Распространение получили две концепции: органического (биогенного) и неорганического (абиогенного) происхождения нефти, при этом абсолютное большинство научных данных свидетельствует в пользу биогенного происхождения; поиск и добыча нефти ведутся в соответствии с предсказаниями биогенной теории[2].
Го́рные поро́ды — плотные или рыхлые агрегаты, слагающие земную кору, состоящие из однородных или различных минералов, либо минералов и обломков других горных пород[2]. Состав, строение и условия залегания пород находятся в причинной зависимости от формирующих их геологических процессов, происходящих внутри земной коры или на её поверхности. С геохимической точки зрения горные породы — естественные агрегаты минералов, состоящих преимущественно из петрогенных элементов (главных химических элементов породообразующих минералов)[3].
Типы
• Группы горных пород
• 2.1 Магматические горные породы
o 2.1.1 Вулканическое стекло
o 2.1.2 Обсидиан
o 2.1.3 Пемза
• 2.2 Метаморфические горные породы
o 2.2.1 Глинистые сланцы
o 2.2.2 Филлиты
o 2.2.3 Хлоритовые сланцы
o 2.2.4 Тальковые сланцы
o 2.2.5 Кристаллические сланцы
o 2.2.6 Амфиболиты
o 2.2.7 Кварциты
o 2.2.8 Гнейсы
• 2.3 Осадочные горные породы
----------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Условия: переотложения продуктов выветривания и разрушения различных горных пород, химического и механического выпадения осадка из воды, жизнедеятельности организмов или всех трёх процессов одновременно.
• Запасы:
o A (разбуренные, разрабатываемые)
o B1 (подготовленные к промышленной разработке, разрабатываемые отдельными скважинами, неразбуренные эксплуатационной сеткой скважин, разведанные, есть ТСР или ТПР)
o B2 (оцененные, неразбуренные, планируемые для разбуривания проектным фондом, включая зависимый, есть ТСР или ТПР)
o C1 (разведанные, нет ТСР или ТПР)
o C2 (оцененные, нет ТСР или ТПР)
• Ресурсы:
o D0 (подготовленные)
o Dл (локализованные)
o D1 (перспективные)
o D2 (прогнозируемые).
Среди возможных методов подсчета запасов нефти объемный метод является основным - универсальным - применим в контурах залежи нефти любой категории разведанности, при любом ее режиме работы. Другие методы - статистический, материального баланса, частные варианты объемного метода: объемно-весовой и объемно-статистический и т.п., применимы лишь в отдельных случаях с определенными ограничениями [47].
Объемный метод основан на определении объема пор продуктивного пласта, определяемого путем изучения размеров нефтеносного пласта и пористости слагающих его пород. Учитывается как общее количество нефти, заполняющей пористые пространства нефтеносных пластов, так и то, которое может быть извлечено при эксплуатации.
Начальные балансовые (общие, геологические) запасы нефти в залежах определяются по формуле:
Qo = F х Н х kпо х kн х Θ х ρ,
где Q0 - начальные балансовые (геологические) запасы нефти, млн.т;
F - площадь нефтеносности, м2;
Н - эффективная мощность нефтенасыщенной части пласта, м;
kп - коэффициент открытой пористости (пустотности), доли единицы (%);
kн - коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли единицы (%);
Θ - объемный коэффициент, показывающий, какой объем 1 м3 товарный нефти занимает в пластовых условиях (обычно Θ /тэта/ около O.85-0.86);
ρ - плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3.
Извлекаемые запасы нефти подсчитываются по следующей формуле:
Q извл= Q0 х Кизвл ,
где Qизвл - извлекаемые запасы нефти, млн.т;
Кизвл - коэффициент извлечения нефти или коэффициент нефтеотдачи(Кн).
