ГЕОЛОГИЯ

 

 

В.В. ЛАЗАРЕВ

 

 

ГЕОЛОГИЯ

  Учебное пособие для студентов средних специальных учебных заведений обучающихся

Внешние оболочки Земли

Самый нижний слой атмосферы — тропосфера, имеет максималь­ную высоту у экватора (до 17 км) и минимальную — у полюсов (7—10 км). В тропосфере… Температура воздуха у поверхности Земли зависит от широ­ты местности и… В интервале высот от 7— 12 до 80 км от поверхности Земли распо­ложена стратосфера. Масса ее составляет менее 10 %…

Внутренние оболочки и ядро Земли

Земная кора. Земной корой называется весь комплекс горных по­род между атмосферой и гидросферой сверху и поверхностью Мохо- ровичича снизу (рис.… Поверхность Земли делится на две основные части — континен­тальную и… Континентальная кора с поверхности сложена осадочными по­родами, образующими осадочный слой мощностью от 0 до 15 км и…

Осадочные породы

Обломочные породы (классические). Эти осадочные породы об­разуются в результате разрушения прежде существовавших пород, переноса их обломков в… Основной текстурной особенностью обломочных пород является их слоистость,… Цементом называются минеральные вещества, заполняющие в осадочных породах промежутки между зернами и обломками…

Определения возраста Земли и горных пород

Абсолютный возраст — время, прошедшее с момента образования минералов и пород до настоящего времени, выраженное в годах. Для определения абсолютного…    

Развитие органического мира и тектонические движения Земли

Появление первых многоклеточных организмов связывают с кон­цом архейской эры. В рифейскую эру растения (водоросли, споры) и редкие останки животных,… Палеозой охватывает шесть периодов: • кембрийский (кембрий),

Контрольные вопросы

1. Какие основные методы исторической геологии вы знаете?

2. Какой метод исторической геологии занимается изучением ископаемой флоры и фауны?

3. Критерием чего служат остатки флоры и фауны?

 

- 95 -

4. Какие группы фаций выделяют по месту образования?

5. Как на геологических картах обозначается возраст горных по­рол?

6. В чем сущность методов определения возраста Земли?

7. Какие методы используются для определения абсолютного возраста Земли?

3.2. Основы структурной геологии

3.2.1. Основные элементы структуры литосферы

Структурная геология является важным элементом общей геоло­гии и занимается изучением истории образования земной коры и со­временных тенденций изменения структуры литосферы.

Наиболее крупными структурными элементами земной коры яв­ляются континенты и океаны. Континенты или материки выходят из акваторий океанов и возвышаются над ними до 8 км, в то время как дно океанов погружается ниже уровня моря до 15 км. Эта разница ощутимо сказывается на мощности литосферы. Верхняя часть литос­феры представлена земной корой и состоит из двух слоев: гранитно­го и базальтового. Так вот гранитный слой, имеющий мощность под континентами от 15 до 30 км, значительно сокращается под океана­ми, а в особенно глубоководной их части целиком исчезает, оголяя базальтовый слой, который так же ощутимо сокращается по мощно­сти. Таким образом, на этих участках литосфера значительно сокра­щается, приближая к поверхности дна мирового океана поверхность Мохоровичича, верхнюю мантию и саму астеносферу, что в значи­тельной степени объясняет тектоническую активность дна Тихого океана.

Именно тектоническая активность отдельных участков земной коры позволила В.П. Гаврилову в 1979 г. выделить и классифициро­вать следующие структурные элементы: платформы и срединные мас­сивы как более стабильные, и геосинклинальные области, орогены —наоборот, наиболее подвижные.

Геосишыинальные области — вытянутые участки литосферы с аномально интенсивными вертикальными и горизонтальными движениями, повышенным магматизмом и метаморфизмом.

В развитии геосинклинальных областей выделяют несколько этапов.

На этапе зарождения происходит растяжение земной коры, ее раскалывание и образование первичной геосинклинальной борозды типа раздвига. В его зоне на поверхность поступает материал ман­тии ультраосновного и основного состава, формируя кору океанско­го типа. В собственно геосинклинальный этап отмечается интенсив­ное погружение ее блоков по ступенчатым разломам.

Вследствие частных инверсий и разноскоростного опускания блоков земной коры происходит раздробление геосинклинальных

 

- 97 -

областей на ряд продольно вытянутых и чередующихся прогибов (геосинклиналей) и поднятий (геоантиклиналей). В этот период гео- синклинальные области представляют собой моря островного типа, в которых откладываются мощные (до 15—20 км) толщи осадочных, преимущественно карбонатных пород, подвергающихся под дей­ствием высоких давлений и температур глубокому метаморфизму. Обломочный материал поступает со стороны древних платформ, краевые части которых втягиваются в опускания, а также за счет де­нудации геосинклиналей. Так как тектонические процессы сопро­вождаются проявлениями вулканизма, осадочные слои чередуют­ся с гранитными интрузиями, наиболее интенсивными в конце соб­ственно геосинклинального этапа. Именно в этот период происхо­дит смена знака (инверсия) вертикальных движений под влиянием начавшегося горизонтального сжатия.

Начало орогенного этапа отличается сокращением области акку­муляции осадков вследствие разрастания поднятий, уменьшением глубины моря и сменой карбонатных пород терригенными, соленос­ными и угленосными. Одновременно продолжают проявляться гра­нитные интрузии. С этим периодом связано начало формирования передовых прогибов и межгорных впадин. Продолжающееся сжа­тие ведет к складкообразованию. Постепенно море отступает. В за­ключительный период орогенеза геосинклинальная область испыты­вает общее поднятие, превышающее скорость денудации. В резуль­тате образуется горно-складчатая область, представленная горными хребтами, разделенными межгорными впадинами (например, Урал). Иногда по активизированным разломам отмечается образование вул­канов (Казбек, Эльбрус) с наземным извержением базальтовых лав, а в межгорных впадинах может проявляться магматизм с извержени­ем базальтовых и андезитовыхлав.

Подобным образом происходило формирование Альп, Кавказа, Памира и других горных сооружений.

После завершения горообразования интенсивность тектониче­ских движений постепенно снижается. Под действием длительных экзогенных процессов горные хребты разрушаются и ороген пре­вращается в платформу, на которой отлагаются осадочные породы. В результате возникает новая земная кора континентального типа.

Орогены — сооружения литосферы, характеризующиеся относитель­но высокой тектонической активностью и сильно расчлененным релье­фом. Следует различать орогены континентальные и океанические.

Формирование континентальных орогенов горно-складчатой об­ласти происходит в одну из тектономагматических эпох, чем и опре­деляется их возраст (например, альпийская складчатость). В зави­симости от области формирования орогены делят на эпи(после)ге- осинклинальные и эпи(после)платформенные. Образование эпи- геосинклинальных орогенов было описано выше. Эпиплатформен-

 

- 98 -

ные орогены образуются в одну из тектоно-магматических эпох в ре­зультате интенсивных вертикальных восходящих движений по рас­колам в фундаменте на месте бывших складчатых областей, которые долгое время претерпевали платформенный этап развития. Поэто­му они имеют глыбовый характер строения коры. Для глыбовых гор присущи сильнорасчлененный горный рельеф, повышенная сейс­мическая активность и иногда вулканизм, что сближает их с эпиге- осинклинальными орогенами. Примерами эпиплатформенных оро- генов являются Тянь-Шань, Тибет, Алтай, Саяны.

Океанические орогены обычно приурочены к центральным райо­нам океанов, поэтому их называют срединно-океаническими хреб­тами. Они характеризуются высокой сейсмической активностью, вулканизмом и резко расчлененным рельефом, осложненным гор­ными пиками, гребнями, рифтовыми долинами. Наиболее высокие горы (до нескольких километров) могут выступать на поверхности океана в виде островов (Азорские, Пасхи и др.). В центральной ча­сти срединно-океанических хребтов располагаются рифтовые доли­ны. Это глобальные трещины земной коры и мантии глубиной до 5 км и шириной 5—10 км. В настоящее время установлено, что оке­анская кора испытывает растяжение при образовании трещин, па­раллельных рифтовой долине. Через трешины изливается магма, принимающая участие в формировании подводных хребтов. Вы­яснено, что под рифтовой долиной верхняя мантия разуплотнена, а над ней в океанской воде фиксируется мощный тепловой поток, создающий условия для жизнедеятельности специфических орга­низмов. По данным А.С. Монина (1980 г.), такая трещина тянется вдоль Красного моря, берега которого, имеющие почти зеркальные очертания, постепенно удаляются один от другого.

Платформы — после завершения горообразования земная кора, ставшая под действием глубокого метаморфизма достаточно жест­кой, больше не претерпевает интенсивных тектонических движе­ний. Процессами денудации горный рельеф сглаживается, горные хребты разрушаются и продуктами их разрушения заполняются межгорные впадины. На смену геосинклинальному приходит плат­форменный этап развития рассматриваемого участка литосферы. Последний испытывает преимущественно медленные вертикальные тектонические движения, выражающиеся в плавных опусканиях и подъемах разновеликих блоков земной коры по разломам. В об­ласти опускания блоков на жесткий фундамент начинают отклады­ваться осадки, формируя осадочный чехол. Толщина вновь образо­ванной земной коры платформ изменяется от 35 до 55 м.

Таким образом, платформа имеет двухъярусное строение и яв­ляется относительно устойчивым, консолидированным складчато­стью, метаморфизмом и интрузиями участком литосферы изометри­ческих очертаний (по В.Е. Хайну).

 

 

- 99 -

Различают платформы континентальные и океанские.

Континентальные платформы разделяют на древние и молодые.

К древним относят платформы, время формирования фундамен­та которых связано с концом раннекарельской тектономагматиче- ской эпохи. Поэтому их называют эпикарельскими (ранний проте­розой). Для них характерен кристаллический фундамент, сложенный интрузивными и глубоко метаморфизованными породами (гранита­ми, гнейсами, кварцитами, габбро и др.). Платформенный чехол за­легает на фундаменте древних платформ с резким региональным не­согласием.

Формирование осадочного чехла древних платформ связано с дифференцированными вертикальными движениями разновели­ких блоков фундамента по разломам. В результате образуются круп­нейшие (надпорядковые) структурные элементы платформы: шиты, антеклизы, авлакогены, синеклизы, перикратонные опускания, плиты. Характерно, что заложение этих структур на древних плат­формах не унаследовано, т.е. не согласуется с положением геосин- клинальных структурных элементов.

Сначала происходит образование авлакогенов. Они имеют грабен- образное строение, формируются в условиях проседания узких зон земной коры и первоначально заполняются континентальными от­ложениями. Авлакогены расчленяют жесткое основание платформы на обширные изометричные участки — щиты.

В продолжающееся погружение авлакогенов втягиваются по раз­ломам склоны щитов, в пределах которых формируются синеклизы, характеризующиеся мощной толщей осадочных пород, что свиде­тельствуете преобладании нисходящих движений в процессе их раз­вития. В общее погружение вовлекаются и отдельные щиты, одна­ко из-за периодических инверсий и меньшей скорости прогибания мощность осадочного чехла и глубина залегания фундамента у та­ких сооружений — антеклиз — значительно меньше, чем у синеклиз, Область платформы, затронутая погружением, получила назва­ние плиты. Таким образом, платформа оказывается разделенной на щиты и плиты. В дальнейшем щиты, не затронутые погружением, испытывают преимущественно восходящие вертикальные движе­ния, в результате чего породы кристаллического фундамента выхо­дят у них на поверхность. У плит, наоборот, преобладают дифферен­цированные нисходящие движения. Иногда в пределах щитов от­дельные блоки опускаются по разломам, и тогда в зоне опускания формируется синеклиза.

В сторону геосинклинальной области глубина погружения фун­дамента и мощность осадочного чехла резко возрастают. Здесь выде­ляется полосообразная зона перикратонного опускания, переходяще­го в передовой прогиб. Последний играет роль сочленения платформы с геосинклинальной областью или эпигеосинклинальным орогеном.

 

 

- 100 -

В случае отсутствия краевого прогиба такое сочленение осуществля­ется посредством краевого шва, представляющего собой зону глубин­ного разлома, ограничивающего платформу.

В передовых прогибах выделяют два склона — геосинклиналь- ный и платформенный. Первый наиболее погружен, сложен мощ­ной (до 15 км) толщей осадков, смятых в сопряженные линейные складки, параллельные простиранию прогиба и горным хребтам орогена. Платформенный склон значительно шире геосинклиналь- ного. Мощность осадков в нем постепенно уменьшается, линейная складчатость затухает, уступая место складкам, типичным для плат­формы.

Молодые платформы располагаются между древними на месте бывших геосинклинальных областей. Фундамент молодых плат­форм складчатый. Он сложен эффузивными, интрузивными и оса­дочными породами, незначительно метаморфизованными (сланцы, филлиты) и сильно дислоцированными.

Развитие надпорядковых структурных элементов молодых платформ носит унаследованный с геосинклинальными структур­ными элементами характер, определяющийся положением круп­ных разломов, которые активно проявляются и в платформенный период.

Формирование осадочного чехла молодых платформ также на­чинается с развития авлакогенов, но в связи с тем, что вся плат­форма тоже испытывает прогибание, осадочные породы, заполня­ющие авлакогены, встречаются и вне авлакогенов. В процессе раз­вития осадочного чехла молодые платформы испытывают преиму­щественно прогибание, что обусловливает развитие в их пределах в основном плит. В районах наибольшего прогибания формируют­ся синеклизы, а в районах, испытывающих частичные инверсии, — антеклизы.

Океанические платформы изучены крайне слабо. С ними связы­вают абиссальные равнины дна океана с мощностью коры до 5—7 км.

Срединные массивы — это устойчивые области литосферы за счет регионального метаморфизма и гранитизации. Они участвуют в строении горно-складчатых областей в виде межгорных впадин, в геосинклинальных областях разграничивают смежные области. В пределах платформ срединные массивы образуют наиболее древ­ние блоки фундамента.

Глубинные разломы. Первым четко сформулировал понятие «глу­бинные разломы» академик А. В. Пейве в 1945 г. Согласно его опреде­лению, для глубинных разломов характерны длительность развития и большая глубина заложений, превышающая мощность земной коры. По последним представлениям, глубинные разломы иногда уходят на глубину свыше 700 км. Длина таких разломов достигает не­скольких тысяч километров. Они разбивают земную кору на громад-

 

 

- 101 -

ные блоки, которые, претерпевая вертикальные движения относи­тельно друг друга в течение длительного геологического времени, су­щественным образом определяют развитие основных геологических структур тектоносферы и литосферы. В результате этих движений в одних местах создаются условия для накопления осадков, в других — для их интенсивного сноса.

Различают континентальные, океанические и транзитные глу­бинные разломы. Первые в пределах континентов рассекают кору континентального типа. Они подразделяются на краевые швы, трансконтинентальные, внутриплатформенные и внутригорно- складчатые глубинные разломы.

Среди океанических глубинных разломов выделяют пе- риокеанические, трансокеанические и трансформные. Пери- океанические в виде глубоководных желобов отделяют океаны от континентов. Трансокеанические разломы проходят внутри срединно-океанических массивов, образуя глобальную рифто- вую систему, трансформные пересекают срединно-океанические хребты и рифтовые долины.

Транзитные глубинные разломы пересекают и континенты, оке­аны, образуя целый пояс разломов.

Глубинные разломы определяют появление и размещение маг­матических пород и рудных месторождений. Молодые глубинные

Земная кора континентального типа	Земная кора океанического типа	Земная кора континен­тального типа
Континент	Океан	Континент

Осадочный слой

 

 

 

- 102 -

 

 

разломы характеризуются современной сейсмической активностью. С ними связаны современный вулканизм, выходы термальных вод в океанах и внутри континентов: на Урале. Тянь-Шане, вдоль Ска­листых гор, на островах Японии и во многих других местах.

 

3.2.2. Основные формы залегания горных пород

Толща осадочных пород состоит из слоев и wiacmoe горных пород. Пластом называют геологическое тело, сложенное преимущественно однородной осадочной породой, ограниченное сверху и снизу при­близительно параллельными поверхностями напластования. Верх­няя поверхность пласта называется кровлей, нижняя — подошвой. По­ложение пласта в пространстве определяется элементами его залега­ния: умом падения и простиранием (азимутом) (рис. 14).

Углом падения пласта называется угол, образованный линией падения плоскости пласта с ее проекцией на горизонтальную пло-

Рис. 14. Элементы залегания пласта

 

 

- 103 -

скость. О простирании пласта судят по направлению горизонталей, образующихся при пересечении кровли или подошвы пласта с го­ризонтальными плоскостями. Азимутом простирания пласта на­зывается угол a между северным направлением географического меридиана и горизонталью. Следует учесть, что за простирание при­нимается такое направление, при котором падение пласта происхо­дит вправо от простирания. Элементы залегания можно замерить на выходах пласта на поверхность Земли горным компасом. В замеры должна быть введена поправка на магнитное склонение.

Первоначальное горизонтальное залегание пластов называет­ся ненарушенным. Отклонение от первоначального горизонтально­го залегания пластов называется нарушением или дислокацией. На­рушение может быть с разрывом сплошности пласта и без разры­ва. Очень часто они встречаются совместно. Нарушение с разрывом сплошности пласта называется дизъюнктивной дислокацией. Нару­шения, происшедшие без разрыва сплошности пласта, называются гыикативными дислокациями.

Основной формой нарушения без разрыва сплошности пласта является смадка.

Образование складок в геосинклинальных и платформенных об­ластях протекает по-разному.

Складки геосинклинальных областей.

Простейшими видами складок являются антиклинали и син­клинали. У антиклинали изгиб слоев обращен выпуклостью вверх, у синклинали — выпуклостью вниз.

В каждой складке различают ее элементы (рис 15). Боковые по­верхности складки называются крыльями (1—2, 3—4); зона, в кото­рой сходятся крылья, характеризующаяся максимальной кривиз­ной, — замком или сводом складки (2—3); биссекторная плоскость угла между крыльями складки — осевой плоскостью (5—10—8—7);

 

 

- 104 -

линия пересечения осевой плоскости с замком — шарниром (6—9), а проекция шарнира на поверхность Земли — осью складки. Осевой поверхностью называется поверхность, проходящая через шарни­ры всех слоев, слагающих складку. Толща горных пород, лежащая в перегибе антиклинальной или синклинальной складки, является ядром складки (рис. 16).

 

Рис. 16. Антиклинальная (а) и синклинальная (б) складки:

1 — ядро; 2 — крылья

В ядре антиклинали залегают наиболее древние породы, в ядре синклинали — наиболее молодые. Окончание антиклинальных скла­док называют периклиналью, а синклинальных — центриклиналью.

Длиной складок считается расстояние между их переклинальны- ми или центриклинальными окончаниями, шириной — расстояние между осевыми поверхностями в поперечном сечении, ограничива­ющими складку.

Складки в складчатых областях расположены параллельны­ми рядами, причем антиклинали чередуются с сопряженными с ними синклиналями, что соответствует полной складчатости. Этим складкам присущи значительная удлиненность и большая амплитуда.

По морфологическим признакам выделяют: линейные складки с отношением длины к ширине более чем 10: 1, брахиантиклиналь- ные и брахисинклинальные складки с тем же отношением от 10 : 1 до 2,5 : 1. На окраинах складчатой области длина складок умень­шается, и они могут иметь почти округлую форму (купола). Высо­та складок измеряется многими сотнями метров и даже киломе­трами.

По положению осевой плоскости крыльев в пространстве склад­ки разделяются на прямые, или симметричные, с вертикальной осе­вой плоскостью и симметрично расположенными относительно нее крыльями (рис. 17 а); наклонные, с наклоненной осевой плоско­стью и асимметрично расположенными относительно нее крыльями (рис. 17 б) опрокинутые, с наклоненной осевой плоскостью, крылья

 

- 105 –

складки падают в одну сторону, однако в одном из крыльев пласты находятся в перевернутом залегании (рис. 17 в); лежачие, с горизон­тальной осевой плоскостью (рис. 17 г); перевернутые, с осевой пло­скостью, имеющей обратный наклон (рис. 17 д).

Размеры складок в геосинклинальных областях изменяются в очень широких пределах. Различают структуры надпорядковые, первого, второго и третьего порядков, или в зависимости от разме­ров складкам присваивают различные названия, свидетельствующие о порядке их размеров. Крупные поднятия и опускания, образовав­шиеся в геосинклинальной области, называют мегантиклинориями и мегасинклинориями. По отношению к мегасинклинорию струк­турами второго порядка являются антиклинории и синклинории (рис. 18), ориентировка которых совпадает с общей направленно-

г) д) Рис. 17. Складки с разным положением осевых поверхностей и крыльев

 

стью складчатой области. Последние осложнены структурами тре­тьего порядка — антиклиналями и синклиналями.

Складки платформенных областей.

Образование большинства платформенных складок связано с вертикальными тектоническими, дифференцированными по ско­рости и знаку движениями блоков фундамента по образовавшимся в нем разломам. Эти движения охватывают не только фундамент, но и покрывающий его осадочный чехол. Тектонические движения слу­жат причиной перерывов в осадконакоплении и размывов, которые фиксируются в осадочном чехле платформенных складок (рис. 19 а). Однако эти перерывы характеризуются очень малыми углами несо­гласий, называемых платформенными несогласиями. Каждое несо­гласие является отражением тектонической фазы в формировании платформы.

 

 

- 106 –

Наряду со складками тек­тонического происхождения в платформенных областях рас­пространены поднятия, в фор­мировании которых тектони­ческий фактор практически не играет роли. Так, поднятие мо­жет образоваться в результа­те облекания более молодыми осадочными слоями неровно­стей эрозионного рельефа, ри­фовых массивов. Такие плат­ф

орменные поднятия называют­ся структурами облекания (рис.

