСТИЛИЩА НЕФТИ И ГАЗАВ начальный период развития нефтяной промышленности многие склонны были считать, что нефть в земной коре скапливается в пустотах больших размеров или в трещинах. Однако развитие бурения скважин позволило убедиться в правильности высказанной еще в шестидесятых годах прошлого столетия идеи Д. И. Менделеева о том, что вместилищами жидкости и газа в земной коре являются осадочные горные породы с большим числом мелких сообщающихся пустот. Суммарный объем всех пустот в породе (пор, каверн, трещин) называют абсолютной или теоретической пористостью. Отношение суммарного объема пустот в породе ко всему объему породы — есть коэффициент пористости:  где Уп — суммарный объем всех пустот в породе; V— объем: породы. Суммарный объем всех пустот в породе зависит от формы слагающих породу зерен, характера их взаимного расположения и наличия цементирующего вещества. Если допустить, что все слагающие горную породу зерна имеют форму равновеликих шариков, то объем пор такой породы будет зависеть только от взаимного расположения зерен»  Рис. 7. Расположение зерен-шариков шариков (рис. 7). Математически доказано, что размер зерен-шариков в данном случае не будет иметь значения. При наименее плотной укладке равновеликих зерен-шариков, когда две группы рядов пересекаются под углом 90°, коэффициент пористости равен 47,6% (рис. 7, а). Теоретически это значение коэффициента пористости является максимальным. Если две группы рядов пересекаются под углом 60° (рис. 7, б), получают теоретически минимальный коэффициент пористости, равный 25,8%. Все другие формы расположения зерен-шариков дадут промежуточные значения пористости, т. е. 25,8—47,6%. В действительности значение коэффициента пористости горной породы обусловливается не только формой слагающих ее зерен, но и степенью их отсортированности, наличием цементирующего вещества, связующего зерна, а также трещиноватостью породы. Все это обусловливает значительные колебания коэффициентов пористости различных горных пород. В горной породе, как правило, не все поры сообщаются друг с другом. Объем пустот породы, взаимно сообщающихся между собой, называется эффективной пористостью. Обычно открытые поры в горной породе насыщаются водой, нефтью или газом, а изолированные поры на том же участке могут содержать другие вещества. Отношение общего объема всех пустот в породе IV, заполненных водой, нефтью или газом, к суммарному объему всех пустот в породе Vuназывают коэффициентом насыщения:  Насыщение пор нефтью, водой и газом и движение последних по поровым каналам зависят от размера пор. В поры большого диаметра жидкость проникает легко; под влиянием силы тяжести она может перемещаться по поровым каналам на значительные расстояния. Для проникновения жидкости в поры малого диаметра (капиллярные поры) требуются большие давления. Движение жидкости по поровым каналам в этом случае становится крайне затруднительным.  Рис. 8. Типы природных резервуаров: Способность породы пропускать при перепаде давления жидкость и газ называется проницаемостью. Существуют породы хорошо проницаемые и плохо проницаемые. Абсолютно непроницаемых пород нет. Проницаемость не характеризует количественное содержание жидкости в породе; она лишь определяет способность передвижения по поровым каналам жидкости и газов. При характеристике и оценке свойств горных пород часто смешивают и даже отождествляют два совершенно различных понятия — проницаемость и пористость. Следует помнить, что пористость характеризует объем пустот в породе, а проницаемость — способность проникновения жидкости или газа через породу. К хорошо проницаемым породам относятся пески, рыхлые песчаники, кавернозные и трещиноватые известняки; к плохо проницаемым породам — глины, гипсы, ангидриты, сланцы, глинистые известняки, песчаники и конгломераты с глинистым цементом. Выше отмечалось, что в порах некоторой части осадочных горных пород может содержаться большое количество воды, нефти и газа. Пористые и трещиноватые горные породы, проницаемые для жидкостей и газа и способные быть их вместилищем, называются коллекторами. В недрах земной коры вместилищем для воды, нефти и газа служит коллектор, кровлю и подошву которого составляют пласты, сложенные плохо проницаемыми породами. Такой коллектор называют природным резервуаром. В земной коре существуют природные резервуары различных типов (рис. 8). Чаще всего природные резервуары представляют собой пласт, заключенный между плохо проницаемыми породами. Например, пласт песка между пластами глины (рис. 8, а). Если мощную толщу проницаемых пород, которая состоит из нескольких пластов, не отделенных плохо проницаемыми породами, покрывают и подстилают плохо проницаемые породы, то такой природный резервуар называется массивным. Примером массивного природного резервуара может служить мощная толща трещиноватых известняков, ограниченная в кровле и подошве глинистыми пластами (рис. 8,6). В земной коре встречаются природные литологически ограниченные резервуары, в которых проницаемая порода окружена со всех сторон плохо проницаемой породой (рис. 8, в). § 2. ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗАПодавляющее большинство природных резервуаров насыщено водой. Образовавшиеся при определенных условиях нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, начинают перемещаться (мигрировать). Это происходит вследствие того, что плотности нефти, газа и воды различные. Сначала нефть и газ перемещаются до кровли подземного резервуара, а затем, если пласт наклонный, вдоль его кровли до выхода на поверхность земной коры или до какого-либо препятствия. В первом случае выходящая на поверхность нефть поглощается окружающей место обнажения пласта породой, а газ улетучивается в атмосферу. Во втором случае нефть и газ скапливаются вблизи препятствия, попав в своеобразную ловушку. Ловушка — часть природного резервуара, в котором со временем устанавливается равновесное состояние воды, нефти и газа. Так как плотность газа наименьшая, он скапливается в верхней части ловушки. Ниже газа располагается нефть.. Вода, как более тяжелая жидкость, скапливается в нижней части ловушки. В природе существуют самые разнообразные виды ловушек. Наиболее распространены сводовые и экранированные ловушки (рис. 9). Сводовые ловушки образуются в антиклинальных складках, если в кровле и подошве последних располагаются плохо проницаемые породы. В этом случае нефть и газ всплывают над водой, содержащейся в проницаемом пласте, попадают в свод антиклинали и оказываются в ловушке (рис. 9, а). В такой ловушке препятствием (экраном) для миграции нефти и газа является плохо проницаемая кровля в сводовой части антиклинальной складки. Однако для образования ловушки совсем не обязательно, чтобы проницаемый -пласт имел форму антиклинальной складки. Ловушка может образоваться и тогда, когда хорошо-проницаемая порода на некотором протяжении ограничена плохо проницаемой породой. Ловушки подобного вида называют литологически экранированными (рис. 9, б). Ловушки могут образоваться и в местах контакта по трещине пористого пласта и плохо проницаемой породы. Ловушка такого типа называется тектонически экранированной. Как видно из рис. 9, в, нефть и газ, скопившиеся в приподнятой части пористого пласта, оказались в ловушке, так как их миграция в плохо проницаемые породы практически невозможна. Встречаются в природе и так называемые стратиграфически экранированные ловушки (рис. 9, г). В этом случае нефть и газ, находящиеся в наклонно залегающем пористом пласте, контактируют с горизонтально залегающими, плохо проницаемыми породами, которые служат экраном для нефти и газа. В ловушке любой формы при благоприятных условиях может скопиться значительное количество нефти и газа. Такая ловушка называется залежью. Форма и размер залежи обусловливаются формой и размером ловушки. Рассмотрим основные элементы нефтегазовой залежи (рис. 10). Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтегазовой залежи, или поверхностью водо-нефтяного раздела. Линия пересечения этой поверхности с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой пласта есть внутренний контур нефтеносности. Газовая шапка — скопление свободного газа над нефтью в залежи. Линия пересечения поверхности нефте-газового раздела с кровлей пласта называется внешним контуром газо-  Рис. 9. Типы ловушек носкости, а с подошвой пласта — внутренним контуром газоносности. Если в сводовой нефте-газовой ловушке нефти и газа недостаточно для полного заполнения пласта (по всей мощности), внутренний контур газоносности или даже внутренний контур нефтеносности будут отсутствовать. Газовая шапка в пласте может сформироваться в том случае, если давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре в пласте. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти. При отсутствии в пласте нефти возможно образование чисто газовой залежи с внешним и внутренним контурами газоносности. В нефтегазовых ловушках, образовавшихся в массивных природных резервуарах, внутренние контуры нефтеносности и газоносности отсутствуют (рис. 11). В газовых ловушках, сформировавшихся в массивных природных резервуарах, имеется -только внешний контур газоносности.  