Кизвл обычно при водонапорном режиме для новых залежей принимается равным 0.5 - 0.6 (максимально!) и зависит от способов эксплуатации, температуры нефтяной залежи, физических свойств нефти, газового давления и других факторов. Кизвл выше для нефтеносных залежей, сильно насыщенных газом.
Геологические (фотографии со спутников, бурение для того, чтобы узнать какая порода залегает на глубине опр)
Геофизические (электроразведка, гравиразведка, магниторазведка, сейсморазведка)
аналитические методы
Бурение скважин применяют с целью оконтуривания залежей, а также определения глубины залегания и мощности нефтегазоносных пластов. Еще в процессе бурения отбирают керн-цилиндрические образцы пород, залегающих на различной глубине. Анализ керна позволяет определить коллекторские св-ва пластов (тип коллектора, проницаемость, пористость, нефтенасыщенность, вязкость флюидов, плотность и состав).
На стадии поиска нефти и газа производится бурение поисковых скважин с целью открытия месторождений. Первые поисковые скважины для изучения всей толщи осадочных пород бурят, как правило, на максимальную глубину. После этого поочередно разведывают каждый из «этажей» месторождений, начиная с верхнего. В результате данных работ делается предварительная оценка запасов вновь открытых месторождений и даются рекомендации по их дальнейшей разведке.
Скважину исследуют с помощью электрокаротажа. (Извлекают бур.трубы, опускают прибор, определяющий электрические св-ва пород, результаты измерений передаются в виде электрокаротажных диаграмм, определяют глубину залегания прониц.пластов с высоким электросопротивлением => наличие нефти)
Разведочный этап осуществляется в одну стадию. Основная цель этого этапа – подготовка месторождений к разработке. В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, коллекторские свойства продуктивных горизонтов. По завершении разведочных работ подсчитываются промышленные запасы и даются рекомендации по вводу месторождений в разработку.
Керн — образец горной породы, извлеченный из скважины посредством специально предназначенного для этого вида бурения. Часто представляет собой цилиндрическую колонку гп достаточно прочной, чтобы сохранять монолитность. В большинстве случаев отбор керна производится при бурении породы полой стальной трубой, которая называется колонковой, а само бурение с отбором керна - колонковым. Внутри колонковой трубы находится керноприёмник (пробоотборник). Образцы керна забираются в трубу в относительно неповреждённом состоянии. Керн заклинивают, отрывают от забоя и поднимают на поверхность. После изъятия керна из трубы, он раскладывается в керновые ящики в строгой последовательности нахождения его в геологическом разрезе скважины.
Отбор керна может происходить ориентированно с помощью чертящего башмака, наносящего на керн насечки (даёт информацию об углах залегания и направлениях простирания пластов, о характеристиках коллекторов, о пористости и проницаемости) или герметизировано для установления точного фазового состава керна, текущей нефте-, газо- и водонасыщенности.
Разрушенная порода (шлам) поднимается на поверхность при чистке скважины специальными приборами (желонками, ложками, стаканами и т.д.). Отбор шлама необходим при малом выходе керна при вскрытии и отборе слабосцементированных, пористых и проницаемых разностей. Отбор производят в строго определенном месте у устья скважины в желобной системе в потоке выходящего бурового раствора с применением шламоотборников непрерывного или эпизодического действия. Для отбора шлама применяется также набор сит, через которые пропускают из скважины буровой раствор с добавленной в него водой во избежание засорения сит. Отбор производится непосредственно на сетке с помощью скребка. Оставшиеся на ситах обломки породы осторожно промывают водой, просушивают, укладывают в бумажные или полиэтиленовые пакеты или пробирки и снабжают этикетками. Анализ шлама даёт общие сведения о составе пластов.
Геологическая обработка материалов бурения скважин дает возможность построить профиль месторождения и структурные карты по кровле продуктивного пласта, позволяющие получить полное представление о строении месторождения. Для детального изучения всех вопросов строения месторождения необходимо провести тщательную корреляцию (сопоставление разрезов скважин).