Рис. 18. Схемы антиклинория (а) и синклинория (б)

19 б). Образование поднятий может быть связано с различ­ным уплотнением разных ви­дов горных пород. Известно, что под действием горного давле­ния глинистые породы уплотняются значительно сильнее, чем пес­чаные. В результате над песчаными линзами могут формироваться структуры уплотнения (рис. 19 в).

В отличие от складок геосинклинальных областей, платформен­ные складки имеют значительно меньшие амплитуды и удлинен­ность. Вследствие этого наклон крыльев их невелик. Обычно он из­меряется долями градуса и лишь изредка достигает нескольких гра­дусов. Платформенные складки не сопряжены с отрицательными структурами, поэтому их часто называют прерывистыми.

 

Рис. 19. Генетические типы платформенных структур:

а — тектоническая платформенная (возрожденная) складка; б — структура уплотнения; в — структура облекания.

1 — песок; 2 — глина; 3 — известняк

 

 

- 107 –

Для платформенных областей характерны следующие морфо­логические типы структур (рис. 20): брахиантиклинальные складки с отношением длины к ширине от 5:1 и менее, купола, структурные носы, структурные террасы. Широко распространены на платфор­мах флексуры — коленообразные изгибы слоев (рис. 21). Во флек­сурах выделяют поднятое (верхнее) и опущенное (нижнее) крылья с почти горизонтальным залеганием слоев и соединительное крыло с очень крутым залеганием слоев. Зачастую они служат отражением в осадочном чехле разрывных нарушений фунда­мента.

По положению осевой плоскости и крыльев в пространстве сре­ди платформенных складок выделяют прямые и наклонные.

Весьма важным признаком платформенных структур являет­ся степень прослеживания складок в осадочном чехле. С этой точки зрения выделяют структуры: сквозные, с замкнутыми контурами во всех горизонтах осадочного чехла; погребенные с замкнутыми кон­турами только в нижних горизонтах; навешенные, замкнутые толь-

 

 

- 108 –

ко в верхних горизонтах; дисгар­моничные, теряющие замкну­тую форму в верхних и нижних горизонтах.

Размеры платформенных структур изменяются в широких пределах. Кроме рассмотренных Рис. 21. Флексура

выше надпорядковых структур —

антеклиз и синеклиз, выделяют структуры первого порядка. В преде­лах антеклиз это своды, впадины, седловины. Структуры первого по­рядка осложнены структурами второго порядка — залами или отдель­ными (локальными) поднятиями, относимыми к структурам третье­го порядка. Локальные поднятия зачастую осложняют валы. Кроме того, валами принято называть зоны развития локальных поднятий, характеризующихся общностью простирания и площадью распро­странения. Валы и локальные поднятия — это основные объекты для поисков нефти и газа.

Диапиры. Особым видом складок являются диапиры (купола про­тыкания). Их образование связано с выдавливанием солей или глин в покрывающие их породы. В результате образуются диапировые ядра разнообразной формы, над которыми покрывающие породы приобретают форму купола, осложненного разрывными нарушения­ми (рис. 22). Примером диапировых складок могут служить соляные купола в Эмбенском районе Прикаспия, с которыми связаны залежи нефти. Эти купола имеют самые различные размеры, достигая порой в диаметре десятков километров.

Разрывные нарушения со смещением слоев. Смещение горных по­род в процессе тектонических движений участков земной коры про­исходит по разрывным нарушениям, или разломам.

Рис. 22. Схематический разрез соляного купола

Разломы — это крупные разрывные нарушения земной коры, рас­пространяющиеся на большую глубину и имеющие значитель­ные длину и ширину. С разло­мами нередко связаны различ­ные геологические образования - брекчии трения, дайки, жилы рудных тел и т.п. Изучение этих геологических образований по­зволяет судить о глубине разло­ма и его истории, а также о нали­чии самого разлома, поскольку совокупность связанных с раз­ломом геологических образова­ний придает ему в плане форму вытянутого пластинообразного

 

- 109 –

тела, секущего слоистую структуру осадочной толщи пород. Поло­жение приразломного тела на глубине можно определять по изме­нению магнитного поля. Так, резкие линейные магнитные анома­лии в океанах интерпретируются как отражение разломов, подводя­щих основные по составу магмы с глубины и т.п. С разломами связа­ны также зоны дислокационного метаморфизма, под которыми по­нимают зоны трещиноватости, дробления, разрывов и смятия. Кро­ме того, разломы можно рассматривать как зоны геохимических из­менений, зоны рудных концентраций, зоны размещения магмати­ческих тел.

Прилегающие к разлому участки горных пород называются кры­льями (рис. 23). Крыло, перекрывающее разлом, называется вися­чим, а крыло, перекрываемое разломом, — лежачим. Расстояние между сопряженными точками по разлому называется длиной сме­щения, а по вертикали — его амплитудой.

Рис. 23. Схема разрыва со смещением слоев Крылья: 1 — лежачее; 2 — висячее; 3 — тектоническая брекчия. /—/— сместитель

 

Основные виды разрывных нарушений.

Сбросом называется разрывное нарушение, у которого висячее крыло относительно лежачего смещено вниз (рис. 24). Скважины, пе­ресекающие сброс, фиксируют выпадение части пластов из разреза.

Взбросом называется разрывное нарушение, у которого висячее крыло относительно лежачего смещено вверх, что в разрезе скважин фиксируется повторением одних и тех же пластов. У взбросов угол наклона сместителя всегда больше 60°.

Разрывные нарушения, по форме напоминающие взбросы, но с меньшими углами наклона разрывного нарушения, называются надвигами (рис. 25). Пологие надвиги с огромной зоной перекры­тия называются шарьяжами. Надвиговое крыло шарьяжей называ-

 

 

- 110 –

 

 

ют покровом или аллохтоном, а поднадвиговое крыло — автохтоном. Под действием денудационных процессов отдельные части аллохто­на могут быть размыты вплоть до обнажения под ним участков ав­тохтона. Выход на поверхность автохтона среди пород аллохтона на­зывается тектоническим окном (рис. 26).

Формы разрывных нарушений (рис. 27). Грабеном называется блок горных пород, ограниченный разрывными нарушениями и опущен­ный относительно смежных с ним блоков. К грабенам нередко приуро­чены речные долины, а на дне океанов — подводные долины (рифты).

Горстом называется ограниченный разрывными нарушениями блок горных пород, поднятый относительно смежных с ним блоков. Горсты могут быть тесно связаны с антиклинальными складками, а также могут быть самостоятельными структурными формами.

Сбросовая ступень представляет собой несколько блоков, сту­пенеобразно смещенных относительно друг друга по параллельным плоскостям. Сбросовые ступени могут ограничивать горсты и грабе­ны, а также существовать независимо вдоль границ крупных подня­тий и прогибов.

 

 

- 111 –

 

 

Останец^ у

Рис. 26. Схема шарьяжа

3.2.3. Топография океана

Все континенты окружены мелкой, преимущественно равнин­ной платформой, называемой континентальным шельфом. Он как бы продолжает материковую часть земной коры, медленно погру­жающуюся под воду с уклоном в 1 ⁰ до бровки шельфа, после кото­рой уклон дна океана резко возрастает. Шельфовая бровка распо­лагается в среднем на глубине 140 м. Ширина шельфа меняется от 0,8 км до более чем 800 км. Средняя ширина по всей планете состав­ляет 80 км.

В геологическом отношении шельф является частью матери­ка (см. рис. 28). При бурении на нем встречаются те же осадочные

 

 

- 112 –

 

породы, что и на побережье. Многие материковые структуры, такие как сбросы и складки, продолжаются на шельфе. Например, гигант­ское нефтяное месторождение Уилмингтон сформировано антикли­налью и расположено частично на побережье (Лонг-Бич, штат Ка­лифорния), частично — вне побережья. Сброс Сан-Андреас находит­ся в прибрежной зоне Северной Калифорнии на континентальном шельфе.

В ходе эволюции Земли уровень моря неоднократно повышал­ся и понижался, и шельф представляет собой ту часть суши, которая лишь на данном этапе покрыта водой. Шельф является зоной интен­сивных нефтепоисковых работ и нефтедобычи, на нем встречаются материнские породы, коллекторы и ловушки, аналогичные конти­нентальным.

Далее от бровки, в сторону моря, континентальный шельф пе­реходит в материковый склон, имеющий уклон около 4°, который заканчивается океаническим дном (ложем океана). Материковый склон является геологической окраиной материков.

Во многих шельфах и склонах есть подводные каньоны, образовав­шиеся за счет эрозии (см. рис. 29). Зачастую они тянутся с мелко­водных участков практически до самого дна и имеют глубину до не­скольких сотен метров. Это явление довольно широко распростра­нено по всему миру, в том числе у устьев крупных рек, таких как Миссисипи, Амазонка, Ганг, Нигер, Нил и многие другие.

Стечением времени подводные каньоны углубляются и отложе­ния переносятся вниз суспензионными течениями — массами воды, содержащими взвешенные частицы отложений песчаного, алеври­тового и пелитового размеров. Суспензионные течения оказываются тяжелее обычной морской воды и за счет силы тяжести переносятся вниз по каньону аналогично тому, как вода в реке передвигается по речному руслу под действием гравитации. Источником суспензион­ных течений могут быть реки, выносящие в океан большое количе­ство отложений. Считается, что они способствуют процессам эрозии в подводных каньонах.

 

 

- 113 –

 

Суспензионное течение будет продолжать свое движение вниз по подводному каньону до самого конца склона. Когда течение дости­гает относительно плоского участка на дне океана, оно останавлива­ется, и на этом месте образуются отложения, которые впоследствии могут служить хорошими коллекторами для нефти и газа.

Наиболее глубокие участки океанического дна называются океа­ническими желобами (впадинами), это вытянутые узкие понижения, расположенные в большинстве случаев вдоль краев ложа океана. Ко многим глубоководным впадинам приурочены острова с действую­щими вулканами.

Срединно-океанический хребет расположен в основном в середи­не Атлантического океана и является самой длинной горной систе­мой в мире. Его можно проследить на протяжении почти 80 тыс. км. Хребет проходит по Атлантике, затем огибает Южную Африку, про­ходит по Индийскому океану между Австралией и Антарктидой и за­канчивается в восточной части Тихого океана (см. рис. 30).

Рис. 30. Карта срединно-океанического хребта

В нескольких местах хребет разветвляется: в Индийском океане часть его отходит в Аденский залив и Красное море. Ширина хреб-

 

 

-114 –

та очень большая и составляет в среднем около 1600 км, высота его над прилегающими участками дна — 1,5—3 км. В центре хребта обыч­но проходит рифт (грабен). В некоторых частях хребет поднимается над поверхностью океана, например: в Исландии или на Азорских островах, которые состоят из базальтовых лав действующих вулка­нов. Подводные наблюдения показали, что цепи вулканов распола­гаются вдоль подводных грабенов в центре срединно-океанического хребта.

 

3.2.4 Развитие структур земной коры

Сейсморазведка, проведенная в ложе океана, показала, что средняя мощность осадочных отложений в океане составляет око­ло 0,8 км, при этом мощность сильно различается. Наиболее мощ­ные отложения залегают по окраинах океанов, а в районе срединно­океанического хребта их либо нет вовсе, либо они очень незначи­тельны. Самые древние осадочные породы, сохранившиеся в океа­нических прогибах, имеют юрский возраст, т.е. около 150 млн. лет, что значительно меньше возраста многих пород, залегающих на суше. Коренная порода, составляющая земную кору (см. рис. 31), является застывшей базальтовой лавой толщиной около 8 км. Вы­сота материков значительно больше, так как на базальтовом фун­даменте располагается также гранитный слой мощностью около 27 км. По сравнению с базальтом плотность гранита невелика, поэ­тому в недрах Земли он расположен выше.

Достоверной информации о том, что же происходит на глубине, не много, поскольку ни бурение, ни горные работы никогда не про­водились так глубоко. Однако известно, что температура и давление повышаются с глубиной, поэтому вследствие высокой температуры горные породы ниже поверхности находятся в частично расплавлен­ном состоянии и ведут себя как плотные вязкие жидкости.

Это способствовало зарождению смелой гипотезы — дрейфа кон­тинентов. еще в начале XX века. Согласно этой теории, существую­щие в настоящее время материки первоначально составляли единый суперконтинент — Пангею (см. рис. 31). В мезозойскую эру, около 150 млн. лет назад, Пангея раскололась, и ее части начали дрейфо­вать (двигаться) по поверхности Земли, пока не достигли положе­ния, которое занимают сейчас.

Вначале теория не имела широкого распространения, так как не было известно, что заставило Пангею расколоться, а материки — двигаться.

 

3.2.5. Спрединг океанического дна

Эта новая концепция появилась в начале 60-х годов прошлого столетия и позволила объяснить причины раскола Пангеи и дрей­фа континентов уже в наше время. Согласно указанной концеп-

 

 

- 115 –

 

 

ции, в недрах Земли, где породы находятся в виде вязких жидкостей, возникли мощные конвекционные потоки, представляющие собой движение частиц под действием нагрева и охлаждения. При нагрева­нии жидкость становится менее плотной и поднимается вверх, при охлаждении плотность повышается и жидкость опускается вниз. Именно конвекционные потоки заставляют недра Земли пребывать в постоянном движении. Поднимающийся из глубин Земли горя­чий поток не может пробиться сквозь земную кору. Он лишь спо­собствует ее поднятию, таким образом и образовался срединно­океанический хребет (см. рис. 32). Горячий расплав разделяется и движется к обеим сторонам хребта, что приводит к разлому твер­дой коры на вершине хребта и смещению частей в разные стороны. Термин спрединг океанического дна происходит от английского слова spread — «распространиться», так как ложе океана «распространяет­ся» в стороны перпендикулярно хребту. Эту концепцию подтвержда­ет и существование грабена (признака растяжения) вдоль середины океанического хребта. В грабене находятся вулканы, извергающие­ся базальтовой лавой. Эта новая базальтовая кора разделяется надвое и движется вниз по склону.

Океаническое дно подвергается спредингу от нескольких хреб­тов в разных океанах. Территории, где сталкиваются и разрушаются расходящиеся от срединно-океанических хребтов донные платфор­мы двух океанов, называются зонами субдукции (или надвига).

 

- 116 –

 

Существует три типа зон субдукции. В первом случае при стол­кновении двух платформ океанического дна (см. рис. 33) одна ухо­дит под другую. В результате возникают вытянутые узкие пониже­ния — океанические желоба. Чем глубже одна из платформ вдавли­вается внутрь, тем горячее она становится.

Рис. 33. Субдукция двух океанических платформ

 

Когда ее температура становится слишком высокой, платформа плавится, легкие расплавленные породы поднимаются к поверхно­сти, что приводит к образованию вулканических комплексов, приу­роченных к желобу. (Алеутские острова, тянущиеся от Аляски).

Второй тип возникает, когда океаническая платформа сталкивает­ся с другой платформой, континентальной, и первая уходит под вто­рую (рис. 34). Это приводит к образованию желобов вдоль побережья материка, а его край сжимается с образованием горных систем. Рас­плавленная порода поднимается из океанической платформы, распо­ложенной ниже края континентальной платформы, превращая горы на побережье в вулканы. Примером может служить западное побе­режье Южной Америки. Перуанско-Чилийский жолоб расположен вплотную к берегу, а вдоль него тянутся вулканические горы, Анды.

 

 

- 177 –

Рис. 34. Субдукция океанической и континентальной платформ

 

Третий вариант — когда субдукции подвергаются две континен­тальные платформы (см. рис. 35). В этом случае ни одна из них не уходит под другую, так как обе обладают достаточно податливым гранитным слоем. Сталкивающиеся континенты сжимаются, обра­зуя перемычку в виде горной системы. Примером такой системы яв­ляются Гималаи, разделяющие Азию и Индостан.

С начала 1960-х годов были получены весомые доказательства существования теории спрединга океанического дна. Если разде­лить расстояние, пройденное базальтовой корой от места ее образо­вания в середине хребта, на возраст базальтовой платформы океана, можно вычислить скорость спрединга.

Скорость движения зависит от местоположения хребта и варьи­рует от 0,5 дюйм/год (1 см/год) до 7 дюйм/год (17 см/год).

В масштабах геологического времени этот процесс происходит молниеносно. Скорость спрединга срединно-океанического хреб­та Северной Атлантики оценивается в 1 дюйм/год (2,5 см/год), вследствие чего Атлантический океан ежегодно становится шире на

 

- 118 –

2 дюйм (5 см). Северная Америка движется на запад со скоростью 1 дюйм/год (2,5 см/год), так же, как и Европа — на восток.

Теории спрединга и дрейфа континентов не противоречат друг другу. Срединно-океанический хребет сформировался в течение юр­ского периода под Пангеей и заставил ее расколоться. Континенты переместились и заняли место, где они располагаются в настоящее время, в результате расползания океанического дна в процессе рас­ширения Атлантики.

Можно привести и современные примеры образующегося оке­ана и раскалывающегося материка. Часть срединно-океанического хребта Индийского океана внедряется в Аденский залив и раздваи­вается. Первая ветвь расположена на дне Красного моря, представ­ляющего собой длинный и узкий океанический рукав, разделяю­щий африканские Египет и Судан и азиатскую Саудовскую Аравию. Много миллионов лет назад Африка и Аравийский полуостров были единым материком. Появление между ними ветвей хребта способ­ствовало образованию Красного моря, расширяющегося сейчас со скоростью несколько дюймов в год, почти так же, как Атлантика во время разлома Пангеи.

Другая часть хребта располагается под восточно-африканской рифтовой зоной, представляющей собой ряд обширных вытяну­тых грабенов, в которых действуют вулканы, происходят землетря­сения и образуются тектонические озера. Фактически в наши дни Восточная Африка раскалывается: в ближайшие несколько тысяч лет длинный и узкий протуберанец океана, аналогичный Красно­му морю, займет всю рифтовую зону Восточной Африки, разделив ее на две части.

3.2.6. Тектоника литосферных плит

Современная теория тектоники литосферных плит, выдвинутая в 1967 г., сочетает в себе концепции спрединга океанического дна и дрейфа континентов. Согласно этой теории, земная кора разделе­на на большие части, перемещающиеся относительно друг друга (см. рис. 36) и имеющие толщину около 60 миль (100 км). Таким обра­зом, ни в океане, ни на материке нет такого места, которое не рас­полагалось бы на движущейся плите. Образование плит происходит около срединно-океанических хребтов, где формируется первичная океаническая кора. Каждая плита перемещается в сторону от вер­шины хребта под прямым углом со специфической для этого хреб­та скоростью распространения. На другой стороне плиты возника­ет зона субдукции, что означает наличие океанического желоба или горного пояса. Когда различные плиты наезжают друг друга, это сопровождается обширными сбросами по падению и простиранию,

 

- 119 –

Рис. 36. Поперечный профиль литосферных плит

 

а также землетрясениями. Все континенты располагаются на движу­щихся плитах.

В настоящее время существует 16 больших литосферных плит (см. рис. 37). Например, Северо-Американская плита перемещает­ся к западу на 2,5 см/год. К югу от Калифорнии, а также вдоль запад­ного побережья США и Канады Северо-Американская плита стал­кивается с Тихоокеанской, которая движется на северо-запад. Из-за субдукции возник сброс Сан-Андреас (см. рис. 38), прошли земле­трясения и образовались вулканы, например, Сент-Хеленс и горные цепи (береговые хребты).

 

 

- 120 –

гора Сент-Хелемс, вулканического типа   Рис. 38. Поперечный профиль Калифорнии, показывающий подземную зону субдукции

 

Движением литосферных плит можно объяснить все наиболее значимые особенности земной поверхности как в древности, так и в настоящие время. В прошлом число и размер плит менялись, так

Рис. 39. Образование горного хребта в результате столкновения двух континентальных платформ

же, как скорость и направление их движения. Из-за столкновений плит образовались горы. В течение сотен миллионов лет мощные от­ложения накапливались вдоль границ континентов на двух разных океанических плитах (см. рис. 39). Впоследствии континенты стол­кнулись, а отложения подверглись сжатию с образованием высоко­горной системы, такой как Гималаи. Гора Джомолунгма состоит из уплотненных отложений, залегавших в морях перед столкновени­ем Индостана и Азии. Столкновение континентальной и океаниче­ской платформ (см. рис. 40) приводит к формированию береговых

4?»

 

- 121 -

 

Рис. 40. Образование горного хребта в результате столкновения континентальной и океанической платформы

 

хребтов, например Андов, вытянувшихся вдоль западного побере­жья Южной Америки.

Первоначальный разлом континента, согласно теории тектони­ки литосферных плит, может иметь вид тройного стыка, который представляет собой точку в центре, где сходятся три рифта (рука­ва) (см. рис. 41). Обычно два рукава объединяются, продолжая углу­бляться, что приводит к образованию океана. Третий рукав прекра­щает спрединг и называется авлакогеном (глубокой узкой впадиной). Авлакоген — это грабен, который иногда бывает заполнен отложени­ями, содержащими нефть и газ.

В мезозое при разломе суперконтинента Пангея сформирова­лись несколько тройных стыков с авлакогенами. Как только Север­ная Америка отделилась от Европы, рядом с современным Север-

 

- 122 –

ным морем образовался тройной стык. Два рукава трансформиро­вались в северную часть Атлантического океана, а авлакоген пре­вратился в Центральный грабен, протянувшийся вниз по центру Северного моря (см. рис. 42). Центральный грабен и примыкаю­щие к нему грабены в настоящее время покоятся под толщей оса­дочных пород, которые на 3000—6000 фут. (1—2 км) мощнее, чем осадочные породы на прилегающих участках дна Северного моря. В породах, заполняющих этот грабен, сосредоточены многие ме­сторождения нефти и газа.

После того как Южная Америка отделилась от Африки, око­ло Нигерии сформировался тройной стык. Два рукава соединились и образовали южную часть Атлантики, третий — желоб Бенуэ — стал авлакогеном и на данном этапе расположен под Нигерией. Дель­та реки Нигер протягивается вдоль части желоба Бенуэ, выходящей в Атлантический океан. Большая часть добываемой Нигерией неф­ти связана с осадочными породами дельты Нигера, заполняющими желоб Бенуэ.

