Учебное пособие по Геологии. Учебное пособие для студентов i курса Разработал В. Г. Юхименко Ижевск 2007 Содержание введение
 Скачать 6.88 Mb.
|
|
Первичные поры формируются в процессе образования породы.К ним относятся поры: межзерновые — между обломками в осадочной породе; межкристаллические — по плоскостям спайности; биогенного происхождения — образовавшиеся после распада органического вещества; межслоевые — между плоскостями напластования осадочных пород. Вторичные поры образуются в результате воздействия на породу различных факторов. Среди вторичных пор различают: трещинные, возникшие в результате дробления плотных пород при тектонических движениях; эрозионные, образовавшиеся под действием экзогенных процессов выветривания; выщелачивания, возникающие при растворении и уносе растворимых минералов потоками подземных вод. Различные породы обладают пористостью 20—30 % и более. Пористость хорошо отсортированных песков может составлять 15—20 %, а некоторых разновидностей сухой глины даже 50— 60 %. Однако опыт показывает, что далеко не все породы, обладающие пористостью, могут пропускать через себя жидкость или газ. И действительно, величина пористости никак не отражает характер соединения пор между собой, а следовательно, и фильтрационную способность породы. Это свойство горных пород характеризуется проницаемостью. За единицу проницаемости в Международной системе единиц принимается проницаемость пористой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м 2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па с составляет 1 м 3 /с. Физический смысл размерности заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация. Хорошо проницаемыми породами являются:песок,песчаники,доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку. К плохо проницаемым относятся:глины,с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники с обильной глинистой цементацией. Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси. Согласно которому объемный расход жидкости проходящий сквозь породу при ламинарном движении прямо пропорционально коэффициенту проницаемости, площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления, и обратно пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного пути и подсчитать по формуле: F (P P ) 1 2 Q k пр L где Q-объемный расход жидкости в м 3 /с; k пр – коэффициент проницаемости в м 2 ; F - площадь поперечного сечения в м 2 ; - вязкость флюида в Па с; L - длина пути в см; (P 1 -P 2 ) - перепад давления в Па; 114 Единица коэффициента проницаемости называемая дарси, отвечает проницаемости такой горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1см 2 , при перепаде давления в 1ат на протяжении 1 см в 1 сек проходит 1 см 3 жидкости, вязкость которой 1 сантипуаз. Проницаемость пород, служащих коллекторами для нефти, обычно выражают в миллидарси или мкм 2 10 -3 По литологии 78% запасов нефти разрабатывамых месторождений Удмуртской Республики приурочено к карбонатным коллекторам, 22% к терригенным. Обобщая результаты исследований коллекторских свойств продуктивных пластов месторождений Удмуртской Республики можно отметить, что пористость изменяется от 10 до 33% в среднем, а начальная нефтенасыщенность от 26 до 94%. Проницаемость колеблется от 0,098 (верейские отложения Лудошурского месторождения) до 0,285 мкм 2 (яснополянский горизонт Чутырско-Киенгопского месторождения). Нефте-, газо-, водонасыщенность пород-коллекторов Содержание в пустотах горных пород нефти, газа и воды называют насыщенностью. Степень насыщенности пустот, выражаемая коэффициентами нефте-, газо- и водонасыщенности — один из главных параметров, который учитывается при определении начальных и текущих запасов нефти и газа, коэффициента нефтеотдачи пласта. От насыщенности во многом зависит процесс многофазной фильтрации в поровом пространстве. Коэффициентом водо-, н е ф т е - , г а з о н а с ы щ е н н о с т и (k B , k u , k T ) называется отношение объема воды, нефти или газа (К в , V H , V r ), содержащихся в пустотном пространстве породы, к объему пустот (V a ): k B =V B /V n ; k B =V B /V a ; k r =V T /Vn- Сумма коэффициентов насыщенности породы нефтью, водой и газом равна единице. Водонасыщенность определяется лабораторным путем. А потом уже определяются коэффициенты газо- и водонасыщенности (исходя из соотношения k Н (г)=1—k B ) По геофизическим данным коэффициент нефтегазонасыщенности определяют через величину Р н , называемую параметром нефтегазонасыщения или коэффициентом увеличения сопротивления и подсчитывается по формуле: P н = ρнп/ρ в.п , где ρ н.п - удельное электрическое сопротивление продуктивного пласта, пустоты которого заполнены нефтью или газом и остаточной водой; ρ в.