Корреляция разрезов скважин заключается в выделении опорных пластов и определении глубины их залегания с целью установления последовательности залегания пород, выявления одноименных пластов для прослеживания за изменением их толщин и литологического состава. В нефтепромысловом деле различают общую корреляцию разрезов скважин и зональную (детальную). При общей корреляции сопоставляются разрезы скважин в целом от устья скважины до забоя по одному или нескольким горизонтам (реперам) Смотри рисунок 6.
Детальная (зональная) корреляция проводится для детального изучения отдельных пластов и пачек.
Результаты корреляции представляются в виде корреляционной схемы. Репер (маркирующий горизонт) - это пласт в разрезе скважины, который резко отличается по своим характеристикам (вещественный состав, радиоактивность, электрические свойства и т.д.) от выше- и нижележащих пластов. Он должен:
- легко находиться в разрезе скважин;
- присутствовать в разрезе всех скважин;
- иметь небольшую, но постоянную величину.
Основную часть природного газа составляет метан (CH4) — от 70 до 98 %. В состав природного газа могут входить более тяжёлые углеводороды — гомологи метана:
этан (C2H6),
пропан (C3H8),
бутан (C4H10).
Природный газ содержит также другие вещества, не являющиеся углеводородами:
водород (H2),
сероводород (H2S),
диоксид углерода (СО2),
азот (N2),
гелий (Не) и другие инертные газы.
Ориентировочные физические характеристики (зависят от состава; при нормальных условиях, если не указано иное):
Плотность:
от 0,68 до 0,85 кг/м³ (сухой газообразный);
400 кг/м³ (жидкий).
Температура самовозгорания: 650 °C;
Взрывоопасные концентрации смеси газа с воздухом от 5 % до 15 % объёмных;
Удельная теплота сгорания: 28—46 МДж/м³ (6,7—11,0 Мкал/м³)[1] (то есть 8-12 кВт·ч/м³);
Октановое число при использовании в двигателях внутреннего сгорания: 120—130.
Легче воздуха в 1,8 раз, поэтому при утечке не собирается в низинах, а поднимается вверх[2].
В состав нефти входит около тысячи индивидуальных веществ, из которых большая часть — жидкие углеводороды (> 500 веществ или обычно 80—90 % по массе) и гетероатомные органические соединения (4—5 %), преимущественно сернистые (около 250 веществ), азотистые (> 30 веществ) и кислородные (около 85 веществ), а также металлоорганические соединения (в основном ванадиевые и никелевые); остальные компоненты — растворённые углеводородные газы (C1-C4, от десятых долей до 4 %), вода
В основном в нефти представлены парафиновые (обычно 30—35, реже 40—50 % по объёму) и нафтеновые (25—75 %) соединения. В меньшей степени — соединения ароматического ряда (10—20, реже 35 %) и смешанного, или гибридного строения (например, парафино-нафтеновые, нафтено-ароматические).
Наряду с углеводородами в состав нефти входят вещества, содержащие примесные атомы
Нефть — жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до тёмно-бурого (почти чёрного) цвета (хотя бывают образцы даже изумрудно-зелёной нефти). Средняя молекулярная масса 220—400 г/моль (редко 450—470). Плотность 0,65—1,05 (обычно 0,82—0,95) г/см³; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой, 0,831—0,860 — средней, выше 0,860 — тяжёлой.