Контрольные вопросы

1. Какая связь существует между фациями и формациями?

2. Что лежит в основе геологической хронологии?

3. Какой возраст имеют породы разреза вашего региона?

4. Какие практические вопросы решаются с помощью геологи­ческой карты?

5. Основные формы залегания горных пород.

6. Основные элементы структурной геологии.

7. Пликативные и дизъюнктивные нарушения залегания пластов.

8. Элементы залегания наклонного слоя.

9. Согласное и несогласное залегание слоев.

 

 

- 123-

 

Рис. 43. Тектоническая карга России:

I — области интенсивных сводных антропогеновых и современных поднятии;

2 — области интенсивных, вытянутых по простиранию антропогеновых и современных поднятий с местными линейными опусканиями, характеризующимися большими градиентами, с большим количеством разрывных дислокаций и унаследованными движениями по древним разломам;

3 — области более слабых линейных антропогеновых и современных поднятий и опусканий, характеризующиеся зна­чительными градиентами, разрывными дислокациями и унаследованными движениями по древним разломам;

4 — области слабо дифференцированных движений с преобладанием положительных, проявлявшихся в течение антропогена;

5 — области слабо дифференцированных линейных движений с преобладанием слабых положительных;

6 — области слабо выраженных положительных антропогеновых и современных движений;

— область платформ с преобладанием тенденции к поднятию, более заметно проявлявшемуся во второй половине антропогена;

8 — области с компенсированными неогеновыми и антропогеновыми поднятиями и опусканиями (в течение антропогена проявлялись слабые поднятия);

— области с тенденцией к опусканию; 10 — области слабых дифференцированных движений с преобладанием слабых опусканий;

II — области с преобладанием антропогеновых опусканий;

12 — области интенсивных антропогеновых прогибаний с большими градиентами;

13 — участки межгорных котловин с ярко выраженными прогибаниями, проявлявшимися в неогеновое и антропогеновое время и в современную эпоху;

14 — граница распространения землетрясений в пять баллов;

15 — приблизительная граница распространения максимального днепровского оледенения в западной части СССР;

16 — приблизительная граница распространения валдайского оледенения в Европейской части СССР;

17— намечающиеся изолинии движений па относительно опускающихся и поднимающихся участках земной коры

в пределах континента и моря

 

- 125 -

ГЛАВА 4. ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ

НЕФТИ И ГАЗА

 

4.1. Нефть и природный газ

4.1.1. Гипотезы образования нефти и газа

XXI век смело выдвигает новейшую гипотезу образования неф­ти и газа — углеводородного сырья, которое в настоящее время и на ближайшую перспективу в полвека на 75...85% решает энергоснаб­жение самых развитых в экономическом плане стран. Обнадежива­ющее заявление российских ученых, прозвучавшее на всемирном симпозиуме «Энергия и безопасность» от 21 ноября 2008 года в Мо­скве, дает право утверждать, что открываются новые горизонты ми­ровых запасов нефти и газа на последующие 48 тыс. лет, благодаря именно этой теории.

Долгое время теоретическое обоснование происхождения нефти и газа имело две диаметрально противоположные гипотезы: биоген­ную (органическую) и абиогенную (неорганическую).

Согласно биогенной концепции, нефть образовалась из остан­ков растительных и животных организмов (морской и сухопутной биоты) в пластах осадочных чехлов различных эпох за десятки и сот­ни миллионов лет.

Абиогенная теория, наоборот, утверждает, что нефть значитель­но моложе, что создавалась она в верхней мантии под литосфер- ным слоем Земли из существующего там набора неорганических ве­ществ при высоких температурах и давлениях, по трещинам глубин­ных разломов поднималась на поверхность и скапливалась там в ло­вушках пористых пластов, перекрытых сверху покрышками из пло­хо проницаемых пород.

Во главе приверженцев биогенной теории стояли такие известные российские ученые, как М.В. Ломоносов, Н.Д. Зелинский, В.И. Вер­надский, И.М. Губкин, а из зарубежных— Г. Гефер, К. Энглер, П. Смит и рад других.

Создателем абиогенной концепции по праву считается Д.И. Мен­делеев. Хотя и он вначале придерживался биогенной гипотезы про­исхождения нефти, но затем пересмотрел свою точку зрения на засе­дании русского химического общества.

Наиболее сильную поддержку неорганическая теория получила в прошлом веке, благодаря известному геологу-нефтянику Н.А. Ку­дрявцеву. В 50-е годы он собрал и обобщил огромный геологический материал по нефтяным и газовым месторождениям мира. Кудрявцев

 

 

- 126 –

обратил внимание на то, что многие месторождения нефти и газа об­наруживаются под зонами глубинных разломов земной коры.

Исходя из теоретических представлений, Кудрявцев советовал искать нефть не только в верхних слоях, но и глубже. Этот прогноз блестяще подтверждается, и глубина бурения с каждым годом воз­растает.

В середине 60-х годов удалось ответить на такой важный вопрос: почему столь «нежные» углеводородные соединения, из которых состоит нефть, не распадаются в недрах Земли на химические эле­менты при высокой температуре? Действительно, такое разложение можно наблюдать даже в школьной лаборатории. На подобных реак­циях зиждется деструктивная переработка нефти.

Оказалось, что в природе дело обстоит как раз наоборот — из про­стых соединений образуются более сложные. Математическим мо­делированием химических реакций доказано, что подобный син­тез вполне допустим, если к высоким температурам мы добавим еще и высокие давления. То и другое, как известно, в избытке имеется в земных недрах.

Согласно положениям литосферно-океанической теории (ЛОТ), особенно высокие давления (при высоких температурах) характер­ны для локальных и глобальных паровых взрывов в астеносфере во время прорыва туда больших масс океанической воды через рифто- вые щели (а также стыки плит, находящихся в положении субдук- ции) при лунно-солнечных приливах литосферы или при вертикаль­ных подвижках плит земной коры от таяния великих ледников.

Именно в этом оказались неправы обе гипотезы: и биогенная, и абиогенная. Однако теория ЛОТ их полностью не отвергает и, наобо­рот, подтверждает, что отчасти они обе правы. Нефть, действитель­но, частично образовалась из останков органики, но образовалась она именно глубоко под землей в астеносфере, как и утверждалось второй гипотезой.

Согласно постулатам ЛОТ, углеводородный газ образуется при паровых взрывах. Скопившийся в астеносфере углеводородный газ при глобальном взрыве под высоким давлением выбрасывался на­верх по вновь образованным и старым разломам литосферы и частью распылялся в атмосфере, частью задерживался в пустотах кристал­лического фундамента и осадочного чехла. При охлаждении в верх­них слоях земной коры легкие фракции углеводородов (метан и дру­гие) скапливались в виде природного газа, а более тяжелые конден­сировались в нефть.

Скопления нефти и газа в большинстве случаях встречаются в за­лежах в смеси. Многообразие их соотношения в этих смесях оказы­вает влияние на их состав и свойства, количество примесей и общий химический состав, что и определяет сорт товарного продукта и раз­личия на всех месторождениях.

 

 

- 127 –

Масштабы будущих залежей нефти определяются расположени­ем разломов вблизи крупных скоплений астеносферных углеводоро­дов, проходного сечения литосферных разломов, прочностью и не­проницаемостью нефтяных ловушек в земной коре.

Когда давление было достаточно велико, а жесткость пласта до­статочно мала, он выгибался в свод — в так называемую антикли­наль. Проходили десятки, иногда сотни тысяч и миллионы лет. На старых, разрушающихся месторождениях летучие фракции посте­пенно уходили в атмосферу, давление снижалось и антиклиналь ста­новилась все более пологой, порой даже прогибаясь в синклиналь. Поэтому нефть очень старых (но не старее временных рамок фане- розоя) месторождений становилась более «тяжелой», и со временем перерождалась в асфальты, битумы и сланцы.

Наибольшее количество углерода (основного элемента биоты) на поверхности Земли находится в Мировом океане. Больше всего его содержится в углекислом газе. А непосредственно органического ве­щества в морской воде в сто раз больше, чем в осадках на дне морей. Становится понятно, откуда мог взяться тот исходный органический материал, из которого в астеносфере при температуре около 1200°С и при давлениях мощнейших взрывов шел генезис нефти. Исходное органическое вещество бралось из своего самого емкого источника — из прорывавшихся в астеносферу через рифты и субдукционные стыки литосферных плит огромных масс морской воды.

Нефть и газ располагаются там, где литосфера наиболее тонкая, т.е. под океаническим дном, под низменностями суши, равнинами и горными распадками. Под горными массивами литосфера резко утолщается, и астеносферной нефти там не может быть.

Под океанами литосфера значительно тоньше и образует как бы своеобразный свод, куда из массива астеносферы, т.е. верхней, очень своеобразной части верхней мантии, «всплывают» образовав­шиеся при гидротермальных взрывах океанической воды в недрах астеносферы биогенные и абиогенные углеводороды. Под конти­нентами толщина литосферы значительно возрастает, и углеводо­родов там мало, только в разломах и околоразломных пустотах оса­дочных и коренных пород. Под горными массивами ничего нет, но в межгорных низинах, близ горных разломов и сбросов могут быть неплохие месторождения.

На основании теории ЛОТ ученые подсчитали предполагаемые запасы углеводородного сырья в недрах Земли, учитывая период их образования из органики и углекислого газа, поступивших в асте­носферу с океанической водой, после Гондванского оледенения. Что составило около 239 триллионов тонн.

Такое количество углеводородного сырья образовалось в асте­носфере за 180 млн. лет, прошедших со времени первой гондван- ской катастрофы, и сконцентрировалось в верхних слоях астеносфе-

 

- 128 –

ры под горячим сводом литосферы. Обнаружение слоя углеводоро­дов астеносферы снимет на очень долгий срок проблему нехватки углеводородного сырья.

По скромным подсчетам, сейчас на Земле в год потребляется около 4 млрд. тонн нефти и газа. Следовательно, их хватит на около 48 тыс. лет. Если полагаться лишь на открытые запасы углеводород­ного сырья, то их достаточно на ближайшие 50 лет.

Вопросы для самоконтроля

1. Влияние химического состава на физические свойства и товар­ные качества нефти.

2. Какие качества нефти оказывают вредное влияние на окружа­ющую среду?

3. Какое практическое значение имеет проблема происхождения нефти?

4. Как используются нефть и газ в различных отраслях промыш­ленности?

5. Каково смысловое значение понятий «месторождение», «ме­сто скопления»?

4.1.2. Нефть и природный газ — ценные природные ископаемые

Нефть и природный газ известны человечеству более трех тысяч лет. И уже тогда люди начали использовать нефть, асфальты и биту­мы в медицине, строительстве, для освещения, как смазочный мате­риал и в военных целях.

Датой рождения нефтяной промышленности в России офици­ально принято считать 1864 год с начала бурения первых промыш­ленных скважин. Однако впоследствии было выявлено, что первая скважина в России и во всем мире была пробурена в 1848 г. на Ап- шеронском полуострове, в США — в Пенсильвании в 1859 г. Бур­ное развитие нефтяной отрасли во всем мире совпало с развитием промышленности и транспорта. Добыча нефти с этого периода рос­ла беспрецедентными темпами — удваивалась каждые 10 лет, и к се­редине семидесятых годов достигла 3 млрд. т в год. Несмотря на все трудности, разрушительные войны и революции Советская Россия наступала США на пятки, а в 1986 г. ее добыча достигла 624 млн. т, что вывело ее на первое место в мире.

В последние годы мировая добыча нефти стабилизировалась на уровне около 3,5 млрд. т. При этом доказанные запасы нефти стран мира составляют более 150 млрд. т. Самые большие начальные дока­занные извлекаемые запасы — 48560 млн. т — сосредоточены в недрах Саудовской Аравии.

Наметились положительные тенденции и в новой России.

Объем добычи нефти и газового конденсата в СССР в 1990 г. со­ставлял 515,9 млн. т (рис. 44). После распада СССР объем добычи

 

- 129 –

нефти в России снижался и достиг своего минимума — 301,2 млн. т в 1996 г. В последующие годы происходил неуклонный рост объе­мов добычи.

В 2006 г. добыча нефти составила 480,5 млн. т, почти сравняв­шись с объемом добычи всего СССР.

Основной рост добычи нефти и газового конденсата обеспечива­ют крупные нефтяные компании. Их вклад в добычу постоянно уве­личивался, как в абсолютном, так и в процентном отношении.

Развитие газовой промышленности началось значитель­но позже, но уже с 1920 г. потребление газа удваивалось каждые 7—10 лет и к 1990 г. уровень добычи газа составил 2540 млрд. м³. Есть все основания полагать, что в начале третьего тысячелетия будет достигнут годовой отбор газа 3 трлн. м³. Доказанные запа­сы газа в мире составляют 143,0 трлн. м³. Страной с наибольши­ми начальными разведанными запасами газа — 56960 млрд. м³ яв­ляется Россия.

Сочетание целого ряда таких уникальных свойств, как высо­кая теплотворная способность, технологичность добычи и транс­портировки обеспечили нефти и газу ведущую роль в топливно- энергетическом балансе. Уголь, торф, дрова и другие виды топлива в 60-х годах прошлого столетия уступили первенство более эффек­тивным источникам энергии — нефти и газу (рис. 45). Эта диаграмма представляет научно обоснованный прогноз потребления всех ви­дов топлив в самой развитой стране мира США вплоть до 2030 года. Невооруженным взглядом видно, как растет тенденция потребле­ния нефти и газа как основных источников энергии на ближайший период.

В настоящее время технический прогресс во всех отраслях про­мышленности связан с применением нефти и газа. Нефть необ­ходима для развития всех видов промышленности, транспорта и сельского хозяйства. Нефть и газ — отличное сырье для химиче­ской промышленности. Из нефти получают пластмассы, синтети-

 

 

- 130 –

ческие текстильные волокна, удобрения, синтетический каучук, спирты, лекарства и другие продукты. В последнее время нефть и природный газ стали рассматривать как комплексное сырье, содержащее помимо углеводородов целый ряд других полезных и ценных компонентов, необходимых в народном хозяйстве (ге­лий, аргон, сера, азот — в газах; тяжелые металлы — в нефти; йод, бром, легкие металлы — в попутных водах).

Нефть — очень ценное и дорогое сырье, являющееся одним из главных элементов мировой торговой системы. В каналы мировой торговли в 1999 г. поступило около 1,9 млрд. т сырой нефти, 550 млн. т нефтепродуктов и 520 млрд. м¹ газа. Естественно, что в этих условиях ведется постоянная борьба за цену нефти. Резкие скач­ки цен на нефть связаны с кризисами, войнами и борьбой меж­ду экспортерами и импортерами, с глобальными политическими играми.

Для устойчивого и долговременного развития добычи нефти и газа особое значение имеет воспроизводство сырьевой базы. Осо­бенность современного и будущего этапов развития сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности состоит в том, что заканчи­вается эра «дешевой» нефти, т.е. нефти, сконцентрированной в ги­гантских месторождениях с хорошими технико-экономическими характеристиками, которые обеспечивали высокие и устойчи­вые темпы роста нефтяной промышленности до начала девяно­стых годов. Основная тенденция геолого-разведочных работ в на­стоящее время — снижение их эффективности в связи с высокой степенью изученности недр, значительным усложнением горно­геологических и физико-географических условий, ростом глубин и необходимостью вовлечения в разведку во все возрастающем объ­еме мелких и сложно построенных месторождений.

 

 

- 131 –

4.1.3. Нефть, ее химический состав и свойства

Горючие полезные ископаемые обычно называют каустобио- литами. Термин «каустобиолиты» (kausto — горючий, bios — жизнь, litos — камень) введен в науку немецким палеоботаником Г. Пото- нье. В буквальном переводе термин «каустобиолиты» является сино­нимом понятия «горючие ископаемые» и указывает на их органиче­ское происхождение. В эту группу входят бурые и каменные угли, го­рючие сланцы, нефти, асфальт, горючие газы и др.

По элементарному составу нефть и горючие газы сходны с други­ми горючими ископаемыми органического происхождения. Основ­ные различия в элементарном составе обусловлены соотношением углерода и водорода и степенью окисленности этих соединений. Со­отношение углерода и водорода С/Н в углеводородных соединениях в нефти колеблется от 6 до 8, а в газах — от 3 до 4,3. В нефти соотно­шение С/Н близко к его значению в сапропелях и горючих сланцах и занижено по сравнению с его значением для торфа и углей. Отно­шение водорода к кислороду Н/0 резко возрастает в нефти, по срав­нению с другими горючими ископаемыми. Эти данные свидетель­ствуют о том, что роль кислорода в нефти (и горючих газах) незначи­тельна, между тем как роль водорода весьма существенна.

Нефть — маслянистая жидкость темно-коричневого (иногда поч­ти черного) цвета, представляющая собой сложную смесь главным об­разом углеводородных соединений с примесью высокомолекулярных орга­нических кислородных, сернистых и азотистых соединений.

Химический состав. Элементный состав нефти характеризуется обязательным наличием пяти химических элементов — углерода, во­дорода, кислорода, серы и азота. Содержание углерода в нефти ко­леблется от 80 до 87,5%, водорода — от 11 до 14%. Максимальное со­держание остальных трех элементов в сумме может достигать 5—8% (в основном за счет серы).

Нефть состоит из углеводородов грех основных групп: парафино­вых, нафтеновых и ароматических. Встречаются также и некоторые производные этих углеводородов, а также соединения, представляю­щие собой сочетание различных типов углеводородов. Обычно пре­обладают углеводороды парафинового (метанового) или нафтеново­го ряда. В меньших количествах встречаются углеводороды арома­тического ряда.

Парафиновые углеводороды, или алканы, имеют формулу С_пН_2п+2 и представляют насыщенные углеводородные соединения. Они могут иметь нормальное или изостроение углеводородных атомов.

Нафтеновые углеводороды характеризуются формулой С_пН_3п. Эти соединения (цикланы) имеют замкнутую углеводородную цепь и, как и парафиновые углеводороды, являются насыщенными.

В группу ароматических углеводородов (арены) входят все угле­водороды, содержащие хотя бы одно бензольное кольцо, так называ-

 

- 132 –

емос ароматическое ядро). Эти соединения имеют повышенную хи­мическую активность по сравнению с метановыми и нафтеновыми углеводородами и высокую растворяющую способность. Они значи­тельно лучше растворимы в воде и органических растворителях, чем метановые и нафтеновые углеводороды, и неограниченно растворя­ются друг в друге.

Состав нефти до настоящего времени остается еще слабо изу­ченным, особенно состав высокомолекулярных ее соединений. Вви­ду невозможности определения всех индивидуальных компонентов нефти, широко применяется так называемый групповой анализ, по­казывающий содержание парафиновых, нафтеновых и ароматиче­ских углеводородов. В зависимости от группового состава выделя­ются следующие классы и промежуточные типы нефти: метановые, метано-нафтеновые, нафтеновые, нафтено-ароматические и арома­тические.

Средняя нефть содержит примерно одинаковые количества угле­водородов различных классов, но чаше один из классов преобла­дает. Наиболее распространен метано-нафтеновый или нафтено­метановый. В природе не существует метано-ароматического типа.

Метановые углеводороды достигают максимальной концентра­ции только в легкокипящих фракциях нефти. С повышением тем­пературы кипения фракции содержание метановых углеводородов резко падает в большинстве сортов нефти. Наоборот, содержание ароматических — почти всегда возрастает. Поэтому тяжелые сорта нефти практически не содержат легких фракций и могут иметь аро­матический характер.

Распределение указанных типов углеводородов во фракциях нефти, выкипающих при различных температурах, характеризует состав и свойства нефти. Температура кипения углеводородов нео­динакова и определяется строением углеводородов. Чем большее ко­личество атомов углеводорода входит в состав молекулы, тем выше температура кипения углеводорода. Температура кипения цикли­ческих углеводородов выше, чем метановых с тем же количеством углеродных атомов.

Фракции, выкипающие до 60°С, называются петролейным эфи­ром, выкипающие до 200°С — бензиновыми, при 200—300°С — керо­синовыми, при 300—400°С — газоиливыми, выше 400°С — смазочными маслами и выше 500°С — асфальтовыми.

Легкие фракции нефти наиболее богаты парафиновыми угле­водородами. По мере повышения температуры кипения фракций доля парафиновых углеводородов уменьшается, а доля ароматиче­ских — возрастает. Тяжелый остаток составляет до 15—35% нефти. Он содержит смолы и асфальтены, которые представляют собой со­вокупность сложных неуглеводородных соединений. В смолисто- асфальтеновых компонентах сосредоточена основная часть метал­лов, содержащихся в нефти.

 

- 133 –

Элементарный анализ нефти показывает, что сумма углерода и водорода составляет менее 100%. Это связано с тем, что кроме чисто углеводородных соединений в нефти содержатся соединения, в мо­лекулы которых входят атомы серы, азота и кислорода. Эти соедине­ния называют соответственно: сернистыми, азотистыми и кислород­ными. Эти вещества представляют собой производные углеводороды, в их строении принимают участие углеводородные радикалы или ци­клические группировки в сочетании с атомами указанных элементов. В нефти встречаются как соединения, в которых участвует какой- либо из этих элементов (О, S, N), так и более сложные вещества, со­держащие два или все три элемента.

Исследования показали, что кроме углеводородов и их серни­стых, кислородных и азотистых производных в нефти содержится также примесь веществ, в структуру которых входит ряд других эле­ментов. Эти элементы установлены в золе тяжелого остатка. Если расположить эти элементы в порядке их встречаемости в убываю­щих количествах, то получится ряд: S, N, V, Р, К, Ni, J, Si, Са, Fe, Mg, Na, Al, Mn, Pb, Ag, Cu, Ti, Sn, As. Общее содержание образую­щейся золы по отношению к исходной нефти составляет обычно ты­сячные и иногда сотые доли процента.