Рис. 10. Сводовая газо-нефтяная залежь: / — внутренний контур газоносности; 2 — внешний контур газоносности; 3 —• внутренний контур нефтеносности; 4 — внешний контур нефтеносности  Рис. 11. Массивная газо-нефтяная залежь: / — внешний контур газоносности; 2 — внешний контур нефтеносности Геометрические размеры залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки, высотой нефтяной части нефтегазовой залежи — расстояние от подошвы до газо-нефтяного раздела. Длина залежи определяется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении большой оси залежи с внешним контуром нефтеносности. Ширина залежи характеризуется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении малой оси залежи с контуром нефтеносности. Большая и малая оси залежи проводятся взаимно перпендикулярно с центром их пересечения в своде залежи. Кроме сводовых пластовых и массивных нефтегазовых и газовых залежей, принципиальные схемы которых были рассмотрены выше, существуют пластовые экранированные и литологически ограниченные залежи нефти и газа. Следовательно, трем основным типам природных резервуаров соответствуют три основные группы залежей нефти и газа: 1) пластовые залежи (сводовые и экранированные); 2) массивные залежи; 3) литологически ограниченные залежи. § 3. МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗАПод месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей одной и той же группы (например, сводовых пластовых или массивных и т. д.), находящихся в недрах земной коры единой площади. Приведенное определение нуждается в пояснении, так как оно содержит некоторую условность и обобщенность. Условность состоит в том, что нефть и газ никогда не залегают в месте своего образования. Поэтому под термином «месторождение» надо понимать не место рождения нефти и газа, а место залегания ловушки, в которую попали эти полезные ископаемые вследствие миграции. Обобщенность заключается в том, что месторождение нефти и газа может содержать от одной до нескольких десятков залежей. Единичная залежь может считаться месторождением в том случае, если с учетом запасов нефти и газа целесообразна ее разработка. Несколько залежей могут входить в одно месторождение при условии, если они характеризуются однотипными структурами, определяющими общность организации поисков, разведки и добычи нефти и газа. Однако не всегда можно определять границы месторождения только с учетом типа структуры. Иногда крупная структура характеризует целую зону нефтегазонакопления, содержащую несколько месторождений нефти и газа. Примером такой зоны может служить залегание осадочных горных пород, характеризующееся одним типом структуры — моноклиналью. Но моноклиналь на своем протяжении может иметь различного рода экранированные залежи. В этом случае не исключена возможность образования нескольких разрозненных залежей нефти и газа, требующих разного подхода к организации работ по разведке и добыче полезного ископаемого. В результате единая моноклинальная структура, являющаяся зоной нефтегазонакопления, разбивается по территориальному признаку на несколько месторождений. Поэтому в определении понятия «месторождение нефти и газа» говорится не только о типе структуры, но и о распространении залежей в недрах земной коры одной и той же площади. Существование в земной коре двух основных геологических структур — геосинклиналей и платформ — предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса: I класс — месторождения, сформировавшиеся в геосинкли-.нальных (складчатых) областях; II класс — месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях. Характерные представители I класса — месторождения Северного Кавказа и юго-восточной части Кавказского хребта, а также Крыма, Восточных Карпат, Туркмении, Ферганы, Узбекистана, Таджикистана и о. Сахалина. Все месторождения нефти и газа, расположенные между Волгой и Уралом, в Западной Сибири, относятся к месторождениям II класса. § 4. ДАВЛЕНИЕ И ТЕМПЕРАТУРА В НЕДРАХ ЗЕМНОЙ КОРЫДавление в пласте до начала его разработки (начальное пластовое давление) зависит от глубины залегания пласта и приближенно может быть определено по формуле  где /Опл.