п. - удельное электрическое сопротивление этого же пласта при100 %-ном заполнении его пор водой с теми же значениями минерализации и температуры. Нефтенасыщенность горных пород зависит от многих факторов: типов пород-коллекторов, эффективной пористости, проницаемости, трещиноватости. При гранулярном типе коллектора основными фильтрационными свойствами пористой среды должны обладать межзерновые поры, а трещиноватой среды — трещины. Одновременно трещинная проницаемость горной породы определяется законами движения флюидов в трещинах . Изучение водонасыщенности имеет большое значение не только для количественной оценки нефтегазонасыщенности. Важно выяснить и качественную роль водонасыщенности. Содержание в породах-коллекторах остаточной воды и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей. Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества, с характером пустот, со свойствами нефти, газа и самой воды. Породы-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отличаться по характеру смачиваемости. Остаточная вода может в виде тонкой пленки покрывать всю поверхность пустот. Такую поверхность называют гидрофильной (хорошо смачиваемой 115 водой). В других случаях поверхности зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них пленки нефти. Такие породы называют гидрофобизированными нефтью или гидрофобными. По мнению ряда исследователей, к гидрофобным следует относить породы, содержащие менее 10 % остаточной воды (К в ≤ 0,1). При значении коэффициента водонасыщенности более 0,1 породы считают гидрофильными. Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллекторы обусловлена тем, что в гидрофильных коллекторах процесс вытеснения нефти из пустотного пространства при прочих равных условиях и высокой проницаемости протекает значительно легче, чем во вторых. В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в подвижном состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды. В гидрофобном коллекторе часть нефти, образуя пленку на стенках пустот, не участвует в процессе движения, вследствие чего увеличиваются потери нефти в пласте. Эти особенности следует изучать и учитывать при подсчете запасов и проектировании разработки, определяя величину конечного нефтеизвлечения при возможных системах разработки. В зависимости от условий формирования залежей, характеристики пород- коллекторов, их емкостного объема и фильтрационных свойств, характера смачиваемости и других параметров, значение начальной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов находится в пределах 97-50% при соответствующей начальной водонасыщенности 3-50%. Природные резервуары и ловушки Природный резервуар – естественное вместилище нефти, газа и воды (внутри которого может происходить циркуляция подвижных веществ), форма которого обусловливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами. Виды природных резервуаров: 1. пластовый, 2. массивный, 3. линзовидный (литологически ограниченный со всех сторон). Пластовый резервуар (рис.41)представляет собой коллектор,ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Особенностями такого резервуара является сохранение мощности и литологического состава на большой площади. Под массивным резервуаром понимают мощные толщи пород,состоящие из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами. Большинство массивных резервуаров, особенно широко распространенных на платформах, представлено известняково-доломитизированными толщами. Для ряда месторождений было установлено, что толща пород, представляющая собой единый резервуар, насыщенный газом, нефтью и водой, содержит породы различного литологического состава и различного стратиграфического возраста. Критерием, позволяющим объединить мощную толщу пород в единый резервуар, является распределение в нем газа, нефти и воды по их удельным весам независимо от структуры, возраста и текстуры составляющих его пород. Слабо проницаемые породы покрывают всю эту толщу сверху. По характеру слагающих их пород массивные резервуары подразделяются на две группы: 1. однородные массивные резервуары – сложены сравнительно однородной толщей пород, большей частью карбонатных (Рис.42а); 2. неоднородные массивные резервуары – толща пород неоднородна. Литологически она может быть представлена, например, чередованием известняков. Песков и 116 песчаников, сверху перекрытых глинами. Проницаемость такой толщи в различных ее слоях колеблется. Но перемещение жидкости (воды, нефти) возможно во всех направлениях и происходит, в общем независимо от наслоения пород (Рис.42б). Рис. 41 Принципиальная схема пластового резервуара. 