Физические свойства.

Плотность нефти — ее масса в единице объема (единица измере­ния плотности нефти в СИ — кг/м³). Плотность нефти определяется при температуре 20°С и соотносится с плотностью дистиллирован­ной воды при 4°С (относительная плотность).

Плотность нефти изменяется в основном в диапазоне от 700 до 1060 кг/м³, чаше встречаются нефти плотностью менее 1000 кг/м³.

Плотность нефти определяется соотношением легких и тяже­лых фракций. В легкой нефти преобладают низкокипящие: бен­зин, керосин, а в тяжелой — высококипящие компоненты (масла, смолы). Поэтому по плотности можно приблизительно судить о со­ставе нефти. Чем выше температура нефти и больше растворенного в ней газа, тем меньше плотность. В связи с этим плотность неф­ти в пластовых условиях всегда ниже плотности нефти, добытой из скважины и дегазированной. Плотность пластовой нефти опреде­ляется при анализе ее пробы, отобранной в скважинах глубинны­ми пробоотборниками, в условиях, максимально приближающих­ся к пластовым.

Относительная плотность — это отношение массы некоторого объема нефти к массе такого же объема воды. Масса нефти и нефте­продуктов определяется при 20 °С и сравнивается с массой того же объема воды при температуре 4°С. Относительная плотность нефти обозначается р™.

Вязкость нефти — свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Вязкость определяет под-

 

 

- 134 –

вижность нефти и значительно влияет на продуктивность работы скважин и эффективность разработки.

Различают динамическую (абсолютную), кинематическую в от­носительную вязкость нефти. В СИ динамическая вязкость измеря­ется в Па • с (паскаль в секунду) и определяется как вязкость среды, в которой при градиенте скорости 1 м/(см) на 1 м слоя действует сила трения 1Н. Кинематическая вязкость — отношение динами­ческой вязкости к плотности. Единица измерения кинематической вязкости — м/с. Относительная вязкость — отношение абсолютной вязкости жидкости к вязкости дистиллированной воды (вязкость ко­торой при 20°С равна 1,0008 МПа • с).

Вязкость нефти колеблется в широких пределах в зависимости от пластового давления, температуры и растворенного в нефти газа. С уве­личением температуры и количества растворенного в нефти газа вяз­кость нефти уменьшается, причем количество растворенного газа ока­зывает более существенное влияние. Чем больше в нефти циклоарома­тических и нафтеновых углеводородов, тем большее ее вязкость.

Наиболее распространенные значения вязкости пластовой неф­ти — 0.8...50 МПа • с.

Объемным коэффициентом нефти b называют отношение объе­ма нефти в пластовых условиях V_пл к объему той же нефти на по­верхности после выделения из нее газа при стандартных условиях

V_ст : b = V_пл : V_ст

Объемный коэффициент нефти возрастает с повышением тем­пературы в пласте и увеличением количества растворенного в ней газа. Для большинства месторождений он составляет 1,1...1,7. Его определяют при анализе пластовой нефти, а также расчетным путем по фракционному составу газа при известных пластовых давлениях и температурах.

Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пере- счетным коэффициентом θθ = 1/b = V_CT :V_пг

Пересчетный коэффициент служит для приведения объема пла­стовой нефти к объему сепарированной нефти (при стандартных условиях).

Уменьшение объема нефти при ее извлечении характеризуется также коэффициентом усадки: ε = (V_пл — V_ст)/V_пл = 1 — θ.

Сжимаемость нефти. Нефть, как и другие жидкости, обладает способностью сжиматься под воздействием давления. Чем больше в нефти растворенного газа, тем выше коэффициент ее сжимаемости β_н. Он определяется поданным лабораторных анализов проб нефти по формуле β_н =(b₀— b_к)/b₀/ дельтаР, где b_Q, b_к — объемные коэффициен­ты нефти при начальном Р и конечном Р_к давлениях; дельта Р = Р₀— Р_к— пе­репад давлений.

Коэффициенты сжимаемости пластовой нефти могут изменять­ся в зависимости от их свойств в пределах (0,6... 1,8).10'³ МПа*¹.

 

 

- 135 -

Поверхностное натяжение характеризует противодействие си­лам, стремящимся к изменению формы поверхности. Оно существу­ет на границе раздела любых двух фаз и измеряется в Н/м или Дж/м².

Поверхностное натяжение затрудняет движение нефти в пори­стой среде, так как сечение пустот (пор, каверн, трещин и т.п.) не­постоянно. Величина поверхностного натяжения нефти зависит от ее физико-химических свойств, температуры, давления, от количе­ства растворенного в ней газа. Тяжелые нефти имеют большое по­верхностное натяжение, легкие — меньшее. С увеличением пласто­вого давления поверхностное натяжение увеличивается. При увели­чении количества растворенного в нефти газа и повышении темпе­ратуры поверхностное натяжение нефти уменьшается.

Давление насыщения. Обычно нефть в пластовых условиях содер­жит растворенный газ. По мере снижения пластового давления на­ступает такой момент, когда растворенный газ начинает выделять­ся из нее в виде пузырьков. Величина пластового давления, соответ­ствующая появлению первых пузырьков газа, называется давлени­ем насыщения. По нему судят о степени насыщения нефти газом. Если давление насыщения равно начальному пластовому давлению, то нефть будет насыщенной, если меньше — недонасыщенной. Чем больше разница между пластовым давлением и давлением насыще­ния, тем благоприятнее условия для эффективной разработки зале­жи. Характерно, что наличие в залежи азота приводит к увеличению давления насыщения.

Давление насыщения определяется по глубинным пробам неф­ти, отобранных при пластовом давлении.

4.1.4. Природный углеводородный газ

Углеводородный газ находится в недрах Земли в виде самостоя­тельных скоплений, образуя чисто газовые залежи или газовые шапки (свободный газ), а также в растворенном состоянии в нефти или воде.

Химический состав природных углеводородных газов

Горючий газ представляет собой смесь предельных углеводоро­дов (С„Н,„₊₂): метана (СН₄), зтана (С,Н₆), пропана (С₃Н₈) и бутана (С₄Н_|0). Нередко в составе газа присутствуют более тяжелые углево­дороды: пентан (С₆Н_|2), а также гексан (С₆Н₁₄) и гептан (С₇Н_|6).

Газы, содержащие более 100 г тяжелых углеводородов (пентана, гексана и гептана) в 1 м³, относят к «жирным», менее 100 г — к «сухим».

Пентан и высшие входят в состав газов конденсатных залежей. При снижении температуры и давления из газов этих залежей вы­деляется жидкая углеводородная фаза — конденсат. Сырой конден­сат состоит из жидких при стандартных условиях (0,1 МПа и 20°С) углеводородов, в которых растворено определенное количество га­зообразных углеводородов. Стабильный конденсат состоит только из жидких при стандартных условиях углеводородов, т.е. пентанов,

 

- 136 –

и высших. Поэтому стабильный конденсат получают из сырого кон­денсата путем его дегазации и дебутанизации.

Углеводородные газы обычно могут содержать углекислый газ, азот, сероводород и небольшое количество редких газов (гелия, ар­гона, неона). Газы с высоким содержанием H,S являются сырьем для получения почти чистой серы.

Физические свойства природных углеводородных газов

Плотность газа — это масса 1 м³ газа при 0°С и атмосферном дав­лении. Размерность ее кг/м³. Обычно пользуются относительной плотностью газа. Относительная плотность (по воздуху) естествен­ных газов изменяется от 0,6, когда газ в основном состоит из мета­на, до 2 и выше, когда он содержит значительное количество тяже­лых углеводородов.

Вязкость углеводородных газов незначительная. Вязкость сухого углеводородного газа при 0 °С 13 • 10⁶ Па • с, а воздуха — 17- 10*' Па • с. С увеличением температуры вязкость газа и воздуха увеличивается.

Законы газового состояния, известные из физики, справедливы для идеальных газов. Для углеводородных газов они требуют опре­деленных корректив. Чем больше плотность газа и чем выше давле­ние. тем больше отклонение законов для реальных газов от законов для идеальных газов.

Коэффициент сжимаемости газа — отношение объемов реального и идеального газов при одинаковых условиях Z=V_P/V_и где V_p — объ­ем 1 кг газа при данных давлении и температуре; V_и — объем 1 кг иде­ального газа при тех же условиях.

Коэффициент сжимаемости Z oпpeдeляeт и величину отношения объемов реального газа при пластовых и стандартных условиях.

При этом он непосредственно зависит от величин пластовых дав­ления (в Па) и температуры (в К) — Z = 0,00289(Р_пл/Т_пл) • (V_пл/V_ст)-

Величину коэффициента сжимаемости чаше всего определяют по экспериментальным кривым (рис. 46). На рис. 46 значения это­го коэффициента даны в зависимости от приведенных псевдокри- тических давлений и температур. Псевдокритическими давлением и температурой называют суммы средних взвешенных критических значений соответственно давлений и температур отдельных углево­дородов, из которых состоит смесь.

Критической называется такая температура, выше которой газ не может превратиться в жидкость, критическим называется давление, которое соответствует точке перехода газа в жидкость (табл. 2). Под приведенными псевдокритическими давлением и температурой по­нимают отношение рабочих абсолютных давлений и температур со­ответственно к псевдокритическим значениям давления и темпера­туры для данного состава газа.

Пример расчета псевдокритических давлений и температур при­веден в табл. 3. Зная пластовое давление и температуру, можно опре-

 

 

- 137 –

 

 

делить приведенные псевдокритические давление P_R и температуру T_R по формулам: P_R = Р_пл /Р_r; T_{R =} Т_пл / где Р_пл — пластовое дав­ление, МПа; Т_пл — абсолютная температура газовой смеси в пласто­вых условиях, равная Т₀ + t_пл (Т₀ = 273 К, t_ПЛ — пластовая температу­ра, °С); Р_r— псевдокритическое давление, МПа; T — псевдокритическая температура, К. Согласно закону Генри, растворимость газа в жидкости пропорциональна давлению. Углеводородные газы мало отклоняются от закона Генри при сравнительно низких давлени­ях. При высоких давлениях наблюдается взаимное растворение газа в жидкости и жидкости в газе. Коэффициент растворимости для углеводородных газов обычно составляет 0,3...2.

Сухие углеводородные газы в большей степени подчиняются за­кону Генри, чем жирные. Для сухих газов коэффициент раствори­мости в пределах обычных пластовых давлений остается постоян­ным, для жирных газов он меняется вместе с давлением. С повыше­нием температуры способность газа растворяться в жидкости умень­шается. При приближении к критическому давлению перехода газа в жидкую фазу закон Генри неприменим.

На растворимость газа в нефти влияет ее плотность. В более тя­желой нефти растворимость его меньше, чем в легких (рис. 47). Это объясняется большей химической близостью газа к легкой нефти. Поэтому жирные газы лучше растворяются в нефти.

Количество растворенного в нефти газа определяется при изуче­нии проб нефти, отобранных из скважины глубинным пробоотбор­ником, при пластовом давлении.

 

- 139 -

 

Содержание газа в глубинной пробе нефти определяется при контактном дегазировании, когда газ, выделяющийся из раствора, остается в контакте с жидкостью, или при дифференциальном дега­зировании, когда весь выделяющийся газ периодически отводится из системы. Наиболее полное дегазирование нефти происходит при контактном способе.

Количество газа, растворенного в 1 т пластовой нефти, называет­ся растворимостью газа в нефти или газосодержанием, а количество добытого газа, приходящегося на 1 т добытой нефти, называется га­зовым фактором.

4.1.5. Воды нефтяных и газовых месторождений

Химический состав пластовых вод

Все пластовые воды содержат растворенные соли, ионы, колло­иды и газы. Под химическим составом вод понимают состав раство­ренных в них веществ.

Основными ионами в природных водах являются С1‘, S0₄²*, HC0₃‘, С0₃²', Na⁺, Са²⁺, Mg²⁺, К⁺, остальные относятся к числу ми­крокомпонентов, наиболее важные из которых I , Вг , NH₄²⁺.

Суммарное содержание в воде растворенных ионов солей и кол­лоидов называют общей минера1шзацией воды. Воды с минерализаци­ей менее 1 г/л — пресные; 1...50 л/г — соленые, минерализованные (минеральные); свыше 50 г/л — рассолы.

Важнейшие газы, растворенные в водах, — N,, С0₂ и СН₄.

Различают ионную и эквивалентную форму для выражения со­держания отдельных ионов в воде. Первая выражается в граммах на литр воды. Так как ионы реагируют между собой не в равных ко-

 

 

- 140 –

личествах массы, а в соотношениях, зависящих от эквивалентных масс, применяется эквивалентная форма. Содержание иона в экви­валентной форме выражается символом этого иона с добавлением индексов (/-Na⁺; /С1). Для сравнения анализов вод разной минерали­зации миллиграмм-эквиваленты пересчитываются в проценты.

Для систематизации многообразных по химическому составу вод применяются различные классификации, среди которых в нефтя­ной практике наиболее применима классификация Сулина (табл. 4). Типы вод этой классификации используются как поисковый при­знак.

 

При незначительном отклонении от граничных значений воды относят к переходным типам. Если воды лишены натрия и хлора, их относят к неопределенному типу.

Кроме типов вод выделяют группы и подгруппы Группа воды определяется по преобладающему аниону, а подгруппа — по преоб­ладающему катиону.

Физические свойства пластовых вод

Удельный объем воды — это объем, который занимает 1 кг воды. В стандартных условиях удельный объем неминерализованной воды равен 0,9972 дм3. С… Объемный коэффициент воды зависит от давления, температуры, степени… Коэффициент сжимаемости для воды колеблется от 0,004 до 0,005%.

Эффективная учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью

 

Динамическая учитывает тот объем нефти, который будет пе­ремещаться в процессе разработки залежи. Наиболее однозначно и с

 

- 148 -

достаточно высокой точностью определяется объем связанных меж­ду собой пор, поэтому в практике обычно используется открытая по­ристость.

Количественно пористость породы характеризуется коэффициен­том пористости, который измеряется в долях или процентах от объ­ема породы.

Пористость породы в большой степени зависит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, которые в свою очередь опре­деляются гранулометрическим составом слагающих породу частиц и степенью их сцементированности.

По величине поры нефтяных и газовых коллекторов условно раз­деляются на три группы: I) сверхкапиллярные — диаметром 2—0,5 мм; 2) капиллярные — 0,5—0,0002 мм; 3) субкапиллярные — менее 0,0002 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) порам и каналам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным — при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости практически перемещаться не мо­гут. Породы, пустоты в которых представлены в основном субкапил- лярными порами и каналами, независимо от значения коэффициен­та пористости, практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. относятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.).

Коэффициентом полной пористости kn называется отношение суммарного объема всех пор Vnop в образце породы к видимому его объему Vo6p:

k_n = V_пор / V_обр. = (V_обр - V_зер) /V_обр. (2)

где V — суммарный объем зерен.

При решении задач нефтегазопромысловой геологии использу­ется коэффициент открытой пористости к_по, который определяется как по образцам в лаборатории, так и поданным геофизических ис­следований скважин.

Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах — от нескольких процентов до 35%. По боль­шинству залежей она составляет в среднем 12—25%.

Поскольку коллекторские свойства породы зависят не только от объема пустот, но и от распределения их по величине диаметра, то важной характеристикой является структура порового пространства. Для его определения используются метод ртутной порометрии, ме­тод полупроницаемой мембраны и метод капиллярной пропитки.

В гранулярных коллекторах большое влияние на пористость ока­зывает взаимное расположение зерен. Несложные расчеты пока­зывают, что в случае наименее плотной кубической укладки зерен, показанной на рис. 49, коэффициент пористости будет составлять « 47,6%. Данное число можно считать теоретически возможным

 

- 149 -

максимумом пористости для терригенных пород. При более плот­ной укладке идеального грунта (рис. 50) пористость будет составлять всего 25,9%.

Рис. 50. Тесное расположение шаров в модели фиктивного грунта

Рис. 49. Свободное расположение шаров в модели фиктивного грунта

 

Кавернозиость.

Кавернозность горных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна карбонатным коллекторам. Следует различать породы микрокавер- нозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачива­ния) до 2 мм, ко вторым — с рассеянными в породе более крупными кавернами — вплоть до нескольких сантиметров.

Микрокавернозные карбонатные коллекторы на практике неред­ко отождествляют с терригенными поровыми, поскольку и в тех, и в других открытая емкость образована мелкими сообщающимися пу­стотами. Но и по происхождению, и по свойствам между ними име­ются существенные различия.

Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не пре­вышает 13—15%, но может быть и больше.

Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречаются ред­ко, их пустотность достигает не более 1—2%. При больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и при такой емкости коллек­тора запасы залежей могут быть весьма значительными.

Коэффициент кавернозности К_г равен отношению объема ка­верн V_K к видимому объему образца

 

 

- 150 -

Выразив объемы V_мин. и V_обр. через плотности соответственно ми­неральной части породы P_мин и всего образна P_обр. , получим

Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных ме­тодов. Макрокавернозная пустотность не может быть в достаточной мере отражена образцами и потому оценивается по геофизическим данным. Поскольку в процессе дренирования залежи в основном мо­гут участвовать макрокаверны, пересеченные макротрещинами, из­учение макрокавернозности следует проводить вместе с изучением трещиноватости.

Т рещиноватость.

Качество трещиноватой горной породы как коллектора опреде­ляется густотой и раскрытостью трещин. Интенсивность трещиноватости горной породы характеризуется объемной 'Г и… T=S/V; П = l/F, (6)

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция охватывает огром­ную территорию площадью около 700 тыс. км2, включающую Перм­скую, Самарскую,… Открытие промышленной нефти в Урало-Поволжье явилось бле­стящим подтверждением… Первые промышленные притоки были получены в 1929 г. из пермских отложений на месторождении Чусовские Городки,…

Месторождения нефти и газа

В пределах Предуральского прогиба месторождения приурочены к рифовым ловушкам и вытянутым крутым складкам кинзебулатов- ского типа. По числу продуктивных горизонтов в разрезе имеются как мно­гозалежные, так и… Залежи нефти и газа отличаются большим разнообразием форм и размеров. Большая часть залежей относится к группе…

ГАЗОНЕФТЕНОСНЫЕ ОБЛАСТИ СЕВЕРА

ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПРОВИНЦИИ

    - 184 -

ПРЯМЫЕ ПОИСКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

К настоящему времени для прямых поисков успешно опробова­ны все основные методы, применяющиеся для изучения структур­ных условий газонефтяных… Наибольшее развитие получили наземные методы. Применение комплекса методов…  

Газовая съемка.

Главной причиной, по которой газохимическая съемка, несмотря на дешевизну, не получила широкого применения, является ее не­достаточная… Газопроявления на площади акваторий, связанные с залежами углеводородов в…

Газобиохимическая съемка.

При проведении газобиохимической съемки в водных источни­ках и неглубоких скважинах отбирают пробы воды и изучают их со­левой, газовой и…   - 228 -

Контрольные вопросы

1. Практическое значение величины давления насыщения.

Назовите и объясните условия проявления сил, движущих нефть в пласте.

 

- 301 -

3. Назвать и отменить деловые проявления сил, удерживающих нефть в пласте.

4. Как оценивается эффективность режима работы пласта?

5. Какие геологические условия влияют на эффективность режи­ма работы пласта?

6.4. Методы подсчета запасов нефти и газа

6.4.1. Классификация запасов месторождений нефти и газа

По результатам геологоразведочных работ оценивают количе­ство и качество находящихся в недрах углеводородов и определя­ют возможность их извлечения. Эти оценки используют для плани­рования региональных, поисковых, оценочных и разведочных ра­бот и добычи нефти и газа, поэтому им всегда придают огромное значение.

Первая русская работа по подсчету запасов вышла в свет более 120 лет назад — в 1888 г. горный инженер А.М. Коншин опублико­вал результаты подсчета запасов нефти объемным методом по неко­торым районам Кубани.

Уже на заре развития нефтяной промышленности стало понят­ным, что для того, чтобы получать сопоставимые результаты, не­обходимо стандартизировать подсчет и учет нефти и газа в недрах. В качестве такого стандарта выступает «Классификация запасов и ресурсов», которая устанавливает единые принципы подсче­та и учета количества нефти и газа в недрах и оценки народно­хозяйственного значения и подготовленности для промышленного освоения месторождений нефти и газа.

Извлекаемые запасы — часть геологических запасов, которая мо­жет быть извлечена из недр при рациональном использовании со­временных технических средств и технологии добычи с учетом до­пустимого уровня затрат и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определя­ются на основании повариантных технологических и технико­экономических расчетов и утверждаются в Государственной комис­сии по запасам (ГКЗ).

 

 

 

- 302 -

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компо­нентов, имеющих промышленное значение, по степени изученно­сти подразделяются на разведанные (категории А, В и С,), предвари­тельно оцененные (категория С,).

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразде­ляются на перспективные (категория С,) и прогнозные (категории D, и D,).

Категория А — запасы залежи (ее части), изученной с детально­стью, обеспечивающей полное определение ее типа, формы и раз­меров, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа кол­лектора, характера изменения коллекторских свойств, нефтс- и га- зонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от кото­рых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти, газа и конденсата, ги­дропроводность и пьезопроводность и др.).

Запасы категории А подсчитываются по залежи (ее части), разбу­ренной в соответствии с утвержденным проектом разработки место­рождений нефти и газа.

Категория В — запасы залежи (ее части), нефтегазоносность кото­рой установлена на основании полученных промышленных прито­ков нефти и газа в скважинах на различных гипсометрических отмет­ках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасы­щенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных усло­виях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточ­ной для составления проекта разработки залежи.

Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), раз­буренной в соответствии с утвержденной технологической схе­мой разработки месторождения нефти или проектом опытно­промышленной разработки месторождения газа.