нач — начальное пластовое давление, Па; Н — глубина залегания пласта, м; р — плотность жидкости, кг/м3; g— ускорение свободного падения тела, м/с2. Обычно пластовое давление больше или меньше вычисленного по формуле (3), так как оно определяется не только с учетом условий притока жидкости в пласт и отбора ее. Повышение или понижение пластового давления по сравнению с гидростатическим обусловливается целым рядом причин: силой тяжести вышележащих горных пород (горным давлением), тектоническими силами, температурой, химическими процессами. Горное давление передается жидкости и газу, заключенным в пласте, через минералы, слагающие горную породу. Следовательно, передаваемое давление находится в прямой зависимости от механических свойств минералов. Чем больше уплотняется порода под действием горного давления, тем меньше становится ее пористость. В результате горное давление в той или иной степени передается жидкости и газу, насыщающим поры пласта. Горное давление влияет на уровень жидкости в пласте, сообщающемся с поверхностью. Поэтому приведенная методика определения пластового давления для данного случая остается справедливой. Если же пласт изолирован, то находящиеся в нем жидкость и газ воспримут часть горного давления, что приведет к созданию анормального, превышающего гидростатическое, пластового давления. Тектонические силы могут привести к повышению или понижению пластового давления по сравнению с гидростатическим в результате перемещения пласта. Влияние температуры в основном сводится к разрушению сложных углеводородов, из которых состоит нефть и газ, с образованием большого числа простейших молекул. Это приводит к увеличению объема жидкости и газа и, следовательно, к росту пластового давления (в закрытом пласте). Изменение температуры может вызвать химические реакции, которые приводят к цементации пластов. Результат этого — снижение пористости, способствующее повышению пластового -давления (в закрытом пласте). Пластовое давление определяется при помощи спускаемых в скважину манометров. Если известна плотность жидкости или газа, заполняющих скважину, то пластовое давление можно определить расчетным путем. В том случае, когда скважиной вскрывается пласт за контуром нефтеносности (газоносности) и если она заполнится пластовой водой, пластовое давление при закрытом устье определится по следующей формуле:  где ризи ру— давление в пласте и на устье скважины, Па. Если в такой скважине открыть устье, то вода будет вытекать на поверхность, т. е. скважина начнет фонтанировать. В скважине, в которой уровень жидкости не доходит до устья, пластовое давление составит  где Hi— высота столба жидкости в скважине, м Пластовое давление, определенное в какой-либо точке пласта, характерно для пласта в целом только при пологом его залегании. В том случае, когда углы падения крыльев пласта значительные, пластовое давление на этих участках будет большим, а в замковой части (седле) —меньшим. Поэтому для удобства давление в пласте обычно относят к какой-либо одной плоскости. За такую плоскость принимают уровень моря или условная плоскость — первоначальное положение водонефтяного контакта в пласте. Пластовое давление, отнесенное к этой условной плоскости, называется приведенным пластовым давлением. Если пластовое давление в скважинах 1 и 2 (рис. 12) равно соответственно piи р2, то приведенное давление в них (в Па), отнесенное к первоначальному уровню водонефтяного контакта, равно  где h\ и hi— расстояния от забоев скважин до уровня водонефтяного контакта, м; рп и рв — плотности нефти и воды, кг/м3. Температура на .поверхности Земли, зависящая главным образом от освещенности ее участков Солнцем, изменяется в значительных пределах. Однако колебания температуры на поверхности Земли воспринимаются на расстоянии всего лишь десятков метров земной коры. Границей разделения влияния внешнего (излучение Солнце) и внутреннего тепловых полей Земли является слой с постоянной отрицательной или положительной температурой. Ниже слоя с постоянной отрицательной температурой господствуют отрицательные температуры и, следовательно, залегают многолетнемерзлые породы, толщина которых на некоторых участках достигает 700 м. Области залегания многолетне-мерзлых пород занимают около 10% поверхности всей суши Земли, а в СССР около 45% территории. Ниже слоя с постоянной положительной температурой условия залегания пород и их состояние обусловлены положительной температурой. Температура в земной коре ниже слоя с постоянной температурой закономерно возрастает с глубиной. Расстояние по вертикали (в м) в земной коре (ниже зоны постоянной температуры), на котором температура горных пород повышается-  Рис. 12. К определению пластового давления на 1°С, называется геотермической ступенью. Установлено, что значение геотермической ступени колеблется в верхних слоях земной коры в пределах 11—120 м, среднее ее значение составляет около 33 м. Для характеристики изменения температуры с глубиной иногда пользуются геотермическим градиентом — приростом температуры в °С горных пород на каждые 100 м углубления от зоны постоянной температуры. В среднем геотермический градиент равен 3° С. Знать температуру на различных глубинах земной коры и в продуктивной залежи крайне необходимо в процессе бурения скважин, при проектировании системы разработки нефтяных и газовых месторождений, а также во время их эксплуатации. Г л ав а IIIФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ И ГАЗА§ 1. ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ И ПРИРОДНОГО ГАЗАПод влиянием давления, температуры и других факторов нефть и газ переходят из одного физического состояния в другое. В результате таких преобразований появляются новые продукты, отличающиеся качественно от ранее существовавшего вещества. Кроме того, нефть и газ способны перемещаться из материнских пород, где они образовались, в другие породы. Все это очень осложняет исследования вопросов происхождения нефти. К настоящему времени наметились два основных направления в решении этой проблемы. Одно из них предполагает неорганическое, а другое — органическое образование этих полезных ископаемых. Основные положения гипотезы неорганического происхождения нефти и природного газа были сформулированы еще в 1877 г. Д. И. Менделеевым, предполагавшим, что углеводороды могут образоваться в недрах Земли при действии перегретого водяного пара на карбиды тяжелых металлов в условиях высоких температур и давлений. В результате реакции происходит образование не жидкой нефти, а паров углеводородов, т. е. составных частей нефти и природного газа. Основоположник гипотезы органического происхождения нефти и природного газа М. В. Ломоносов еще в 1759 г. объяснил происхождение нефти разложением в недрах Земли без доступа кислорода органических остатков животных и растительных организмов под действием высокой температуры и давления. В результате такого разложения органических остатков образуются углеводороды — составная часть нефти и газа. Нефть в виде мельчайших включений пропитывает горную породу, подвергающуюся с течением времени все большему и большему горному давлению в связи с увеличением мощности накапливающихся осадочных пород. Под влиянием горного давления она перемещается в более пористые породы (песчаники, известняки), образуя залежи. Гипотеза органического происхождения ориентирует науку на поиски нефти и газа в толщах осадочных торных пород, к которым относятся все известные сегодня нефтяные и газовые месторождения. § 2. НЕФТЬ И ЕЕ СВОЙСТВАПо химическому составу нефть — сложное соединение углерода и водорода. Такие соединения называются углеводородами. Известно огромное количество различных по своим свойствам углеводородов, отличающихся друг от друга числом атомов углерода и водорода в молекуле и характером их сцепления. Кроме углерода и водорода, в нефтях содержатся в небольших количествах кислород, азот и сера, в ничтожных количествах в виде следов — хлор, фосфор, иод и другие химические элементы. В нефтях встречаются следующие группы углеводородов: 1) метановые (парафиновые); 2) нафтеновые и 3) ароматические. Обычно нефти бывают смешанного типа с преобладанием в их составе той или иной группы углеводородов и в зависимости от этого называются парафиновыми нафтеновыми или ароматическими. Наиболее распространены в природных условиях углеводороды метанового ряда: метан СН4, этан С2Н6, пропан СзН8 и др. Эти углеводороды называют также предельными или насыщенными, что подчеркивает их небольшую химическую активность, а также плохую способность вступать в соединение с атомами других веществ. Углеводороды от метана до бутана (С4Н10) включительно при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии. Из них состоит нефтяной газ. Углеводородные соединения, содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (С5Н12—Ci7H36),— жидкие вещества. Эти соединения входят в состав нефти. Углеводороды, в молекулах которых имеется свыше 17 атомов углерода, относятся к твердым веществам. Это парафины и церезины, содержащиеся в тех или иных количествах во всех нефтях. Физические свойства и качественная характеристика нефтей и нефтяных газов зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или смежных групп. Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти большого количества смолистых и парафиновых соединений делает ее малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующего транспортирования. Товарные качества и фракционный состав нефтей определяют путем лабораторной разгонки их. Разгонка нефти основана на том, что каждый углеводород, входящий в ее состав, имеет свою определенную точку кипения. Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. Например, у пентана (C5Hi2) точка кипения равна 36° С, у гексана (С6Нн) — 69° С. У тяжелых углеводородов точки кипения более высокие до 300° С и выше. Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, характеризует фракционный состав нефти. Первичная характеристика нефти на промысле определяется по ее плотности, которая колеблется от 760 до 980 кг/м3. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м3 наиболее ценные, так как содержат больше бензиновых и масляных фракций. Одно из основных физических свойств любой жидкости, в том числе и нефти,— вязкость (или внутреннее трение), т. е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Чем больше вязкость жидкости, тем больше сопротивление при ее движении. Нефти обладают самой различной вязкостью, в несколько раз превышающей вязкость воды. С повышением температуры вязкость любой жидкости (в том числе и нефти) резко уменьшается. |Например, при повышении температуры многих бакинских нефтей от 10 до 30° С уменьшается их вязкость в 2 раза. Поэтому во время перекачки вязких нефтей и мазутов их обычно подогревают. Как уже отмечалось, температура в земной коре увеличивается с глубиной. Поэтому и вязкость нефти в нефтяных пластах всегда меньше, чем на поверхности. С точки зрения добычи нефти это весьма благоприятный фактор, так как чем меньше ее вязкость, тем меньше расход энергии на добычу каждой тонны нефти. Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированной нефти. Это объясняется влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа. В условиях пластового давления в нефти всегда растворено определенное количество газа, достигающее иногда 300—400 м3 на 1 м3 нефти. Растворенный газ резко снижает плотность и вязкость нефти и увеличивает ее сжимаемость и объем. Физические характеристики нефти в пластовых условиях не-обхрдимо знать при подсчете запасов нефти и газа, составлении технологических схем разработки нефтяных месторождений, выборе техники и технологии для извлечения нефти из пласта. Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после ее дегазации, т. е. при «нормальных» условиях, носит название объемного коэффициента нефти:  Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м3 дегазированной нефти. Этот коэффициент всегда больше единицы. У некоторых нефтей он равен 3. § 3. НЕФТЯНОЙ ГАЗ И ЕГО СВОЙСТВАГорючие газы нефтяных и газовых месторождений по химической природе сходны с нефтью. Они, так же как и нефть, являются смесью различных углеводородов: метана, этана, пропана, бутана, пентана. Самый легкий из всех углеводородов — метан; в газах, добываемых из нефтяных и газовых месторождений, его содержится от 40 до 95% и более (по отношению ко всему количеству газа). Отдельные углеводороды, входящие в состав нефтяных газов, отличаются друг от друга физическими свойствами. Это, естественно, отражается и на физических свойствах нефтяного газа. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов (метана и этана), тем легче этот газ и меньше его теплота сгорания. В тяжелых нефтяных газах, наоборот, содержание метана и этана незначительно. При атмосферных условиях (и при температуре 0°С) метан и этан всегда находятся в газообразном состоянии. Пропан и бутан также относятся к газам, но они очень легко переходят в жидкость даже при очень малых давлениях. Вообще давление, потребное для перевода того или иного углеводорода из газообразного состояния в жидкое, т. е. упругость его паров, повышается с ростом температуры. При данной температуре оно тем больше, чем ниже плотность углеводорода. Наибольшей упругостью паров обладает метан, который при нормальных условиях нельзя превратить в жидкость, так как его критическая температура равна — 82,1° С. Так же трудно переводится в жидкость этан. В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых (от пропана и выше) углеводородов газы разделяются на две группы — сухие и жирные. Сухой газ — естественный газ, в котором не содержатся тяжелые углеводороды или содержание их незначительно. Жирный газ — газ, в котором тяжелые углеводороды содержатся в таких количествах, когда можно получать сжиженные газы или газовые бензины. На практике сухим считается такой газ, в 1 м3 которого содержится меньше 60 г газового бензина; и жирным, если в 1 м3 содержится 60—70 г газового бензина. Более жирные газы сопутствуют обычно легким нефтям. С тяжелыми нефтями, наоборот, добывают по преимуществу сухой газ, состоящий главным образом из метана. Нефтяные газы содержат кроме углеводородов в незначительных количествах углекислый газ, азот, сероводород, гелий и т. п. Одним из основных физических параметров нефтяного газа является его плотность, которая колеблется от 0,72 у метана до 3,2 кг/м3 у пентана. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