Плотность нефти, как и других углеводородов, сильно зависит от температуры и давления[29]. Она содержит большое число разных органических веществ и поэтому характеризуется не температурой кипения, а температурой начала кипения жидких углеводородов (обычно >28 °C, реже ≥100 °C в случае тяжёлой не́фти) и фракционным составом — выходом отдельных фракций, перегоняющихся сначала при атмосферном давлении, а затем под вакуумом в определённых температурных пределах, как правило до 450—500 °C (выкипает 80 % объёма пробы), реже 560—580 °C (90—95 %). Температура кристаллизации от −60 до +30 °C; зависит преимущественно от содержания в нефти парафина (чем его больше, тем температура кристаллизации выше) и лёгких фракций (чем их больше, тем эта температура ниже). Вязкость изменяется в широких пределах (от 1,98 до 265,90 мм²/с для различной нефти, добываемой в России), определяется фракционным составом нефти и её температурой (чем она выше и больше количество лёгких фракций, тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (чем их больше, тем вязкость выше). Удельная теплоёмкость 1,7—2,1 кДж/(кг∙К); удельная теплота сгорания (низшая) 43,7—46,2 МДж/кг; диэлектрическая проницаемость 2,0—2,5; электрическая проводимость [удельная] от 2∙10−10 до 0,3∙10−18 Ом−1∙см−1.
Нефть — легковоспламеняющаяся жидкость; температура вспышки от −35[3] до +121 °C (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворённых газов). Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях нерастворима в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В технологии для отделения от нефти воды и растворённой в ней соли проводят обезвоживание и обессоливание.
Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. Больше всего в воде содержится хлористых солей (до 80-90% от общего содержания солей).
Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м3.
Опасными свойствами углеводородных газов являются их токсичность и способность к образованию взрывоопасных смесей с воздухом, воспламеняющихся от электрической искры, пламени и др.
ЕОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАПАСЫ (а. geological reserves; н. geologische Vorrate; ф. reserves geologiques; и. recursos geologiсоs) — запасы полезных ископаемых, оценённые по их состоянию в недрах, без учёта потерь и разубоживания минерального сырья, неизбежных при их добыче. По степени изученности геологические запасы (в CCCP) разделяют на разведанные (категории А, В, С,) и предварительно оценённые, или перспективные (категория С2). Кроме того, в границах бассейнов, крупных регионов, рудных узлов производят оценку прогнозных ресурсов полезных ископаемых. По народно-хозяйственному значению разведанные геологические запасы разделяют на балансовые запасы полезных ископаемых и забалансовые запасы полезных ископаемых. Геологические запасы учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых и кадастре месторождений полезных ископаемых.
Скважина - вертикально или наклонная горная выработка круглого сечения небольшого диаметра (75 - 350мм) глубиной от 100 - 150 до 5000 - 8000м и более.
Элементы скважины:
- Забой - дно;
- Устье - выход на поверхность;
- Ствол (стенки) - боковая поверхность.
Скважины могут быть вертикальными или наклонно-направленными.
Скважины, бурящиеся с целью извлечения нефти, газа или воды из недр, а так же с целью поиска, разведки, выявления нефтегазоносных структур и т.д. делят на следующие категории: добывающие, нагнетательные, разведочные, наблюдательные и пьезометрические.
1. Скважины, предусмотренные для добычи нефти, газа или конденсата, называют добывающими, а предназначенные для закачки (нагнетания) в пласты воды (сжатого газа, воздуха) называют нагнетательными;
2. Разведочные скважины бурят на новых площадях для определения нефте-газоносности того или иного месторождения или установления границы (контура) его распространения.
3. Скважины наблюдательные и пьезометрические предусмотрены для проведения наблюдений и исследовательских работ по определению состояния пласта и пластовых жидкостей, по контролю за ведением процессов поддержания пластовых давлений и других методов воздействия на залежи.
Различают 3 основных способа добычи нефти:
1. Насосная добыча - наиболее распространенный способ добычи нефти с помощью штанговых скважинных насосов и погружных центробежных электронасосов.
2. Фонтанная добыча - способ, при котором подъем жидкости или газа на поверхность происходит под действием пластовой энергии.
3. Газлифтная добыча - способ, при котором подъем жидкости на поверхность происходит за счет пластовой энергии и энергии сжатого газа, подаваемого в скважину с поверхности. |
Скачать 25.24 Kb.