Категория С, — запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах про­мышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах.

Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам буре­ния разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследова­ний. Цитологический состав, тип коллектора, коллекторские свой­ства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент вытеснения неф­ти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных

 

- 303 -

пластов изучены по керну и материалам геофизических исследова­ний скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пласто­вых и стандартных условиях изучены по данным опробования сква­жин. По газонефтяным залежам установлена промышленная цен­ность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропровод­ность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Запасы категории С₁ подсчитываются по результатам геологораз­ведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изуче­ны в степени, обеспечивающей получение исходных данных для со­ставления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория С₂ — запасы залежи (ее части), наличие которых обо­сновано данными геологических и геофизических исследований:

• в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с за­пасами более высоких категорий;

• в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений.

Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллек­торские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конден­сата определены в общих чертах по результатам геологических и ге­офизических исследований с учетом данных по более изученной ча­сти или по аналогии с разведанными месторождениями.

Запасы категории С₂ используются для определения перспек­тив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геолого-промысловых исследований при переводе скважин на выше­лежащие пласты и частично для проектирования разработки залежей.

Категория С₃ — перспективные ресурсы нефти и газа, подготов­ленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных; проверенными для дан­ного района методами геологических и геофизических исследова­ний, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторож­дений, если продуктивность их установлена на других месторожде­ниях района.

Форма, размеры и условия залегания залежи определены в об­щих чертах по результатам геологических и геофизических ис­следований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанны­ми месторождениями.

Перспективные ресурсы нефти и газа используются при плани­ровании поисковых и разведочных работ и прироста запасов катего­рий С₁ и С₂.

 

- 304 -

Категория D₁ — прогнозные ресурсы нефти и газа литолого­стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтсгазонос- ностью.

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа ка­тегории D1 производится по результатам региональных геологиче­ских, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.

Категория D, — прогнозные ресурсы нефти и газа литолого­стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносное™ этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований. Количественная оценка прогноз­ных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по ана­логии с другими, более изученными регионами, где имеются разве­данные месторождения нефти и газа.

При подсчете запасов и ресурсов залежей и месторождений нефти и газа подлежат обязательному раздельному учету не только ресурсы и запасы нефти, газа, конденсата, но и попутные компоненты, содер­жащиеся в нефти (сера, тяжелые металлы и др.), в конденсате, сво­бодном и растворенном газе (этан, пропан, бутан, сера, гелий, азот, углекислый газ, ртуть и др.) и попутных водах (иод, бром, бор, легкие металлы и др.).

Ресурсы и запасы нефти и конденсата, а также этана, пропа­на, бутанов, серы и металлов учитываются в единицах массы (тыс. тонн). Ресурсы и запасы газов учитываются в единицах объема, при­веденных к стандартным условиям (давлению 0,1 МПа и темпера­туре 20 °С). Подсчет сухого газа (метана), сероводорода, диоксида углерода, азота ведется в млн. м³, гелия и аргона — в тыс. м³.

Запасы имеющих промышленное значение компонентов, содер­жащихся в нефти, газе и конденсате, подсчитываются в контурах подсчета запасов нефти и газа по тем же категориям.

В связи с достаточно активным внедрением западных нефтяных компаний в российскую нефтяную промышленность все чаще среди отечественных геологов и нефтяников стали применяться термины из западной классификации — доказанные, вероятные и возможные запасы. Несмотря на многочисленные попытки найти четкие кор­реляционные связи между западной и российской классификация­ми запасов, пока их не удалось однозначно увязать. Для облегчения взаимопонимания между специалистами и подготовки студентов к восприятию западной классификации запасов приводим ее в редак­ции, подготовленной в 1998 г. Обществом инженеров-нефтяников и Мировым нефтяным конгрессом. По этой классификации извле-

 

 

- 305 -

каемые запасы делятся на доказанные и недоказанные. Последние, в свою очередь, делятся на вероятные и возможные.

Доказанные извлекаемые запасы — это количество нефти, ко­торое на основании анализа геолого-промысловых данных с опре­деленной уверенностью можно рассматривать как рентабельно из­влекаемое из известной залежи, при существующих экономических условиях и способах добычи. Под термином «определенная уверен­ность» понимается вероятность того, что реально добытый объем бу­дет равен или превысит прогнозную величину не ниже 90%.

Доказанные запасы могут быть разделены на категории разбу­ренных или неразбуренных. Обычно запасы залежи считаются до­казанными разбуренными, если промышленная продуктивность под­тверждена имеющимися данными добычи или опробования пла­стов. В отдельных случаях доказанные запасы выделяют по данным исследования керна и/или каротажа скважин, если можно доказать аналогию недоизученной части залежи с разрабатываемой или про­веренной по данным опробования частью залежи.

Извлекаемые запасы неразбуренных участков можно отнести к категории доказанных неразбуренных при условии, что:

1) эти участки непосредственно примыкают к скважинам, дав­шим промышленные притоки из рассматриваемых пластов;

2) имеется обоснованная уверенность в том, что эти участки ле­жат в пределах доказанных контуров нефтегазоносности рассматри­ваемых пластов;

3) эти участки, при необходимости, отвечают требованиям суще­ствующей системы расстановки скважин.

Извлекаемые запасы могут быть отнесены к категории дока­занных неразбуренных только в том случае, если анализ геолого­промысловых данных по скважинам показывает с обоснованной уверенностью, что рассматриваемый пласт непрерывен по площади.

Возможны ситуации, когда извлекаемые запасы обоснованы ге­ологическими или инженерными данными, аналогичными тем, ко­торые используют при оценке доказанных разведанных запасов, но существующие технические, контрактные, экономические или пра­вовые неопределенности не позволяют отнести их к рентабельно из­влекаемым; тогда их относят к категории недоказанных.

К вероятным извлекаемым запасам относят:

1) запасы, наличие которых предполагается доказать в процессе разбуривания недоизученной части залежи, по которой сведения о пласте недостаточны для отнесения запасов к категории доказанных;

2) запасы в пластах, которые по данным каротажа продуктивны, но их свойства отличаются от разрабатываемых залежей, и по ним нет данных анализа керна или достоверных результатов опробования;

запасы в неизученном бурением приподнятом тектоническим нарушением блоке, если в опущенном блоке установлены доказан­ные запасы;

 

 

- 306 -

4) запасы неизученного пласта или части пласта, свойства пород, флюидов и возможной залежи которых представляются благоприят­ными для возможного промышленного освоения.

При всех указанных условиях запасы можно отнести к вероят­ным, если по расчетам с использованием вероятностных методов можно оценить, что реально добытый объем будет равен или превы­сит прогнозную величину не ниже 50%.

К возможным извлекаемым запасам относят:

1) запасы, которые, по данным геологического изучения, воз­можно, существуют за пределами участков с вероятными запасами;

2) запасы в пластах, которые поданным каротажа и анализа кер­на представляются нефтеносными, но промышленные притоки не получены:

3) свойства пород, флюидов и залежи таковы, что имеется обо­снованное сомнение в том, что внедряемые методы будут экономи­чески выгодны;

4) запасы на участке пласта, который, возможно, отделен от за­лежи сдоказанными запасами тектоническими нарушениями, и гео­логическая информация указывает на то, что рассматриваемый уча­сток залегает ниже залежи с доказанными запасами.

Запасы относятся к вероятным, если по расчетам с использова­нием вероятностных методов можно оценить, что реально добытый объем будет не ниже 10% от прогнозной величины.

В соответствии с промышленными кондициями различают две группы запасов нефти и газа:

1) балансовые — запасы, удовлетворяющие промышленным кон­дициям и горнотехническим условиям эксплуатации; эти запасы еще называют геологическими;

2) забалансовые — запасы, выработка которых на данном эта­пе нерентабельна вследствие их малой величины, сложности усло­вий эксплуатации, плохого качества нефти и газа или весьма низкой производительности скважин.

По балансовым запасам нефти и конденсата рассчитывают из­влекаемые запасы, т.е. те, которые можно извлечь из недр метода­ми, соответствующими современному уровню техники и техноло­гии.

Извлекаемые запасы растворенного в нефти газа учитываются в зависимости от режима месторождений. Для месторождений с во­донапорным режимом эта величина определяется по извлекаемым запасам нефти, а для месторождений с прочими режимами — по ба­лансовым.

Для обоснования проектирования разработки месторождений и капиталовложений в промысловое и промышленное строитель­ство необходимо определенное соотношение балансовых запасов нефти или газа по категориям (табл. 7):

 

 

- 307 -

 

 

 

 

 

6.4.2. Методы подсчета запасов нефти

В настоящее время применяются следующие методы подсчета запасов нефти: объемный, материального баланса и статистический.

Объемный метод

Этот метод наиболее широко распространен, так как может быть применен при различных режимах залежей.

Запасы нефти объемным методом рассчитываются по формуле

 

где b — объемный коэффициент пластовой нефти.

Площадь нефтеносности F — определяется на подсчетном плане, составляемом в зависимости от размеров месторождения в масшта­бе от 1:5 ООО до 1:50 ООО.

Средняя нефтенасыщенная мощность (It) — вычисляется либо как среднеарифметическая (в случае крайне малого количества пробу­ренных скважин), либо как средневзвешенная по площади величи­на. В последнем случае составляется карта изопахит и на ее основе производится подсчет:

 

Коэффициент открытой пористости (т) — устанавливается по лабораторным исследованиям керна и промыслово-геофизическим данным. Средняя открытая пористость вычисляется так же, как средняя нефтенасыщенная мощность, но не по площади, а по объ­ему.

Коэффициент нефтенасыщения (β) — находится по данным ла­бораторных исследований образцов и результатам промыслово­геофизических исследований.

Величина конечного коэффициента нефтеотдачи (η) — зависит от литологофизических свойств продуктивного пласта, свойств неф-

 

 

- 311 -

ти, режима пласта, системы разработки и метода эксплуатации. Он определяется, как правило, эмпирическим путем поданным о разра­ботке сходных истощенных месторождений.

По М.А. Искендерову (1966 г.), величины коэффициента нефте­отдачи изменяются в зависимости от режимов работы залежи в сле­дующих пределах:

Водонапорный 0,5-0,8

Упруго-водонапорный 0,5-0,7

Газонапорный 0,4-0,7

Режим растворенного газа 0,15-0,30

(редко больше)

Гравитационный 0,1-0,2

В табл. 8 и 9 приведены результаты лабораторных исследований (проведенных во ВНИИ) величины коэффициента нефтеотдачи.

Величина коэффициента нефтеотдачи при газонапорном режи­ме изменяется по тем же данным от 0,4 до 0,6.

Таблица 8

Возможные максимальные коэффициенты нефтеотдачи при вытеснении нефти водой Проницаемость, д Коэффициент нефтеотдачи сильно неоднородный пласт однородный пласт 0,3-0,8 0,65 0,75 0,8-2,0 0,70 0,80 2,0 0,75 0,80

Таблица 9

 

Коэффициенты нефтеотдачи при режиме растворенного газа Коэффициент усадки Объемный коэффициент растворимости газа, м3/м3 Коэффициент нефтеотдачи при вязкости нефти в спз 13-3 3-1 1-0,5 0,5 0,13-0,16 0,20-0,25 0,25   0,16-0,20 0,20-0,30 0,30 1,2 0,5 0,06-0.10 0,10-0,16 0,20   1,2   0,15-0,25 0,25 1,4-1,5 0,5     0,25   - - 0,30

 

 

- 312 -

Плотность нефти P_СТ — определяется в лаборатории при стан­дартных условиях.

Пересчетный коэффициент θ — определяется по результатам ла­бораторного анализа глубинной пробы нефти или путем расчета по фракционному составу растворенного газа.

Помимо собственно объемного метода подсчета запасов неф­ти применяются его варианты: объемно-статистический, объемно­весовой, гектарный и весьма редко вариант изолиний.

6.4.3. Методы подсчета запасов газа

Различают методы подсчета запасов свободного газа и методы подсчета запасов газа, растворенного в нефти.

Объемный метод подсчета запасов свободного газа Сущность объемного метода подсчета запасов сводится к опре­делению объема порового пространства пласта-коллектора в преде­лах залежи газа и в газовых шапках. В отличие от нефти, объем газа, содержащегося в залежи или газовой шапке, зависит от пластового давления, пластовой температуры, физических свойств и химиче­ского состава самого газа.

Все сведения, необходимые для подсчета запасов газа объемным методом, получают в процессе разведки и пробной эксплуатации за­лежи.

Подсчет начальных балансовых запасов газа объемным методом производится по формуле

 

Произведение F h k_n.ok_r равно объему газа в залежи при стандарт­ном давлении. Объем газа в залежи под давлением Р₀ во столько раз превышает объем газа в залежи при стандартном давлении, во сколь­ко раз Р₀ α₀ больше Р_СТа_СТ.

 

 

- 313 -

Начальное пластовое давление в залежи Р₀ определяется глубин­ными манометрами или пересчетом по максимальному давлению, замеренному на устье одной из первых скважин. Замеры произво­дят устьевым манометром во временно закрытой на устье скважине. В замеры вводят поправку на силу тяжести столба газа в скважине. Величину начального пластового давления Р₀ вычисляют по формуле

 

Численные значения коэффициента сжимаемости Z oпpeдeляют графически по опытным кривым.

Ранее коэффициент газоотдачи при подсчете запасов газа прини­мался равным единице независимо от режима залежи и ее геолого­промысловых характеристик. Однако практика разработки газовых залежей, и теоретические исследования показывают, что полное из­влечение запасов газа достигается редко.

По ряду американских месторождений коэффициент газоотдачи равен 0,85.

Балансовые и извлекаемые запасы стабильного конденсата опре­деляют только по составу пластового газа, в соответствии с Инс трук­цией по исследованию газоконденсатных залежей, с целью опреде­ления балансовых и извлекаемых запасов конденсата и других ком­понентов газа.

Подсчет запасов свободного газа методом падения давления

Подсчет запасов свободного газа методом падения давления основан на использовании зависимости между количеством газа, от­бираемого в определенные периоды времени, и падением пластово­го давления в залежи. Считается, что для газовых залежей, работа­ющих на газовом режиме, эта зависимость постоянна во времени, т.е. количество газа Q'_r, добываемого при снижении давления на 0,1 М Па, постоянно в процессе всего срока эксплуатации залежи:

 

 

 

- 314 -

Полагая, что при дальнейшем снижении пластового давления на каждые 0,1 МПа от Р2 в процессе всего срока разработки залежи бу­дет добываться такое же количество газа Q'_r, можно подсчитать на­чальные балансовые запасы газа по формуле

 

где Р₀ — начальное пластовое давление в залежи;

α₀— поправка на сжимаемость при этом давлении.

Таким образом, метод подсчета запасов газа по падению давле­ния применим в основном при газовом режиме работы залежи. Счи­тается, что в залежах с упруго-газоводонапорным режимом этот ме­тод может быть использован в период отбора из залежи до 20...30% первоначальных запасов газа. При увеличении отборов в залежь на­чинает поступать вода. Между тем при малых отборах объем залежи может дренироваться не полностью, что также влечет погрешности при определении запасов.

О проявлении напора воды свидетельствует уменьшение темпа падения давления в залежи в процессе продолжающихся отборов. В результате пропорция между отборами газа и падением пластово­го давления, характерная для газового режима, будет нарушена и ко­личество газа, отобранного за время падения давления на 0,1 МПа, возрастет. В связи с тем, что начало внедрения воды в залежь точ­но установить не удается, исходные данные для метода падения дав­ления лучше ограничивать временем проявления газового режима в залежах.

При подсчете запасов газа методом падения давления в залежи должны быть установлены высотное положение газоводяного кон­такта и изолированность залежи от других пластов.

В процессе опытной эксплуатации и разработки залежи необ­ходимо вести тщательное наблюдение за изменением статического и рабочего давлений в добывающих скважинах, статических давле­ний в наблюдательных скважинах и статических уровней по пьезо­метрическим скважинам. Снижение давления в законтурных пьезо­метрических скважинах свидетельствует о внедрении пластовых вод в залежь. Данные о средних величинах текущих пластовых давлений желательно определять по картам изобар путем взвешивания давле­ний по объему порового пространства. Для этого необходимо знать площадь залежи и характер изменения мощности по площади. Нуж­но вести постоянное наблюдение за изменением дебитов газовых скважин, состава газа и конденсата (при его наличии).

Подсчет запасов газа, растворенного в нефти

Балансовые запасы газа, растворенного в нефти Q_{бал Г} определя­ются при любом режиме по балансовым запасам нефти Q_{бал Н} с уче­том растворимости газа в нефти г_в при среднем начальном пласто-

 

 

- 315 -

вом давлении или с учетом среднего начального (или текущего) га­зового фактора r.

Если в процессе разведки залежи были отобраны пластовые про­бы, то подсчет осуществляется с учетом величины растворимости газа в нефти, определенной при анализе этих проб. Кроме того, для подсчета запасов можно воспользоваться сведениями о величинах средних начальных (или текущих) газовых факторов. При этом нуж­но руководствоваться следующим: если r больше r_H , то для расчетов берется величина растворимости газа в нефти r_H, если r меньше r_H , то подсчет запасов производится с учетом газового фактора Таким образом, при r > r Q_{бал Г} = Q_{бал Н} r₀; при r < r₀ Q_{бал Г} =Q_{бал Н}.

На величину извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, оказывает влияние режим залежи. При водонапорных режимах пла­стовые давления и газовые факторы постоянны во времени. Поэто­му в соответствии с условиями предыдущих формул

Q_{извл Г} = Q_{извл Н} r₀ или Q_{извл Г} = Q_{извл Н} r.

При неводонапорных режимах извлекаемые запасы газа рассчи­тываются по формуле

 

где q — остаточная растворимость газа в нефти при конечном пластовом давлении Рк — 1 МПа;

α_п — плотность нефти;

Ь₀ — объемный коэффициент пластовой нефти при начальном давлении Рн;

а_н — поправка на сжимаемость газа при конечном пластовом дав­лении.

Таким образом, потери газа, растворенного в нефти, при неводо­напорном режиме определяются остаточным количеством газа в не- извлекаемой нефти при конечном давлении и количеством газа в по- ровом пространстве, освобожденном за счет извлеченной из пласта нефти, при конечном давлении.

Категории запасов газа, растворенного в нефти, определяются категориями запасов нефти.

6.4.4. Принципы подсчета запасов сопутствующих компонентов

В соответствии с необходимостью рационального использования недр серьезное значение приобретает обязательный учет всех полез­ных компонентов, содержащихся в промышленных размерах в не­фтяных, газовых и газоконденсатных залежах, а также в подстилаю­щих их пластовых водах.

К таким компонентам залежей относятся в первую очередь этан, пропан, бутан, гелий и сероводород. В пластовых водах важно опре­деление запасов иода, брома, стронция и других элементов, если их содержание, как и содержание перечисленных выше компонентов, превышает кондиционное.

 

- 316 -

Подсчет запасов этана, пропана и бутана производится в соответ­ствии с Инструкцией по исследованию газоконденсатных залежей с целью определения балансовых и извлекаемых запасов конденса­та и других компонентов газа. Запасы сероводорода определяются по его содержанию в составе пластового газа. Подсчет балансовых и из­влекаемых запасов гелия в свободном газе и в растворенном газе не­фтяных залежей производится путем перемножения содержания ге­лия в пробах газа, отобранных на устье скважин, соответственно на балансовые и извлекаемые запасы газа.

Подсчет запасов металлов в пластовых водах производится по их содержанию в воде.

Контрольные вопросы

1. По каким признакам производится классификация запасов?

2. Как и с какой целью определяется отметка ВНК при подсче­те запасов?

3. Какие значения пористости берутся для подсчета запасов и по­чему?

4. С какой целью производится подсчет запасов?

5. Чем объясняется разница в подсчете запасов нефти и газа?

6.5. Геологические основы разработки нефтяных игазовых месторождений

6.5.1. Рациональные системы разработки

Под системой разработки понимается комплекс мероприятий, при помощи которых можно воздействовать на процесс эксплуата­ции залежи и управлять им — определять расположение, число, по­рядок ввода и режим работы добывающих скважин, необходимость нагнетания рабочего агента в пласт, условия нагнетания (А.П. Кры­лов и др., 1962 г.).

Системы разработки должны быть рациональными, т.е. долж­ны отвечать следующим основным требованиям: достижению макси­мально возможного извлечения запасов нефти и газа из недр достаточ­но высокими темпами, удовлетворяющими потребности народного хозяйства в топливе и химическом сырье, экономному расходованию средств на освоение и эксплуатацию месторождений.

В нашей стране основным методом воздействия на пласт явля­ется метод заводнения, внедренный в середине 40-х гг. на всех за­лежах нефти, не обладающих активным природным режимом дре­нирования.

6.5.2. Геологические факторы, определяющие

выбор рациональной системы разработки

К важнейшим геологическим факторам, определяющим выбор рациональной системы разработки нефтяных залежей, относятся

 

- 317 -

следующие (М.М. Иванова, 1976 г.): размеры и форма залежей и во­донефтяных зон, глубина залегания пластов, тип коллекторов, про­ницаемость и степень неоднородности пластов, вязкость и газона- сышенность пластовой нефти, начальное пластовое давление и раз­ница между этим давлением и давлением насыщения.

Размеры и форма залежей определяют применение систе­мы воздействия на пласт и выбор его вида. Небольшие по разме­рам залежи с проявлением в них естественного водонапорного или упруго-водонапорного режимов могут разрабатываться в условиях природных режимов. Залежи, большие по размерам, но с неболь­шой шириной (до 5... 10 км), могут разрабатываться с применением законтурного заводнения. При разработке крупных залежей преду­сматриваются различные варианты внутри контурного заводнения.

Размеры водонефтяных зон влияют на размещение добывающих скважин. Так, большие водонефтяные зоны «отрезаются» от чисто нефтяной части залежи, и в их пределах размещаются добывающие скважины.