1 – коллектор (песок); 2 – плохо Рис42 а Схема однородного массивного резервуара. Рис.42 б Схема неоднородного Рис. 43 Резервуар, литологически массивного резервуара ограниченный со всех сторон практически непроницаемыми породами В группу Резервуаров неправильной формы, литологически ограниченных со всех сторон (рис.43)объединены природные резервуары всех видов,в которых насыщающие их газообразные и жидкие углеводороды окружены со всех сторон либо практически непроницаемыми породами, либо породами, насыщенными слабоактивной водой. К резервуарам неправильной формы относятся лишь зоны повышенной пористости и проницаемости пород, связанные с местным изменением петрографического состава, не распространяющимся на сколько-нибудь значительную площадь. Песчаные и мергелистые резервуары неправильной формы могут находиться в толще глинистых или плотных хемогенных пород. Каким бы ни был механизм образования углеводородов для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо выполнение ряда условий: наличие проницаемых горных пород (коллекторов), непроницаемых горных пород, ограничивающих перемещение нефти и газа по вертикали (покрышек), а так же пласта особой формы, попав в который нефть и газ оказываются как бы в тупике (ловушке). 117 Ловушка –часть природного резервуара,в которой благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а так же тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа. Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по их удельным весам. Ловушка чаще всего представляет собой участок резервуара с застойными условиями даже в том случае, если в остальной части резервуара вода находится в движении. Различают следующие типы ловушек нефти и газа: Структурная (сводовая) –образованная в результате изгиба слоев; Стратиграфическая –сформированная в результате эрозии пластов–коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми породами; Тектоническая –образованная в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой. Литологическая –образованная в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми. Около 80% залежей в мире связано с ловушками структурного типа. Типы ловушек существующих ловушек нефти и газа показаны на рис.44. Газ Нефть Вод Вода Сводовая ловушка Нефть Нефть Вода Нефть Литологиически экранированная Нефт Тектонически экранированная ловушка Нефть Вода Стратиграфически экранированная ловушка Рис.44. Типы ловушек нефти и газа Водонефтяные и газонефтяные контакты Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется водонефтяным и газонефтяным контактом. 118 Контуры нефтегазоносности Линия пересечения поверхности контактов с кровлей пласта называется соответственно внешним контуром нефтеносности или газоносности, а с подошвой внутренним контуром нефтеносности или газоносности 9.7. Залежи и месторождения нефти и газа Скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов, сосредоточенные в ловушке, ограниченные поверхностями разного типа, в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью. Существуют следующие типы залежей: пластовая, массивная, литологически ограниченная, стратиграфически ограниченная, тектонически экранированная (рис.45). а б в г Рис. 45 Типы залежей а – пластовый тип; б- литологически ограниченный тип; в– стратиграфически ограниченный тип г – тектонически экранированный тип д– массивный тип. д 119 Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных территориально к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической структурой. Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь, такое месторождение называется однопластовым. Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовыми. В зависимости от фазового состояния и основного состава углеводородных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделяются на 1. нефтяные,содержащие только нефть,в различной степени насыщенную газом; 2. газовые,если оно содержит только газовые залежи,состоящие более,чем на90% из метана, 3. газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные). В газонефтяных залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая – газовая, в нефтегазовых – газовая шапка превышает по объему нефтяную часть. К нефтегазовым относятся так же залежи с крайне незначительной по объему нефтяной частью – нефтяной оторочкой. Газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатные отличаютсятся между собой тем, что в первых – основная по объему нефтяная часть, а во вторых газоконденсатная (рис. 46). К газоконденсатным относят такие месторождения, из которых при снижении давления до атмосферного выделяется жидкая фаза – конденсат. нефтяная газовая нефтегазовая газоконденсатнонефтян газонефтяная нефтегазоконденсатна Рис.46 9.8. Пластовые воды. Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений, согласно классификации М. А. Жданова, подразделяются по отношению к залежи нефти или нефтеносному пласту на несколько разновидностей: нижняя краевая вода располагается в пониженных частях нефтяного пласта, подпирает нефтеносную залежь (рис. 47, а); подошвенная — в нижней, подошвенной, части нефтяного пласта в пределах всей структуры, включая ее сводовую часть (рис. 47, б); промежуточная вода приурочена к водоносным пластам или пропласткам в нефтяном пласте, являющимся единым объектом разработки (рис. 47, в); верхняя — к чисто водоносным пластам, залегающим выше нефтяной залежи (рис. 47, г); нижняя — к чисто водоносным пластам, залегающим ниже нефтяной залежи (рис. 47, д). 120 Рис. 47. Схемы залегания пластовых вод нефтяных и газовых месторождений. 1 – нефть; 2 - вода На нефтяных и газовых месторождениях нефть и газ залегают совместно с подземными водами. При этом происходит их естественная сепарация по плотности: самое высокое положение занимает газ, ниже залегает нефтенасыщенная часть пласта, а еще ниже — водонасыщенная. Эти участки пласта условно отделяются друг от друга поверхностями газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Наличие в нефтяных месторождениях изолированных газовых залежей и многообразие типов подземных вод обусловливают и различное положение контактов между газом, нефтью и водой. В частности, для нижних краевых вод положение контакта нефть—вода определяется двумя контурами: внешним и внутренним (см. рис. 48). Внешний контур проводится по кровле нефтеносного пласта, а внутренний — по подошве. Часть пласта, расположенная между внутренним и внешним контурами Рис. 48. Положение контуров газоносности и нефтеносности, содержит вверху нефть, внизу воду и называется приконтурной нефтеносности. зоной. Части пласта: 1 — нефтенасыщенная; 2 — газонасыщенная; 3 — водонасыщенная; Геологи-нефтяники постоянно 4 — глины; 5 — алевриты; 6 — известняки; зоны: изучают подземные воды нефтяных и 7 — водонефтяного контакта, 8 — гаэонефтяного газовых месторождений, их контакта; l н1 , l н2 — внешний и внутренний контуры нефтеносности; l r1 , l r2 — то же, газоносности. динамический режим и химический состав. Следует отметить, что подземные воды указанных месторождений, как правило, характеризуются повышенной минерализацией. По составу эти воды обычно относятся к типу хлоридных кальциевых (хлоркальциевых), реже гидрокарбонатных натриевых. Они отличаются повышенным 121 содержанием ионов йода, брома, часто в них присутствует сероводород. К характерным особенностям вод нефтяных месторождений относятся отсутствие или весьма малое содержание сульфатов и наличие солей нафтеновых кислот. Многочисленные анализы вод нефтяных и газовых месторождений показали, что их общая минерализация колеблется в довольно больших пределах. Например, в Грозненском районе она составляет 6,3 %, в районе Баку достигает 17 % и т. д. В процессе разработки нефтяных месторождений положение контура нефть—вода меняется. Одной из задач разработки является обеспечение равномерного его продвижения. Дело в том, что пластовые воды с их напором играют роль источника энергии для вытеснения нефти из коллектора. Поэтому на начальной стадии эксплуатации месторождения скважины, вскрывшие нефтяную часть пласта, фонтанируют. По мере интенсивного отбора нефти давление в пласте постепенно падает, а контур нефть — вода перемещается к своду залежи. Для поддержания высокого давления в нефтяном пласте и продления наиболее экономичного фонтанного периода эксплуатации по периферии залежи (за контуром нефть — вода) бурят нагнетательные скважины, по которым в пласт закачивают воду, восстанавливая тем самым давление в пласте. Изучение подземных вод нефтяных и газовых месторождений имеет не только теоретическое, но и большое практическое значение. Результаты этого изучения используются для правильной, оценки перспектив нефтегазоносности территорий. Благоприятными гидрохимическими показателями при этом служат низкое содержание в водах сульфатов и повышенное карбонатов, а также повышенная концентрация йода, брома, сероводорода в водах хлоркальциевого типа и т.д. Если подземные воды исследуемого района характеризуются указанными особенностями, это позволяет предполагать наличие здесь нефтяных, газовых или газоконденсатных месторождений. 9.9. Давление и температура в нефтяных пластах. Пластовое и забойное давление при разработке залежей Энергетические ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Рпл тек С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления. В последующем в зависимости от режима работы залежи, годовых объемов добычи и т.д. в изменении пластового давления могут наблюдаться различные тенденции. Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся при работе практически всего фонда скважин, называют текущим или динамическим пластовым давлением. Получение и анализ данных о текущем пластовом давлении в различных точках залежи и по залежи в среднем — важнейшая часть контроля за разработкой залежи. Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других — стабилизироваться, на третьих — возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты. Выявление этих, иногда противоположных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встречает значительные трудности. Поэтому при контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значениями приведенного пластового давления. 122 Приведенное пластовое давление — это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи — плоскость, делящая объем залежи пополам. Положение поверхности приведения сохраняется постоянным до завершения разработки. Приведенное давление Р пл.пр . вычисляют по формуле: Р пл.пр =Р пл.з gh где Р пл.з - замеренное в скважине пластовое давление; h - расстояние между точкой замера и условной плоскостью; - плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине - нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой — сделан замер), g - ускорение свободного падения Поправку gh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис.49 в законтурных водяных скважинах №№ 1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скважине № 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления. В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотности пластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скважине № 4, где пласт обводнен в процессе разработки, — воды, по скважине № 5 — нефти. Рис 49. Схема приведения пластового давления по глубине: 1- газ; 2 – нефть; 3 – вода; 4 – зона пласта, заводненная при разработке нефтяной части залежи; 5 – точка замера давления в скважине; h – расстояние от точки замера до условной плоскости. Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным давлением Pзаб. По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение 123 пластового давления в залежи в целом. Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин. Динамическое пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное пластовое давление на (15—20)%, а иногда и более. Положение каждого разрешающего ряда соответствует искусственному контуру питания. Динамическое пластовое давление в различных частях залежи можно определить путем замера его в имеющихся отдельных простаивающих скважинах и в специально останавливаемых единичных скважинах (при сохранении фонда ближайших к ним скважин в работе). Замеренное в остановленной скважине давление будет соответствовать динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины. Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового — после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более). Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение некоторого времени фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений Известно, что в недрах месторождений температура возрастает с глубиной, начиная от так называемого нейтрального слоя с неизменной температурой. Продуктивные пласты имеют природную (начальную) температуру, значение которой определяется закономерностями изменения температуры по разрезу месторождения. Начальная температура продуктивных пластов оказывает большое влияние на фазовое состояние УВ в пластовых условиях, на вязкость пластовых жидкостей и газов и, следовательно, на условия их фильтрации. В процессе разработки залежей природные термические условия могут претерпевать устойчивые или временные изменения в связи с нагнетанием в больших объемах в пласты различных агентов, имеющих температуру, большую или меньшую начальной пластовой. Замеры температур в скважинах производят либо максимальным термометром, либо электротермометром. Замеры температуры можно производить в скважинах, закрепленных обсадными трубами и не закрепленными ими. Перед замером скважина должна быть оставлена в покое на 20-25 суток для того, чтобы в ней восстановился нарушенный бурением или эксплуатацией естественный температурный режим. Однако в промысловых условиях нередко приступают к замерам по истечении всего лишь (4-6 )час. после остановки скважины. В процессе бурения температуру обычно замеряют в скважинах, временно остановленные по техническим причинам. В эксплуатационных скважинах замеры температуры производят после подъема насоса; эти замеры оказываются надежными лишь для интервала глубин залегания продуктивного (эксплуатационного) пласта. Для получения надежных температурных данных в других интервалах пласта скважину необходимо заполнить глинистым раствором и остановить на более или менее длительный срок (иногда на 20 сут). Для этой цели удобнее использовать бездействующие или временно законсервированные эксплуатационные скважины. При замерах температуры следует учитывать проявления газа и связанное с этим возможное понижение естественной температуры. Данные замеров температур могут быть использованы для определения геотермической ступени и геотермического градиента. 