Глубина расположения залежей сказывается на плотности сетки скважин и активности системы заводнения вследствие экономиче­ских соображений. Поэтому более редкие, чем следовало бы, сетки скважин сочетаются с более активными системами заводнения.

Тип коллекторов обусловливает выбор системы заводнения, темп разработки, подход ко вскрытию пластов.

Проницаемость и геологическая неоднородность коллекторов, вязкость пластовой нефти определяют вид заводнения и плотность сетки добывающих скважин. Чем ниже проницаемость, сложнее не* однородность и выше вязкость пластовой нефти, тем более актив­ным должен быть вид заводнения и большей должна быть плотность сетки скважин.

В зависимости от разницы в величинах начального пластового давления и давления насыщения определяется время начала осво­ения заводнения. При небольшом их различии заводнение следует осуществлять с самого начала разработки залежи.

6.5.3. Основные геолого-технологические факторы,

влияющие на величину коэффициента извлечения нефти из недр

Рациональные системы разработки предусматривают достиже­ние максимально возможного коэффициента извлечения нефти из недр при экономически целесообразном уровне затрат.

Различают конечный и текущий коэффициенты извлечения нефти. Конечный коэффициент определяется отношением величи­ны извлекаемых запасов залежи к начальным балансовым, а теку­щий — отношением накопленной добычи к начальным балансовым запасам залежи.

 

- 318 -

На величину коэффициента извлечения нефти η оказывают вли­яние в первую очередь степень вытеснения нефти из пласта водой, определяемая коэффициентом вытеснения η_выт , и охват нефтяно­го пласта заводнением, определяемый коэффициентом охвата η_охв. В последнее время в формулу определения η вводят в качестве со­множителя и коэффициент заводнения

η = η_выт ·η_охв ·η_зав. (6.13)

Коэффициент вытеснения в значительной мере зависит от вели­чины отношения вязкости нефти к вязкости воды μH/μB и степени однородности пласта. Чем меньшеμцН/μВ и однороднее пласт, тем выше коэффициент вытеснения. Коэффициент вытеснения возраста­ет с увеличением объемов прокачанной воды, однако увеличение объ­емов прокачки ведет к возрастанию себестоимости нефти.

Под коэффициентом охвата понимают отношение объема зале­жи, охваченного разработкой, к объему всей залежи. Он зависит от проницаемости пласта и ее изменчивости, расчлененности, преры­вистости, от потерь нефти в тупиковых зонах, неполноты вытеснения по мощности пласта, несовершенства системы разработки в части размещения скважин и плотности сетки скважин. Перечисленные выше геологические и технологические факторы способствуют поте­рям нефти после прохождения фронта воды в виде целиков в изоли­рованных линзах и полулинзах, в тупиковых зонах и зонах выклини­вания и литолого-фациального замещения, в прослоях с низкой про­ницаемостью. В зависимости от расположения скважин на участках геологически неоднородных могут образовываться застойные зоны. Целики потерь образуются и в промежутках между скважинами цен­трального ряда и нагнетательными скважинами разрезающих рядов.

Таким образом, мероприятия по воздействию на пласт должны быть направлены в первую очередь на увеличение коэффициентов вытеснения и охвата, чтобы в конечном счете увеличить коэффици­енты извлечения нефти.

6.5.4. Геологическое обоснование систем разработки залежей нефти с заводнением

В настоящее время в СССР большинство залежей со значитель­ными запасами нефти разрабатываются с заводнением, обеспечива­ющим поддержание пластового давления.

Поддержание пластового давления осуществляется путем за­качки в пласт преимущественно воды. При этом залежь в соответ­ствии с проектом разбуривается сеткой добывающих и нагнетатель­ных скважин. В технологическом плане такая залежь представляет собой объект разработки. Одним объектом разработки будут являть­ся и несколько продуктивных пластов, разрабатываемых одной сет­кой скважин.

 

- 319 -

Вид заводнения на объекте разработки выбирается в зависимо­сти от геологического строения продуктивного пласта в нефтяной и законтурных его частях, вязкости нефти и других ее свойств, есте­ственного режима залежи и т.п.

Закачка воды производится в законтурную или приконтурную часть нефтяной залежи или непосредственно в нефтяную залежь. В зависимости от этого выделяют законтурное и внутриконтурное заводнение.

Система разработки с законтурным заводнением. Основным условием успешного применения систем разработки с законтурным заводнением является наличие хорошей гидродинамической связи между нефтеносной и водоносной частями пласта на контуре зале­жи. Обычно разработка с законтурным заводнением применяется для залежей нефти с естественным упруго-водонапорным режимом.

Добывающие скважины при системе разработки с законтурным заводнением располагаются рядами вдоль внутреннего контура не­фтеносности, причем скважины каждого последующего ряда сме­щаются по отношению к скважинам предыдущего ряда на половину принятого расстояния между добывающими скважинами. Послед­ний ряд скважин должен располагаться в самой повышенной части залежи (рис. 107 а).

При разработке пластовых сводовых залежей, приуроченных к асимметричным складкам, на пологом крыле размещается больше рядов добывающих скважин, чем на крутом (рис. 107 б). При раз­работке литологически экранированных залежей нагнетательные скважины располагаются вдоль водонефтяного контакта (рис. 107 в).

Расстояние между скважинами в рядах принимается меньшим, чем расстояние между рядами. Этим обеспечивается более равно-

Рис. 107. Схемы расположения добывающих и нагнетательных скважин при законтурном заводнении. Залежи: а — симметричная сводовая; б — асимметричная сводовая; в — литологически экранированная. 1 — изогипсы кровли пласта; 2 — внешний контур нефтеносности; 3 — линия литологического ограничения; скважины: 4 — добывающие, 5 — нагнетательные

 

- 320 -

мерное стягивание контура нефтеносности. В Волго-Уральской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинциях применяют расстояния между скважинами 300. ..500 м, а между рядами 500...800 м. Нагнетательные скважины располагают в непосредственной близости от контура нефтеносности (200...300 м), а во многих случаях — прямо на внешнем контуре нефтеносности. Как правило, нагнетательные скважины бурятся вдоль всего контура.

Расстояния между нагнетательными скважинами при законтур­ном заводнении обычно принимаются в 1,5—2 раза большими, чем расстояния между добывающими скважинами. Число нагнетатель­ных скважин, а следовательно, и расстояния между ними могут быть рассчитаны в зависимости от необходимых объемов воды, подлежа­щих закачке, и приемистости скважин. Объем воды, подлежащий закачке, определяется по объему в пластовых условиях жидкости, извлекаемой из пласта. Приемистость скважин устанавливается при их исследовании. При расчете необходимого объема воды для закач­ки следует учитывать ее отток в законтурную часть пласта. Величина оттока обычно принимается 10...20%.

Нагнетательные скважины желательно смещать на половину расстояния между добывающими скважинами первого ряда. Это по­зволит обеспечить более равномерное продвижение контура нефте­носности.

Порядок разбуривания системы запроектированных добываю­щих и нагнетательных скважин при законтурном заводнении реко­мендуется следующий. В первую очередь необходимо разбурить пер­вый ряд добывающих скважин и не менее 50% нагнетательных сква­жин, затем следует бурить добывающие скважины второго, третьего рядов и оставшиеся нагнетательные скважины.

Наиболее эффективно законтурное заводнение при трех-пяти рядах добывающих скважин, большее число рядов нецелесообраз­но, так как расположенные на значительном расстоянии добываю­щие скважины не будут испытывать должного эффекта от законтур­ного заводнения. Для быстрейшего вовлечения в разработку всей за­лежи следует применять дополнительное заводнение в разрезающие ряды нагнетательных скважин, что обеспечит равномерное воздей­ствие нагнетаемой воды по всей залежи.

Система разработки с внутриконтурным заводнением. К внутри- контурному заводнению относятся: закачка воды в разрезающие за­лежь ряды нагнетательных скважин, приконтурное, площадное, очаговое заводнение.

Закачка воды в нагнетательные скважины, разрезающие залежь рядами, применяется при разработке крупных залежей нефти (рис. 108 а, б). При этом нагнетательные скважины разделяют крупные нефтяные залежи на эксплуатационные поля. Для каждого такого поля составляется свой проект разработки, определяющий систе-

 

 

- 321 -

му расположения добывающих и нагнетательных скважин и уровень добычи нефти.

Ширина каждого эксплуатационного поля должна быть такой, чтобы на нем можно было расположить не более трех-пяти рядов до­бывающих скважин.

Расстояние от первого ряда этих скважин до ряда нагнетатель­ных скважин обычно принимается в 2 раза большим, чем меж­ду рядами добывающих скважин. На практике приняты расстоя­ния между рядами добывающих скважин 400...800 м, до нагнета­тельного ряда - 800...1600 м и между скважинами в добывающем ряду - 200...400 м. Расстояние между нагнетательными скважинами обычно принимается в 2 раза меньшим, так как закачиваемая вода должна влиять на два эксплуатационных поля. Разбуривание зале­жи должно начинаться с рядов нагнетательных скважин. Затем бу­рятся ближайшие от них ряды добывающих скважин. В последнюю очередь бурится центральный ряд скважин.

В начале разработки залежи нагнетательные скважины использу­ются как добывающие. Это значительно облегчает их освоение под нагнетание воды. Освоение скважин под нагнетание проводится че­рез одну скважину, а из промежуточных скважин продолжается до­быча нефти до подхода воды от соседней нагнетательной скважины. После значительного обводнения промежуточные скважины осва-

скважин при внутриконтурном заводнении: а — расположение нагнетательных скважин вдоль длинной оси складки; б— расположение поперечно-разрезающих рядов нагнетательных скважин; в - приконтурное заводнение. Условные обозначения см. на рис. 107

 

- 322 -

иваются под нагнетание. Такой порядок нагнетательных скважин разрезающих рядов обеспечивает образование сплошного фронта воды вдоль разрезающего ряда.

Приконтурное заводнение применяется для сравнительно не­больших залежей, характеризующихся плохой связью водоносной и нефтяной частей пласта. Снижение проницаемости пласта в зоне водонефтяного контакта обусловливается литологической изменчи­востью пласта или физико-химическими процессами, происходя­щими на контакте нефть — вода. В этих случаях для получения не­обходимого эффекта от закачки воды в пласт нагнетательные сква­жины следует располагать в зоне хороших коллекторов в нефтяной части пласта, вдоль контура нефтеносности (рис. 108 в). Первый ряд добывающих скважин обычно располагается от ряда нагнетатель­ных скважин на расстоянии, в 1,5...2 раза превышающем расстояние между рядами добывающих скважин. Порядок разбуривания сква­жин при приконтурном заводнении тот же, что и при законтурном заводнении.

Площадное заводнение применяется для залежей нефти, приу­роченных к пластам, характеризующимся большой неоднородно­стью и имеющим низкие коллекторские свойства. При площадном заводнении скважины бурятся по треугольной или квадратной гео­метрической сетке. В часть скважин, расположенных равномерно по всей площади, производится закачка воды; из остальных скважин осуществляется добыча нефти (рис. 109).

 

 

- 323 -

Очаговое заводнение применяется для неоднородных пластов с целью регулирования процессов разработки. Обычно этот вид за­воднения используют для повышения давления на участках, где сла­бо сказывается закачка воды от законтурных или разрезающих рядов нагнетательных скважин. Под очаговые нагнетательные скважины выбираются высокопродуктивные добывающие скважины, вскрыв­шие более однородный пласт с лучшими коллекторскими свойства­ми в зоне, не подвергшейся влиянию закачки воды. При закачке воды в такие скважины обеспечивается более быстрое восстановле­ние давления на всем участке.

6.5.5. Геологическое обоснование методов повышения коэффициента извлечения нефти

Методы повышения коэффициента извлечения нефти приме­няются на залежах с высоковязкой нефтью. К их числу относятся термохимические методы (создание очага горения в пласте, закач­ка горячей воды или пара), закачка углекислоты и поверхностно­активных веществ, закачка водогазовой смеси, пен, воды повышен­ной вязкости и др. Подавляющее большинство этих методов направ­лено на снижение соотношения между вязкостью высоковязкой нефти и вязкостью пластовой воды.

Термохимические методы применяются для залежей с вязкой нефтью, залегающих на сравнительно небольшой глубине — до 1000... 1500 м. Обычно их используют для пластов, уже находивших­ся в разработке под влиянием естественного малоактивного режи­ма, обеспечивающего низкий коэффициент извлечения нефти. Тер­мохимические методы дают возможность повысить его с 0,1 ...0,15 до 0,3...0,4 и более.

Термохимическое воздействие на пласт и призабойную зону скважин осуществляется следующими методами:

1) закачкой в пласт горячих агентов (пара и воды);

2) созданием внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ).

При закачке в пласт горячей воды или пара прогревается приза­бойная зона и очищаются от парафина и других отложений отвер­стия фильтра скважин и поровые каналы в призабойной зоне. Кро­ме того, уменьшается вязкость нефти. Пар или воду для этих целей закачивают периодически. Обычно закачка проводится в течение 10—14 сут. в остановленную добывающую скважину. Затем скважи­ну закрывают на двое или трое суток, чтобы тепло распространилось как можно дальше от ствола скважины в глубь пласта, после чего возобновляют ее эксплуатацию. Прогрев паром призабойной зоны увеличивает дебит скважины в несколько раз.

По мере остывания прогретой зоны пласта и повторного отло­жения в процессе эксплуатации парафино-смолистых веществ дебит

 

- 324 -

скважины постепенно уменьшается, поэтому паротепловая обработ­ка периодически повторяется.

Для извлечения из пласта вязких нефтей применяется закач­ка пара в пласт через нагнетательные скважины. Этот метод с успе­хом испытан на Северном Сахалине, в Краснодарском крае и в дру­гих районах. Опытно-промышленные работы показали, что закач­ка пара дала возможность повысить коэффициент извлечения с 0,12 до 0,3...0,4. Нагнетание пара для вытеснения нефти из пласта может применяться при существующих парогенераторах для пластов, зале­гающих на глубине не более 700... 1000 м.

Тепло для воздействия на пласт при методе извлечения нефти путем создания внугрипластового движущегося очага горения об­разуется за счет сжигания части пластовой нефти. На горение рас­ходуется около 10... 15% нефти, первоначально содержащейся в пла­сте. Обычно сгорают наиболее тяжелые, менее ценные компонен­ты нефти.

Горение начинается в пласте при температуре 90...150 °С. До этой температуры призабойная зона пласта нагревается электриче­ским или газовоздушным нагревателем. После начала горения тем­пература быстро возрастает и после достижения 300...500°С нагре­ватели выключаются. Для поддержания очага горения необходимо непрерывное нагнетание воздуха или другого кислородсодержаще­го агента.

Фронт горения постепенно перемещается от нагнетательной с кважи н ы к доб ы ва юще й.

По опытным данным внутрипластовый движущийся очаг го­рения позволяет существенно повысить коэффициент извлечения нефти. Высокая эффективность процесса объясняется комплекс­ным воздействием на пласт теплового и динамического факторов: влияния испарения легких фракций нефти и воздействия пара, об­разованного из пластовой воды и воды, полученной в результате го­рения.

Закачка углекислоты - как показали результаты лабораторных исследований, вязкость нефти при закачке углекислоты может сни­зиться в 10 раз. Добавка углекислоты в нагнетательную скважину на небольшом месторождении Вашингтон (США, штат Оклахома) уве­личила ее приемистость в 8 раз, а текущую нефтеотдачу — на 30% по сравнению с этими показателями при применении методов обычно­го заводнения.

Закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ) — сущность ме­тода заключается в снижении этими веществами поверхностного на­тяжения на границе нефть — вода, вода — порода, что способствует повышению скорости вытеснения и увеличению коэффициента вы­теснения. У нас в стране работы по промышленному применению ПАВ проводятся на ряде месторождений высоковязкой нефти.

 

 

- 325 -

Закачка водогазовой смеси, пен и воды повышенной вязкости на­правлена на снижение фазовой проницаемости для воды в высоко- обводненных зонах и пропластках, в которых произошел прорыв на­гнетаемой воды. Тем самым повышается коэффициент вытеснения. Последний может быть повышен, если увеличить вязкость нагнета­емой воды путем добавления в нее гелей, действующих как загусти­тели.

6.5.6. Геологическое обоснование способов интенсификации работы скважин

Солянокислотная обработка применяется для продуктивных пла­стов, сложенных карбонатными породами, с целью повышения их проницаемости. В результате солянокислотной обработки дебиты нефтяных и газовых скважин значительно увеличиваются. Наибо­лее эффективна солянокислотная обработка в начальный период ра­боты скважин. При этом скважины переходят на фонтанирование, и дебиты увеличиваются в несколько раз. Рекомендуется солянокис­лотную обработку проводить под высоким давлением, обеспечиваю­щим гидроразрыв пласта. Высокое давление не только обеспечива­ет глубокое проникновение кислоты в пласт, но и снижает скорость реакции ее с породой. В связи с этим, в пласт на большое расстояние от скважины проникает активная кислота, еще не полностью про­реагировавшая с породой. Это дает возможность увеличить прони­цаемость пласта в значительно большей зоне. Для пластов с низкой проницаемостью соляную кислоту рекомендуется подогревать. Го­рячая кислота становится более активной и в первую очередь реаги­рует с породами призабойной зоны, чем обеспечивается ее проник­новение в пласт.

Термокислотная обработка обеспечивает повышение температу­ры на забое скважины в результате реакции части соляной кисло­ты с едким натром или металлическим магнием (алюминием), спу­щенным на забой скважины перед закачкой кислоты. Другая часть соляной кислоты реагирует с породой уже в условиях повышенной температуры. Термокислотную обработку рекомендуется применять для истощенных пластов, подвергавшихся многократной кислотной обработке, для повышения интенсивности реакции, а также для по­догрева призабойной зоны и удаления из нее парафина, смол и т.п.

Пескоструйная перфорация применяется для повышения дебита добывающих скважин и для увеличения приемистости нагнетатель­ных скважин. В необходимых случаях пескоструйную перфорацию следует применять при освоении разведочных скважин для пластов с плохими коллекторскими свойствами. При пескоструйной перфо­рации разрушение стенок колонны, цементного кольца и породы пласта производится струей воды с песком через отверстия малого диаметра под высоким давлением. Закачка песка с водой под боль­шим давлением осуществляется цементировочными агрегатами.

 

 

- 326 -

Гидроразрыв пласта осуществляется при низких и средних кол­лекторских свойствах продуктивных пластов как в добывающих, так и в нагнетательных скважинах. Гидроразрыв пласта основан на соз­дании трешин в пласте давлением, превышающим горное. Такое высокое давление достигается цементировочными агрегатами путем подачи в скважину воды или промывочной жидкости и временным уменьшением приемистости скважины. Последнее обеспечивается закачиванием в скважину и подачей к пласту в необходимых объемах вязкой жидкости. Для этой цели применяют тяжелую вязкую нефть, нефтекислотную эмульсию и другие вязкие жидкости. Для карбо­натных пород рекомендуется использовать эмульсию нефти с соля­ной кислотой, так как проникающая в пласт кислота одновременно осуществляет обработку призабойной зоны. Для сохранения откры­тых трещин после разрыва в пласт закачивается жидкость с песком. Песок заполняет трещины разрыва и препятствует их сжиманию. В карбонатных пластах, если гидроразрыв производится эмульсией нефти с соляной кислотой, песок в пласт можно не закачивать.

6.5.7. Геологические особенности разработки газовых месторождений

Газ отличается от нефти незначительной вязкостью, высокой упругостью и большой подвижностью. В связи с этим его давление в газовой залежи в процессе разработки быстро перераспределяется и практически по всей залежи имеет одинаковые значения.

При размещении скважин необходимо учитывать режим залежи. Если режим водонапорный, добывающие скважины рекомендует­ся закладывать рядами параллельно контуру газоносности. В случае запечатанных залежей, а также массивных добывающие скважины следует располагать по равномерной сетке. При неоднородных пла­стах скважины могут быть расположены по неравномерной сетке.

Расстояния между скважинами при разработке газовых место­рождений применяются в СССР от 400 до 2500 м, а в США — от 150 до 1000 м. При разработке неоднородных газоносных пластов долж­на проектироваться большая плотность добывающих скважин.

При разработке газовых залежей скважины обычно эксплуати­руют на максимальных дебитах. Однако во многих случаях возни­кает необходимость ограничения отбора, например, при неустой­чивых породах пласта-коллектора, когда при больших отборах газа происходит вынос песка. Дебиты ограничиваются также при нали­чии высоконапорных краевых вод. Уровень отбора газа из скважины должен быть увязан и с условиями транспортировки. При необхо­димости подачи газа в магистральные газопроводы без компрессор­ных станций давление на устье скважин должно быть не менее 4...5 МПа, при подаче газа на головные компрессорные станции оно мо­жет быть значительно меньшим.

 

- 327 -

Разработку газовых залежей, имеющих оторочку нефти с про­мышленными запасами, следует производить после выработки неф­ти из оторочки.

В отдельных случаях в процессе разработки нефтяной отороч­ки можно отбирать газ из газовой части пласта, но с таким расчетом, чтобы давление как в нефтяной, так и в газовой частях пласта, снижа­лось одинаково. При несоблюдении этого правила начнется переме­щение нефти в газовую часть пласта, где она покроет тонкой пленкой ранее сухие стенки пор. Пленочную нефть из пласта извлечь очень трудно. Указанное явление приведет к снижению нефтеотдачи. По той же причине не рекомендуется до выработки основной части неф­ти добывать газ из газовых шапок.

Принципы разработки многопластовых газовых месторождений аналогичны таковым нефтяных месторождений. Отдельные пласты группируют в объекты разработки.

Для высокопродуктивных пластов с целью снижения сопротив­ления в эксплуатационной колонне и увеличения дебитов рекомен­дуется больший диаметр скважин.

6.5.8.Геологические особенности разработки газоконденсатных месторождений

Залежи газа, содержащие растворенные в газе жидкие углеводо­роды, называются газоконденсатными.

Во избежание выпадения в пласте конденсата при разработке га­зоконденсатных месторождений давление в пласте не должно падать ниже давления, при котором начинает выделяться жидкая фаза из газа. Разработку конденсатных залежей следует вести с поддержани­ем давления по схеме кругового процесса: газ из скважин поступает в конденсатную установку, в которой при соответствующих давле­нии и температуре выделяются жидкие компоненты. Затем сухой газ поступает в компрессоры, сжимается до давления, на 15—20% пре­вышающего давление на устьях скважин, и под этим давлением че­рез нагнетательные скважины поступает обратно в пласт. При такой разработке можно добыть до 90% конденсата.

Если газоконденсатные залежи разрабатываются без поддержа­ния пластового давления, то на первой стадии их разработки следу­ет ограничивать дебиты скважин с таким расчетом, чтобы забойное давление в добывающих скважинах было не ниже давления макси­мальной конденсации. В этом случае добыча конденсата может до­стигать 75%.

6.5.9.Особенности проектирования систем разработки нефтяных и газовых залежей

В нашей стране каждое месторождение вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализи-

 

 

- 328 -

рованной научно-исследовательской организацией и предусматри­вающим ту систему разработки, которая наиболее рациональна для данного месторождения его геолого-физическими особенностями.

Под системой разработки месторождения понимают совокуп­ность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пла­стов и управление этим процессом.

В зависимости от количества, мощности, типов и фильтраци­онной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообща­емое™ и т.д. система разработки месторождения может предусма­тривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов).

При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разра­ботки. Будучи увязанными между собой, системы разработки от­дельных эксплуатационных объектов составляют рациональную си­стему разработки месторождения в целом.

Рациональной называют систему разработки, которая способ­ствует более полному извлечению из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при наименьших затратах. Раци­ональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех при­родных, производственных и экономических особенностей района, рациональное использование природной энергии залежей, приме­нение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт.

В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геологопромысловое обоснование технологических решений:

1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;

2) о необходимости применения метода искусственного воздей­ствия на залежь или целесообразности разработки объекта с исполь­зованием природной энергии;

3) при необходимости — о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнета­тельных и добывающих скважин на площади:

4) о плотности сетки скважин;

5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;

6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию про­цесса разработки.

По каждому из названных пунктов должны приниматься реше­ния, наиболее полно отвечающие геологической характеристике эксплуатационного объекта. При этом по одним пунктам рекомен­дации могут быть даны однозначно уже по данным промыслово-

 

 

- 329 -

геологических исследований, по другим — могут быть предложены две-три близкие рекомендации. На этой основе специалистами в об­ласти технологии разработки месторождений выполняются гидро­динамические расчеты нескольких вариантов системы разработки. Варианты различаются сочетанием рекомендаций по пунктам, обо­снованных по геологическим данным. Из них выбирают оптималь­ный вариант, соответствующий требованиям, предъявляемым к ра- циональноной системе разработки. Выбор оптимального вариан­та выполняют на основе сравнения динамики годовых технологиче­ских и экономических показателей разработки рассмотренных вари­антов.

Исследования по обобщению опыта разработки нефтяных ме­сторождений выполненные в разные годы и в разных масшта­бах, свидетельствуют о том, что основное влияние на динамику технико-экономических показателей разработки оказывает геолого­промысловая характеристика объектов. Вместе с тем применение системы разработки, соответствующей геолого-физическим усло­виям, дает возможность в значительной мере снивелировать небла­гоприятные геолого-промысловые особенности эксплуатационных объектов.

Обоснование выделения эксплуатационных объектов и опти­мальных вариантов систем разработки каждого из них базируется на сформированной к началу проектных работ геологической модели каждой из залежей и месторождения в целом.

Геологическая модель представляетсобой комплекс промыслово­геологических графических карт и схем, цифровых данных, кривых, характеризующих зависимости между различными параметрами за­лежей, а также словесное описание особенностей залежей.

Среди графических карт и схем обязательны: сводный литолого­стратиграфический разрез месторождения; схемы детальной кор­реляции; структурные карты, отражающие тектоническое строение эксплуатационного объекта; карты поверхностей коллекторов объ­екта с нанесением начальных контуров нефтегазоносное™; геологи­ческие профили по эксплуатационному объекту с отражением усло­вий залегания нефти и газа; карты распространения коллекторов (для каждого пласта в отдельности); карты полной, эффективной, эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной толщины в це­лом по объекту и по отдельным пластам. При специфических осо­бенностях залежи приводятся необходимые дополнительные карты и схемы (схема обоснования положения ВНК и ГВК, карты распро­странения коллекторов разных типов, проницаемости и др.).

Количественными значениями характеризуются пористость, про­ницаемость, начальная нефте(газо)насыщенность пород-коллек- торов; полная, эффективная, эффективная нефте(газо)насыщенная толщина, толщина проницаемых разделов между пластами; физико-

 

- 330 -

химические свойства пластовых нефти, газа, конденсата, воды. При этом для каждого параметра указываются: число определений разны­ми методами и число исследованных скважин; интервалы значений; оценка неоднородности на всех иерархических уровнях; среднее зна­чение по объекту в целом и по его частям, изучаемым на разных уров­нях.

К группе параметров с количественными значениями относятся также: статистические ряды распределения проницаемости; неодно­родность пластов (соотношение объемов коллекторов разных типов, коэффициенты песчанистости, расчлененности, прерывистости, слияния и др.): термобарические условия; результаты проведенных в лабораторных условиях физико-гидродинамических исследований вытеснения нефти (газа) агентами, использование которых предпо­лагается при разработке объекта.

К важнейшим количественным значениям геологической мо­дели месторождения относятся: балансовые и извлекаемые запа­сы нефти, газа, конденсата, ценных попутных компонентов; разме­ры площади нефтеносности; ширина, длина и высота залежи; раз­меры частей залежи. В числе кривых, характеризующих зависимо­сти между параметрами, приводят кривые зависимости физических свойств нефти и газа от давления и температуры, характеристику фа­зовых проницаемостей, зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости.

В текстовой части геологической модели залежи описывается ее природный режим. На основе всех названных выше материалов из­лагаются основные геолого-физические особенности залежи, опре­деляющие выбор технологических решений и системы разработки в целом, а также влияющие на ожидаемые показатели разработки.

Контрольные вопросы

1. Каковы принципы выделения эксплуатационных объектов в разделе месторождений?

2. Чем отличаются этажи разработки эксплуатационных объек­тов?

3. Какие геологические факторы определяют систему размеще­ния эксплуатационных скважин на площади залежи?

4. Какими геологическими факторами определяется система за­воднения?

Чем отличаются методы интенсификации добычи от методов увеличения нефтеотдачи?

 

 

- 331 -

6.6. Геолого-промысловый контроль за разработкой месторождения

6.6.1. Стадии процесса разработки нефтяных залежей

Процесс разработки нефтяной залежи характеризуются непре­рывным изменением всех технологических показателей: уровня до­бычи нефти, жидкости, фонда добывающих скважин, пластового давления, объемов нагнетаемой воды и т.п. При этом каждая залежь в процессе всего срока разработки переживает несколько стадий, которые в зависимости от геологического строения пласта, вязкости нефти и условий разработки характеризуются присущими им осо­бенностями изменения технологических и технических показателей.

Группа авторов (М.М. Иванова 1976 г.) Министерства нефтяной промышленности предложила по динамике добычи нефти выделять четыре стадии разработки.

I стадия — освоение и ввод скважин в эксплуатацию после буре­ния. Характеризуется ростом добычи нефти при небольшой ее об­водненности. На первой стадии разбуривается весь основной фонд скважин.

II стадия - поддержание достигнутого наибольшего уровня до­бычи нефти. Отличается относительно стабильным высоким уров­нем добычи при фонтанном способе, ростом обводненности к кон­цу периода и переходом на механизированный способ эксплуатации скважин.

стадия — значительное снижение добычи нефти. Отмечается резким ростом обводненности продукции, снижается годовая добы­ча, значительная часть скважин выбывает из действующего фонда,

 

 

- 332 -

почти весь фонд скважин эксплуатируется механизированным спо­собом. II и III стадии выделяются по 90%-ному уровню темпа отбо­ра нефти.

IV стадия — завершение разработки залежи. Характеризуется низкими, медленно снижающимися уровнями добычи, высокой об­водненностью продукции и действующих скважин.

Границы между стадиями более или менее надежно можно уста­новить по изменению среднегодового темпа отбора нефти. При этом наиболее трудно определить границу между III и IV стадия­ми. М.М. Иванова предлагает за эту границу принимать точку на кривых изменения дебитов, в которой темп добычи нефти близок к 2% от начальных извлекаемых запасов. Это своего рода раздел между основными (I—III) и завершающей (IV) стадиями разработ­ки залежей.

Изменение годовых темпов отбора нефти в процентах от на­чальных извлекаемых запасов нефти в зависимости от геолого­технологических факторов наглядно иллюстрирует рис. 110.

6.6.2. Методы геолого-промыслового контроля

за разработкой нефтяных и газовых залежей

Рациональная разработка залежей нефти и газа, поддержание проектных уровней добычи на каждой стадии могут быть обеспе­чены только при систематическом геолого-промысловом контро­ле. Контроль за разработкой залежей нефти или газа осуществляет­ся путем исследования добывающих, нагнетательных и других сква­жин, наблюдений за перемещением ВНК, за обводненностью сква­жин и т.п. Полученные данные периодически подвергаются ком­плексной обработке и детальному анализу. Это позволяет контроли­ровать состояние разработки и своевременно выявлять отклонения от принятого проекту.

Задача промысловых исследований в нефтяных скважинах состо­ит в определении основных параметров их работы. При этом на каж­дом режиме замеряют дебиты, пластовые и забойные давления, га­зовые факторы, содержание воды в продукции. В начальный пери­од разработки залежи скважины исследуют на различных режимах, чтобы полнее выяснить характер их работы, определить уравнение притока и установить наиболее оптимальный режим эксплуатации. В процессе разработки скважины обычно исследуются на том режи­ме, на каком они эксплуатируются, и поданным исследования с уче­том состояния разработки залежи устанавливается режим работы на следующий период эксплуатации. Промысловые исследования в скважинах являются тем минимумом необходимых работ, кото­рые надо проводить в добывающих или нагнетательных скважинах. Однако их недостаточно для обеспечения полноценного геолого- промыслового контроля за разработкой объектов и залежей.

 

 

- 333 -

Прежде всего рассмотренный комплекс исследовательских ра­бот не обеспечивает контроля за разработкой группы пластов, объе­диненных в один объект с целью эксплуатации их единой системой скважин. Определенные этими методами дебиты скважин и соот­ветствующие им забойные, пластовые давления и другие параметры работы скважин относятся ко всему объекту. В то же время каждый пласт в зависимости от его коллекторских свойств, качества нефти, энергетических ресурсов и других особенностей проявляется в про­цессе эксплуатации по-разному. Одни пласты, более продуктивные, лучше отдают нефть, другие пласты — с низкими коллекторскими свойствами — почти не отдают ее. При закачке воды в группу пла­стов через одну систему нагнетательных скважин один пласт хорошо принимает воду, другие — хуже, а часть пластов совсем не принимает ее. Все это приводит к неравномерной выработке залежей.

Обычно в наиболее продуктивных пластах с хорошими коллек­торскими свойствами запасы вырабатываются быстрее. По этим пластам происходит первоочередное обводнение добывающих сква­жин, в то время как другие, менее продуктивные, пласты еще содер­жат значительные остаточные запасы нефти.

Неравномерная выработка запасов нефти происходит также в одном мощном, но неоднородном пласте. В таких пластах нефть в первую очередь поступает в скважину из той части пласта, кото­рая имеет лучшие коллекторские свойства. То же самое отмечается и при нагнетании воды в скважину. Подобные явления наблюдают­ся и при разработке газовых месторождений.

Однако перечисленным далеко не исчерпывается все многооб­разие сложных процессов, протекающих в пластах при разработке нефтяных или газовых месторождений. Для геолого-промыслового контроля за разработкой месторождений сложного строения в по­следнее время разработаны новые методы и созданы более совер­шенные приборы.

Новые виды исследований в первую очередь направлены на обе­спечение контроля за выработкой каждого пласта и пропластка в от­дельности. Это достигается путем установления дебита отдельных пластов в добывающих скважинах или их приемистости в нагнета­тельных скважинах, а также определения давления для каждого от­дельного пласта в объекте.

К числу новых методов контроля за разработкой отдельных пла­стов эксплуатационных объектов и залежей со сложным геологиче­ским строением относятся исследования радиоактивными изотопами, замеры дебитов и приемистости скважин дистанционными глубин­ными дебитомерами и расходомерами, отдельные виды промыслово­геофизических исследований, фотоколориметрия нефти, гидропрос­лушивание пластов и т.п.

Метод радиоактивных изотопов позволяет выделить в нагнета­тельных скважинах пласты, принимающие воду. Для этого в сква-

 

- 334 -

жину через насосно-компрессорные трубы подается вода с радио­активными изотопами. После продавливания активированной воды делается замер гамма-методом (ГМ), который сравнивается с кон­трольным замером ГМ, выполненным до прокачки изотопов. Про­тив интервалов, поглощающих воду, вследствие адсорбции изото­пов в призабойной части пласта на диаграммах ГМ отмечаются ано­малии, в несколько раз превышающие фоновые значения. Однако метод радиоактивных изотопов лает возможность установить лишь качественную картину, но не позволяет определить, какой пласт сколько принимает воды.

Определение дебитов или приемистости отдельных пластов в скважинах осуществляется в основном глубинными дебитомерами или расходомерами. В настоящее время широкое распространение получили глубинные расходомеры-дебитомеры. Эти приборы пред­назначены для определения как приемистости отдельных пластов в нагнетательных скважинах, так и дебита отдельных пластов в до­бывающих скважинах.

Наиболее совершенными являются дистанционные приборы РГД-1, РГД-2, РГТ-1 с автоматическими электронными пультами записи показаний глубинных приборов в момент исследования.

На рис. 111 показана запись профиля притока нефти. На графи­ке фиксируется кривая (см. рис. 1ll, 1), на которой участки с повы­шенными значениями соответствуют интервалам пласта, отдающим нефть. Прямолинейные участки кривой соответствуют интервалам, из которых приток ее не получен. По этой кривой определяют ин­тервалы (см. рис. 111, 2), отдающие нефть, и удельный вес каждого интервала в общем дебите из исследуемого пласта.

При широком использовании глубинных расходомеров и деби- томеров можно получить необходимые данные о приемистости от­дельных пластов в нагнетательных скважинах и о дебитах отдельных пластов в добывающих скважинах.

Для контроля за работой пласта используются промыслово­геофизические методы. Нейтронный гамма-метод (НГМ) и нейтрон- нейтронный метод (ННМ) дают хорошие результаты при выделе­нии водоносных или обводненных минерализованной водой пластов. В настоящее время сконструированы малогабаритные приборы, позво­ляющие проводить исследования через насосно-компрессорные тру­бы в фонтанирующих скважинах. Хорошие результаты для определе­ния текущего положения ВНКдает импульсный генератор нейтронов.

Метод гидропрослушивания пласта позволяет установить сте­пень гидродинамической связи между отдельными участками не­фтяной залежи, а также между законтурной и нефтяной частями пласта по скорости передачи изменения давления.

Изменение давления в пласте достигается путем резкой останов­ки какой-либо высокопродуктивной скважины. После этого на дру-

 

- 335 -

Рис. 111. Профиль притока нефти, снятый расходомером-дебитомером РГД-1М всвк. 243 Ярино-Каменноложского месторождения

 

 

- 336 -

гом участке пласта в ранее остановленной скважине ведется наблю­дение за давлением и фиксируются время и степень реакции этой скважины на остановку первой скважины.

С помощью гидропрослушивания можно установить гидроди­намическую связь между двумя пластами. Для этого импульс изме­нения давления создается в одном пласте, а за изменением давле­ния наблюдение устанавливается в скважинах, работающих с друго­го пласта.

6.6.3. Контроль за дебитами и приемистостью скважин

При разработке месторождений нефти и газа обязателен высо­кий уровень организации контроля за дебитами скважин по нефти, газу и жидкости, их продуктивностью, обводненностью скважин, га­зовым фактором (по нефтяным скважинам), приемистостью нагне­тательных скважин.

Дебит скважины по жидкости (безводной - по нефти, обводнен­ной — по нефти и воде) измеряется в т/сут с помощью автоматизиро­ванных групповых установок типа «Спутник». Пользование такими установками позволяет устанавливать отдельно количество нефти и попутной воды в общем дебите скважины по жидкости. В резуль­тате определяют обводненность продукции скважины, т.е. содержа­ние воды в процентах во всей жидкости.

При недостаточно надежной работе системы «Спутник» обвод­ненность продукции скважин определяют по пробам жидкости, ото­бранным из выкидных линий скважины, с помощью аппарата Дина и Старка, центрифугированием или другими методами.

Дебит попутного газа измеряют на групповых установках турбин­ным газовым счетчиком типа «Агат-1», а при использовании индиви­дуальной замерной установки — турбинным счетчиком или диффе­ренциальным манометром с дроссельным устройством, устанавливае­мым на выходе из трапа. В последнее время появляются новые, бо­лее совершенные замерные устройства отечественных и иностран­ных производителей.

Промысловый газовый фактор (в м³/т) вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.

Приемистость водонагнетательной скважины (в м³/сут) измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водо­вод часто обеспечивает водой две-три скважины, замер приемисто­сти скважины следует производить при остановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании индивидуаль­ных насосов для нагнетательных скважин их приемистость опреде­ляют индивидуально.

Дебиты скважин при добыче природного газа измеряют на группо­вых или централизованных газосборных пунктах с помощью расхо-

 

 

- 337 -

домеров разных конструкций, часто называемых дифманометрами, — поплавковыми, мембранными, сшгьфонными. Для разведочных сква­жин, не подключенных к газопроводу, а также для скважин с устье­вым давлением, меньшим, чем давление в промысловом газопрово­де после узла измерения дебита, часто используют метод критиче­ского истечения с использованием соответствующего диафрагмен- ного измерителя (ДИКТ).

При разработке многопластовых эксплуатационных объектов или объектов большой толщины большое значение имеет определение рас­смотренных показателей раздельно по пластам и интервалам пла­ста. В добывающих и нагнетательных скважинах эту задачу реша­ют, главным образом применяя аппарат для глубинной потокометрии и термометрии.

Вопросы техники, технологии контроля за рассмотренными по­казателями работы скважин и пластов в них, а также приемы интер­претации получаемых замеров излагаются в инструкциях по иссле­дованию скважин и пластов.

Для каждого объекта с учетом характера изменчивости показа­телей работы скважин должна быть установлена периодичность их замеров таким образом, чтобы количество определений было до­статочным для получения в результате их статистической обработ­ки надежных средних значений за отчетные периоды времени (ме­сяц, квартал).

6.6.4. Изучение границ залежей, связанных с фациальной

изменчивостью пластов и стратиграфическими несогласиями

Границы залежей можно проводить по линиям полного замеще­ния коллекторов продуктивного горизонта на площади непроницае­мыми породами или по линии выклинивания коллекторов.

Потерю горизонтом коллекторских свойств при сохранении его в разрезе называют замещением коллекторов, а соответствующую экранирующую границу — линией фациального замещения коллекто­ров или границей распространения коллекторов. Положение линии замещения коллекторов определяют по данным керна и промысло­вой геофизики о том, какими породами — проницаемыми или не­проницаемыми — представлен пласт в каждой скважине.

При ограниченном числе скважин положение линии замещения может быть определено лишь приближенно. На плане расположе­ния скважин одним знаком отмечаются скважины, в которых пласт представлен проницаемыми породами, другим знаком — скважины с непроницаемыми породами. Линия замещения на площади меж­ду этими скважинами проводится условно либо строго на половине расстояния между ними, либо немного дальше от скважины, в кото­рой отмечается большая толщина пласта, и несколько ближе к сква­жине с меньшей его толщиной.

 

- 338 -

При выклинивании или размыве продуктивных отложений, со­провождающихся несогласным залеганием слоев, образуются линии выклинивания или размыва, ограничивающие площадь, за пределами которой пласт не отлагался или размыт.

Наличие выклинивания и размыва продуктивных отложений устанавливается по несогласному залеганию продуктивных и пере­крывающих (подстилающих) отложений и выпадению из разрезов скважин продуктивного пласта.

Определение положения линий выклинивания или размыва воз­можно несколькими способами. Выбор способа зависит от объема ис­ходных данных. При небольшом числе пробуренных скважин линии выклинивания и размыва проводятся условно посредине между каж­дой парой скважин, в одной из которых имеется продуктивный пласт, а в другой — отсутствует. Этот способ обычно применяют на стадии проектирования разработки по редкой сети разведочных скважин.

После разбуривания залежи эксплуатационными скважина­ми положение линии выклинивания можно уточнить по градиен­ту уменьшения толщины продуктивных отложений в направлении к линии выклинивания. Для этого используют карту общей толщи­ны продуктивного горизонта в изолиниях, построенную по данным всех пробуренных скважин. Нулевая изопахита на этой карте соот­ветствует линии выклинивания и считается границей залежи (или одного из ее пластов).

Положение линий выклинивания и размыва можно также уточ­нить путем построения серии профилей. Для этого перпендикуляр­но к уточняемой линии через пробуренные скважины проводит­ся возможно большее число профилей В каждый профиль должно быть включено несколько скважин, расположенных в зоне распро­странения продуктивного пласта и в зоне его отсутствия. На профи­лях проводят линии, соответствующие положению кровли и подо­швы продуктивного пласта. Смыкание кровли подстилающих и по­дошвы перекрывающих пласт отложений отмечает точку, в которой линия выклинивания или размыва пересекает профиль. Эти точки переносят на карту и, соединив их, получают в плане линию выкли­нивания или размыва.