124 Геотермическую ступень-.расстояние в метрах,при углублении на которое температура пород закономерно повышается на 1 °С, определяют по формуле где G - геотермическая ступень, м/°С; Н - глубина места замера температуры,м; H - глубина слоя с постоянной температурой,м; Т - -температура на глубине°С; T - средняя годовая температура воздуха на поверхности, o С. Природная геотермическая характеристика месторождения служит фоном для выявления всех проявляющихся при разработке вторичных аномалий температуры. Процесс изучения природного теплового режима месторождения включает температурные измерения в скважинах, построение геотерм и геотермических разрезов скважин, определение значений геотермического градиента и геотермической ступени, определение температуры в кровле продуктивных пластов, построение геолого-геотермических профилей и геотермических карт. Для получения природной геотермической характеристики температурные замеры должны проводиться до начала или в самом начале разработки залежей по возможно большему числу скважин, равномерно размещенных по площади. Сверху вниз по стволу скважины высокоточным электрическим, самопишущим и другими приборами, а также максимальным ртутным термометром проводят измерение температуры с определенным шагом, равным единицам метров в продуктивных интервалах разреза и десяткам метров в остальной его части. По данным температурных исследований строят термограмму, т.е. кривую, отражающую рост естественной температуры пород с увеличением глубины. Такие термограммы называют геотермами Г 0 . Сочетание геотермы с литолого-стратиграфической колонкой скважины представляет собой геолого- геотермический разрез скважины (рис. 50). На гео- терме обычно выделяются прямолинейные участки с разными углами наклона, отвечающие геолого- стратиграфическим пачкам с неодинаковой теплопроводностью пород. С помощью геолого-геотермического разреза скважины определяют значения геотермического градиента - частные и среднее взвешенное. Рис. 50. Геолого-геотермический разрез скважины : а, б, в, г - литолого- стратиграфические пачки пород 125 Геотермический градиент Г характеризует изменение температуры при изменении глубины на 100м определяется по формуле Таким образом, зависимость между геотермической ступенью и геотермическим градиентом выражается соотношением: Для верхних слоев земной коры (10-20 км) величина геотермической ступени в среднем равна 33 м/°С и колеблется в значительных пределах для различных участков земного шара. Как уже отмечалось, физическое состояние и свойства нефти (вязкость, поверхностное натяжение, способность поглощать газ) резко меняются с изменением температуры, а следовательно, изменяется и способность нефти двигаться по пласту к забоям скважин. 9.10. Карты изобар Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки залежи проводят с помощью карт изобар. Картой изобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины. Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала. В периоды продолжительной стабилизации давления их можно составлять раз в полугодие. Полугодовой интервал может быть установлен также в исключительно сложных для исследования скважин условиях — при резкой пересеченности рельефа, заболоченности местности, в условиях шельфа и др. При построении карты используют данные о приведенном пластовом давлении. Для решения некоторых специальных задач могут быть построены карты абсолютного (замеренного у пласта) динамического пластового давления. При построении карты на установленную дату следует использовать замеры давления в скважинах, максимально приближенные во времени к этой дате. Карта изобар служит основой для определения среднего динамического пластового давления на определенную дату по залежи (или отдельным ее частям). 9.11. Нефтегазогеологическое районирование Под нефтегазогеологическим районированием территории геологи-нефтяники понимают выделение отдельных их частей, различающихся по степени сходства и различия тектонического строения, истории развития и состава слагающих пород, а также выделение различных категорий скоплений нефти и газа. В задачи нефтегазогеологического районирования входит оценка перспектив нефтегазоносности различных частей изучаемой территории. Нефтегазоносная провинция (НГП)представляет собой единую геологическую провинцию, сложенную различными крупными структурными элементами, которые характеризуются общностью геологического строения и истории развития, а также общностью стратиграфического диапазона региональной нефтегазоносности. 126 В пределах НГП выделяется, как правило, несколько нефтегазоносных областей (НГО),т.е.территорий,приуроченных к одному крупному структурному элементу,но меньшего порядка, чем элемент, контролирующий НГП, в пределах которого наблюдались в течение геологической истории одинаковые условия для нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Внутри НГО, в свою очередь, выделяется несколько зон нефтегазонакопления (ЗНГН),которые представляют собой группу смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, генетически связанных с одной региональной (зональной) ловушкой структурного, литологического или другого типа. На территории России и прилегающих стран Содружества в границах бывшего СССР выделяется 20 нефтегазоносных провинций, 14 из которых полностью, либо частично находятся на территории России. Диапазон промышленной нефтегазоносности охватывает отложения верхней части протерозоя, палеозоя (от кембрия до перми), мезозоя (триас, юра, мел), а также кайнозоя (палеоген и неоген). Выделяют следующие нефтегазоносные провинции: Волго-Уральская, Тимано- Печорская, Предуральская, Западно-Сибирская, Ангаро-Ленская, Дальневосточная и другие. Территория Удмуртской Республики относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция расположена на территории, включающей Татарстан, Башкортостан, Удмуртию, Пермский край, Оренбургскую, Самарскую, Саратовскую, Волгоградскую области. Первые промышленные притоки нефти на территории провинции были получены в 1929 г на месторождении «Чусовские городки» (Пермский край). С 1950 по 1970г Волго-Уральская нефтегазоносная провинция являлась ведущей по добыче нефти в СССР. В пределах провинции находятся Ромашкинское (Татарстан) и Оренбургское (Оренбургская область) месторождения , входящие в двадцатку ведущих месторождений мира. Продуктивные горизонты связаны со отложениями геохронологической шкалы: девон, карбон, пермь, а в отдельных участках и юра и представлены как терригенными (песчаники, алевролиты), так и карбонатными (известняки, доломиты). На территории Удмуртской Республики первое нефтяное месторождение (Вятское) было открыто в 1955 г., а первое месторождение нефти запущено в промышленную эксплуатацию в 1969 г. (Архангельское). В настоящее время на территории Удмуртской Республики открыто 118 месторождений, из которых 70 находится в разработке, 36 подготовлены к промышленному освоению, 10 находятся в разведке, 2 законсервировано. Разведанность территории Удмуртской Республики составляет 67 %. Более 70 % всех запасов нефти относится к категории трудноизвлекаемых. Разработка таких нефтяных залежей традиционными способами была малоэффективной и составила не болеее 25-27 % от геологических.запасов. Перечисленные сложности, а также трудности с получением лицензий на новые методы вынудили перейти на новые методы увеличения нефтедобычи. В Удмуртской Республике практически применен метод горизонтального бурения (до этого технология использовалась только на месторождениях с легкими нефтями), что позволило увеличить коэффициент нефтеотдачи с (25 до 45)%. В настоящее время на территории Удмуртской Республики работает 14 нефтяных компаний, из них на долю ОАО «Удмуртнефть» и ОАО «Белкамнефть» приходится 96 % добываемой нефти. 127 В мае 2006 г. была добыта 300 миллионная тонна нефти на территории Удмуртской Республики. Более полную информацию о нефтегазоносных провинциях России и прилегающих стран Содружества в границах бывшего СССР можно получить из 1 Вопросы для самопроверки 1. Что представляет собой нефть? 2. Какие основные свойства нефти? 3. Какие основныесвойства нефти месторождений Удмуртской Республики? 4. Что представляет собой природный газ? 5. Какие основные свойства природного газа 6. Какие существуют гипотезы происхождения нефти? 7. Какие существуют гипотезы происхождения газа? 8. Дать определение терминам «коллектор» и «неколлектор». 9. Что такое пористость горных пород? 10. Какие виды пористости Вы знаете? 11. Что такое проницаемость горных пород? 12. В чем суть закона Дарси? 13. Что подразумевается под понятием нефте-, газонасыщенность пород-коллекторов? 14. Что подразумевается под понятием водонасыщенность пород-коллекторов? 15. Какие бывают природные резервуары? 16. Какие бывают ловушки? 17. Дайте характеристику понятию «пластовые воды»? 18. Что такое пластовое давление, и от каких факторов оно зависит? 19. Что представляют карты изобар? 20. Что такое геотермическая ступень? 21. Что такое геотермический градиент? 22. Что понимается под термином «нефтегазоносная провинция»? 23. Перечислите основные нефтегазоносные провинции России. 24. К какой нефтегазоносной провинции относится территория Удмуртской Республики? 25.Дайте краткую характеристику Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. 26.Дайте краткую характеристику нефтяной отрасли Удмуртской Респуб лики 128 |