6.6.5. Изучение положения ВНК в залежах с подошвенной водой

В пределах залежей насыщающие продуктивный пласт газ, нефть и вода располагаются по высоте в соответствии с действием гравита­ционных и молекулярно-поверхностных сил. В результате действия гравитационных сил верхнюю часть залежи заполняет газ, имеющий минимальную плотность, ниже располагается нефть, а еще ниже — вода. Однако молекулярно-поверхностные силы препятствуют гра­витационному распределению газа и жидкостей в пористой сре­де. Это проявляется в том, что в продуктивных пластах содержится

 

 

- 339 -

определенное количество остаточной воды, а также в сложном рас­пределении по разрезу газа, нефти и воды в приконтактных зонах пласта. На границе воды с нефтью вода, а на границе нефти с га­зом нефть под действием капиллярного давления в части капилля­ров поднимается выше уровня, соответствующего уровню гравита­ционного распределения. Значение капиллярного подъема h опре­деляется уравнением:

где σ_в.н. — поверхностное натяжение на границе раздела нефти и воды;

θ_в.н. — краевой угол смачивания на той же границе;

r_i — радиус капиллярной трубки;

g ­— ускорение свободного падения;

р_ви р_н — плотность соответственно воды и нефти.

Исходя из формулы, можно отметить, что высота капиллярного подъема увеличивается:

• при уменьшении радиуса капилляров;

• при уменьшении разницы плотностей контактирующих фаз;

• при уменьшении краевого угла смачивания;

• при увеличении поверхностного натяжения на границе разде­ла двух фаз.

В результате четкие границы между газо-, нефте- и водонасы­щенными частями пласта часто не образуются, и имеются так на­зываемые переходные зоны. В пределах переходной зоны содержа­ние нефти (газа) возрастает снизу вверх от нуля до предельного на­сыщения.

Толщина переходных зон на контакте нефть — вода в разных за­лежах меняется от нескольких сантиметров до десятков метров. Так, в верхнемеловых залежах Северного Кавказа на Эльдаровском, Бра- гунском, Малгобек-Вознесенском и других месторождениях, где не­фтеносность связана с трещиноватыми известняками и плотность нефти мала, толщина переходной зоны не превышает нескольких сантиметров, а в Западной Сибири в залежах нефти, приуроченных к полимиктовым коллекторам, она достигает 12—15 м.

Переходные зоны от нефти к газу обычно имеют небольшую толщину. На рис. 112 показано распределение газа, нефти и воды в условном продуктивном пласте с предельной нефтегазонасыщен- ностью 80%. Здесь по характеру насыщенности можно выделить пять интервалов (снизу вверх): V — водоносная зона; IV — переход­ная зона от воды к нефти; III — нефтяная зона; II — переходная зона от нефти к газу; / — газоносная зона. Указанные особенности рас­пределения газа, нефти и воды по разрезу создают сложности в опре­делении границ залежей по нефтегазонасышенности пород — водо­нефтяного контакта (ВНК), газонефтяного контакта (ГНК), газово­дяного контакта (ГВК).

 

 

- 340 -

 

На рис. 113 показано изменение по разрезу нефтеводонасыщен- ности и капиллярного давления в реальном терригенном коллекто­ре с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Из рисун­ка видно, что при капиллярном давлении, равном нулю, пористая среда полностью водонасыщена, т.е. коэффициент водонасыщенности k_в = 1. Несколько выше нулевого уровня капиллярного давления четко выделяется уровень I, на котором в пористой среде появляется нефть (кривая 2). Выше уровня коэффициент нефтенасыщенности к_н возрастает вначале весьма интенсивно, затем все медленнее, пока не достигает значений, близких к предельному (0,86). Соответствен­но к_в выше уровня I уменьшается вначале быстро (кривая I), затем медленнее, до значений, близких к минимальным (0,14). По значе­ниям к , близким к максимальным, а к_в — близким к минимальным, с некоторой долей условности проводится уровень II. Уровень I соот­ветствует подошве переходной зоны, а уровень II — ее кровле. Кривые 3, 4 на рис. 111 характеризуют зависимость фазовой проницаемости в переходной зоне от насыщенности нефтью и водой. По фазовой проницаемости переходную зону можно разделить на три части.

В нижней части переходной зоны фазовая проницаемость кол­лекторов для нефти равна нулю, и лишь по достижении определен­ного значения к_и нефть способна двигаться по пористой среде. Это­му значению к соответствует уровень III, ниже которого в переход-

 

 

- 341 -

нои зоне подвижном являет­ся только вода.

Выше уровня III в сред­ней части переходной зоны подвижностью обладают как вода, так и нефть, причем постепенно фазовая прони­цаемость для нефти возрас­тает, а для воды снижает­ся. По достижении опреде­ленного критического зна­чения к_в фазовая проницае­мость для воды становится равной нулю. Этому значе­нию к_в соответствует уровень IV, выше которого может пе­ремещаться только нефть.

В настоящее время нет единого подхода к выбору поверхности, принимаемой за ВНК. В одних случаях за ВНК принимают уровень IV. Так проводят ВНК при изучении формы залежей нефти в кварцевых коллек­торах Урало-Поволжья, где толщина переходной зоны

5-8 м. Расстояние между IV уровнем и подошвой переходной зоны здесь равно 1-1,4 м. Поэтому количество подвижной нефти ниже уровня IV невелико и его не учитывают в запасах.

В других случаях за ВНК принимают уровень III. Так проводят ВНК по залежам в полимиктовых коллекторах нефтяных месторож­дений Западной Сибири, где толщина переходной зоны достигает 10-15 м и более. Здесь толщина слоя между III и IV уровнем иногда 10-15 м и количество подвижной нефти в нем столь значительно, что пренебрегать им нельзя.

Таким образом, на практике в качестве поверхности ВНК при­нимается одна из рассмотренных граничных поверхностей переход­ной зоны. Эту поверхность выбирают исходя из толщины переход­ной зоны в целом и отдельных ее частей.

Информацией о положении ВНК, ГНК, ГВК в каждой от­дельной скважине служат данные керна, промысловой геофизики и опробования.

Основную информацию о положении контактов получают мето­дами промысловой геофизики. Нижняя граница переходной зоны

 

- 342 -

обычно четко фиксируется резким скачкообразным уменьшением величины рг на диаграммах электрометрии и снижением показаний нейтронного гамма-метода.

Таким образом, в случаях, когда толщина переходной зоны неве­лика (до 2 м) и в качестве ВНК принимают ее нижнюю границу, за­дача является наиболее простой. ГВК также четко фиксируется на диаграммах электрометрии. ГНКи ГВКуверенно выделяются на ди­аграммах НГК по резкому возрастанию интенсивности нейтронного гамма-излучения. При большой толщине переходной зоны нахожде­ние положения ВНК по данным ГИС осложняется, поскольку необ­ходимо определять положение нижней и верхней границ переходной зоны и собственно ВНК. Верхняя граница переходной зоны прово­дится на диаграммах электрометрии (градиент-зонда) по максиму­му КС (рис. 112). Выделение поданным электрометрии граничных поверхностей с фазовой проницаемостью для каждой фазы (нефти и воды), равной нулю, осуществляется путем установления соответ­ствующих им критических значений сопротивления р_ккр. Значение р_ккр зависит от свойств коллектора, в частности от его пористости, и для каждой залежи обосновывается исходя из результатов поин- тервального опробования водонефтяной зоны в скважинах с высо­ким качеством цементирования.

Определение начального положения контактов путем опро­бования пластов в скважине проводится преимущественно в раз­ведочных скважинах на стадии подготовки залежи к разработке. Чаще путем опробования проверяют правильность данных ГИС о положении контактов. Однако в случаях, например, карбонат­ных трещинных коллекторов, когда методы промысловой геофизи­ки недостаточно эффективны, опробование служит основным или даже единственным методом. Оно может проводиться в процессе бурения в необсаженных скважинах с помощью испытателей пла­стов на каротажном кабеле или через бурильные трубы со специ­альным пакерным устройством. Наиболее результативно поинтер- вальное опробование пластов в обсаженных скважинах.

Поверхности ВНК, ГНК и ГВК могут представлять собой пло­скости, горизонтальные или наклонные, но могут иметь и более сложную форму, находясь на отдельных участках залежи выше или ниже среднего положения. Форма контакта зависит от величины на­пора и направления движения пластовых вод, неоднородности про­дуктивных пластов и других факторов.

По залежам в малоактивных водонапорных системах, приуро­ченным к относительно однородным пластам, поверхности ГВК, ГНК и ВН К обычно представляют собой горизонтальную плоскость. Поверхность контакта в пределах залежи считается горизонтальной, если разность абсолютных отметок ее в отдельных точках (скважи­нах) не больше удвоенной средней квадратической погрешности

 

 

- 343 -

определения. Для глубин залежей до 2000 м эта погрешность в сред­нем составляет ± 2,0 м.

При значительном напоре подземных вод поверхность контак­та может быть наклонена в сторону области разгрузки. Наклон мо­жет достигать 5—10 м и более на крупных залежах с обширными во­донефтяными зонами.

При значительной литологической изменчивости продуктивных пластов на участках с ухудшенной коллекторской характеристикой в результате повышенного действия капиллярных сил ВНК часто на­ходится несколько выше. В результате поверхность ВНК приобрета­ет усложненную форму.

При наклонном положении или сложной форме контакта для его пространственного изображения строят карту поверхности контак­та в изолиниях. Для этого используют принятые по комплексу всех данных отметки контакта по каждой скважине.

Значения абсолютных отметок контакта в каждой скважине на­носят на план расположения скважин и путем линейной интерполя­ции определяют положение изогипс поверхности контакта.

Линии пересечения ВНК, ГВК или ГНК с поверхностями пласта-коллектора являются контурами нефтеносности (газоносно­сти), ограничивающими по площади размеры залежи и ее зон с рав­ным характером нефтегазоводонасыщения.

Применительно к каждому контакту различают внешний и вну­тренний контуры. Внешний контур — линия пересечения контак­та с верхней поверхностью пласта, внутренний — с нижней поверх­ностью. Во внутреннем контуре находится чисто нефтяная (газо­вая) часть пласта. Внешний контур является границей залежи. Меж­ду внешним и внутренним контурами располагается приконтурная (водонефтяная, водогазовая, газонефтяная) часть.

Соответственно положение внешнего контура находят на кар­те верхней, а внутреннего — на карте нижней поверхности пласта, (рис. 113).

В процессе добычи нефти обычно происходит продвижение кон­туров нефтеносности. Одной из задач рациональной разработки яв­ляется обеспечение равномерного продвижения этих контуров. При неравномерном продвижении контуров нефтеносности образуются языки обводнения, что может привести к появлению разрозненных целиков нефти (рис. 114), захваченных водой. Неравномерное про­движение контуров нефтеносности зависит от неоднородности пла­ста (особенно по его проницаемости), отбора жидкости из пласта без учета этой неоднородности и т.д.

При наличии подошвенных вод (граница нефтеносности про­ходит лишь по кровле пласта) задача заключается в том, чтобы при вскрытии пласта не пересечь водо-нефтяной контакт скважиной (забой скважины должен быть выше этого контакта) во избежания

 

 

- 344 -

появления конусов обвод­нения уже в самом начале эксплуатации (рис. 115). По мере эксплуатации и подъе­ма водонефтяного контакта при наличии подошвенной воды обычно появляются конусы обводнения, и борь­ба с ними весьма затрудне­на. При наличии в пласте (особенно в его подошвен­ной части) глинистых про­слоев борьба с конусами обводнения значительно облегчается путем цемен­тирования забоев скважин; в ряде случаев, при наличии в подошвенной части пла­ста глинистых прослоев, ко­нусы обводнения вообще не образуются.

При горизонтальном контакте на карте контур проводят по изогипсе, со­ответствующей гипсоме­трическому положению контакта или параллельно изогипсе с близким значе­нием. При горизонтальном контакте линия контура не может пересекать изогипсы.

При наклонном поло­жении контакта, если ди­апазон изменения его аб­солютных отметок боль­ше принятого сечения изо- гипс, линии контуров пересекают изогипсы карт поверхностей пла­ста. В этом случае положение контуров определяется с помощью ме­тода схождения (рис. 116). Для этого совмещают карту поверхности пласта и карту поверхности контакта, построенные с одинаковым сечением изогипс. Линия контура проводится через точки пересече­ния одноименных изогипс.

Если продуктивный горизонт сложен прерывистыми, литологи­чески изменчивыми пластами и его кровля (подошва) не совпадает на отдельных участках залежи с поверхностями продуктивных кол-

 

 

- 345 -

лекторов, определение положения контуров по структурным картам недопустимо. Оно может привести к завышению площади нефтега- зонасышенности. Чтобы не допустить этого, положение контуров нужно определять по картам кровли поверхностей проницаемой ча­сти горизонта.

В целом, как видно из изложенного, форма залежей определяет­ся формой каждой из рассмотренных границ и характером линий их пересечения. Соответственно выделяют залежи:

• повсеместно оконтуренные внешним контуром нефте- или га­зоносности;

• оконтуренные на разных участках внешним контуром и грани­цей замещения (выклинивания) коллекторов;

• оконтуренные внешним контуром и линией дизъюнктивного нарушения.

Встречаются залежи, полностью расположенные в границах за­легания коллекторов, приуроченные к блоку, со всех сторон ограни­ченному тектоническими нарушениями, а также залежи с участием всех четырех видов границ.

Характер поверхностей, ограничивающих залежь, во многом определяет степень связи залежи с законтурной областью и ее энер­гетические возможности.

 

6.6.6. Геологическая неоднородность нефтегазоносных пластов Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи. Геологическая неоднородность оказывает огромное вли­яние на выбор систем разработки и на эффективность извлечения

 

- 346 -

нефти из недр — на степень вовлечения объема залежи в процессе дренирования. Различают два основных вида геологической неодно­родности — макронеоднородность и микронеоднородность.

Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород- коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует рас­пределение в ней коллекторов и неколлекторов.

Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам. Надежную оценку макроне­однородности можно получить только при наличии квалифициро­ванно выполненной детальной корреляции продуктивной части раз­резов скважин.

Особую важность детальная корреляция и изучение макронеод­нородности приобретают при расчлененности продуктивных гори­зонтов непроницаемыми прослоями.

Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизон­та) и по простиранию пластов (по площади).

По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов - обычно в разном количестве на различных участках залежей — вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в раз­резе некоторых пластов, уменьшения нефтенасыщенной толщины в водонефтяной (газовой) части залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др. Соответственно макронеоднородность про­является и в изменчивости нефтенасыщенной толщины горизонта в целом.

По простиранию макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов-коллекторов. Она проявля­ется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т.е. наличии зон от­сутствия коллекторов (литологического замещения или выклинива­ния). При этом важное значение имеет характер зон распростране­ния коллекторов.

Макронеоднородность отображается графическими построени­ями и количественными показателями.

Графически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью профилей (рис. 117) и схем де­тальной корреляции. По площади она отображается с помощью карт распространения коллекторов каждого пласта (рис. 118), на кото­рых показываются границы площадей распространения коллектора и нсколлектора, а также участки слияния соседних пластов.

Существуют следующие количественные показатели, характери­зующие макронеоднородность пласта по разрезу и по площади:

• коэффициент расчлененности, показывающий среднее число пластов (прослоев) коллекторов в пределах залежи;

• коэффициент песчанистости, показывающий долю объема кол­лектора (или толщины пласта) в общем объеме (толщине) залежи;

 

- 347 -

 

 

 

- 348 -

• коэффициент литологической связанности, оценивающий сте­пень слияния коллекторов двух пластов, К_св = F_CB/F_K/, где F_CB — сум­марная площадь участков слияния; Fee — площадь распространения коллекторов в пределах залежи;

• коэффициент распространения коллекторов на площади залежи, характеризующий степень прерывистости их залегания, К_РАСП = F_K/F/, где F_K — суммарная площадь зон распространения коллекторов пласта;

• коэффициент сложности границ распространения коллекторов пласта, К_сл = L_KOJI / П, где L_КОЛ - суммарная длина границ участков с распространением коллекторов; П — периметр залежи (длина внеш­него контура нефтеносности);

• три коэффициента, характеризующие зоны распростране­ния коллекторов с точки зрения условий вытеснения из них нефти:

К_СПЛ ~ F_СПЛ/F_К ; К_ПЛ ⁼ F_ПЛ/ F_K ; K_Л/F_K, где К_СПЛ, К_ПЛ, К_Л, — соот­ветственно коэффициенты сплошного распространения коллекто­ров, полулинз и линз; F— суммарная площадь зон распространения коллекторов; F_СПЛ — площадь зон сплошного распространения, т.е. зон, получающих воздействие вытесняющего агента не менее чем с двух сторон; F_ПЛ — площадь полулинз, т.е. зон, получающих односто­роннее воздействие; F_Л — площадь линз, не испытывающих воздей­ствия , К_СПЛ + К_ПЛ + К_П = 1.

Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи при подсчете запасов и проектировании разработки:

• моделировать форму сложного геологического тела (пород- коллекторов), служащего вместилищем нефти или газа;

• выявлять участки повышенной толщины коллекторов, возни­кающей в результате слияния прослоев (пластов), и соответственно возможные места перетока нефти и газа между пластами при разра­ботке залежи;

• определять целесообразность объединения пластов в единый эксплуатационный объект;

• обосновывать эффективное расположение добывающих и на­гнетательных скважин;

• прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработ­кой;

• подбирать аналогичные по показателям макронеоднородности залежи с целью переноса опыта разработки ранее освоенных объ­ектов.

Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в измен­чивости емкостно-фильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи углеводородов.

Промысловой геологией изучается неоднородность по проница­емости, нефтенасыщенности и при необходимости — по пористости. Для изучения микронеоднородности используют данные определе­ния этих параметров по образцам пород и геофизическим данным.

 

 

- 349 -

Для оценки характера и степени микронеоднородности продук­тивных пластов применяют два основных способа — вероятностно­статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные интерпретации геофизиче­ских исследований скважин.

Вероятностно-статистические методы обычно применяются при эмпирических гидродинамических расчетах. Из них наиболее распро­странен метод анализа характеристик распределения того или иного фильтрационно-емкостного свойства пород, слагающих продуктив­ные пласты.

Для количественной оценки микронеоднородности широко используются также числовые характеристики распределений слу­чайных величин, такие как среднее квадратическое отклонение, ко­эффициент вариации, среднее абсолютное отклонение, вероятное от­клонение, энтропия.

Графически микронеоднородность отображают на детальных профилях и картах, характеризующих и макронеоднородность.

На рис. 119 показано распределение проницаемости по толщине и по линии профиля. В границах залегания пород-коллекторов вы­делены пять интервалов зон с разной проницаемостью. Видно боль­шое несоответствие зон с различной проницаемостью пластов в пла­не, что создает сложности для извлечения запасов из всех пластов го­ризонта при осуществляемой совместной их разработке одной сери­ей скважин.

Скв.610 1635 615 1125 1640 1645 Скв.1133   Рис. 119. Отображение макро- и микронеоднородностей на геологическом разрезе (на примере фрагмента горизонта XIII месторождения Узень). Кровля и подошва: 1 - пласта; 2 - прослоя; 3 - условные границы между частями пласта с различной проницаемостью; проницаемость, мкм2: 4-<0,01; 5-0,01-0,05; 6-0,05-0,1; 7-0,1-0,4;8- >0,04; 9 — непроницаемые породы; а—з — индексы пластов

 

 

- 350 -

Поскольку геологический профиль не дает представления об из­менении свойств пластов по площади, для каждого из них строят специальную карту.

На карту наносят граничные значения изучаемого свойства (проницаемость, пористость и др.) или изолинии значений изуча­емого параметра, что позволяет показать их изменение по площа­ди залежи.

На рис. 120 приведен фрагмент карты для одного из пластов, на которой показано распространение коллекторов с разной продуктив­ностью. Из карты следует, что по периферии залежи пласт в основном сложен среднепродуктивными породами, в центре располагается зона высокопродуктивных коллекторов, а по большой части площади зале­жи без четко выраженной закономерности фиксируются сравнитель­но небольшие участки с низкопродуктивными или непродуктивными коллекторами и зоны отсутствия коллекторов.

Серия таких карт, построенных для всех пластов продуктивно­го горизонта, дает объемное представление о характере изменения свойств пластов в пределах залежи.

Изучение микронеоднородности позволяет:

• определять кондиционные пределы параметров продуктивных пород;

Рис. 120. Фрагмент карты распространения коллекторов разной продуктивности пласта Тл2а Павловского месторождения: 1 — граница зоны распространения коллекторов; 2 — внешний контур нефтеносности, коллекторы; 3 — непродуктивные; 4 — низкопродуктивные; 5 — среднепродуктивные; 6 — высокопродуктивные; 7 — скважины

 

 

- 351 -

• прогнозировать при проектировании разработки характер и темп включения в работу различных частей залежи и соответствен­но процесс обводнения скважин и добываемой продукции из зале­жи в целом;

• оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки, не вовлеченные в разработку, и обосновать мероприятия по улучше­нию использования недр.

6.6.7. Учет показателей работы скважин. Документация

Каждая скважина представляет собой дорогостоящее сооруже­ние, поэтому полноценное использование ее — одно из важных тре­бований разработки. Его выполнение обеспечивается правильным выбором конструкции скважины, интервалов перфорации, способа эксплуатации, подбором типа и режима оборудования для подъема жидкости, своевременным выполнением ремонтно-изоляционных работ, установлением режима отбора жидкости (газа) и др. В течение продолжительного периода использования скважины в ее техниче­ское состояние и режим работы вносятся изменения: может быть из­менено и само назначение скважины, может быть осуществлен пере­вод ее на другой горизонт и т.д.

Все стороны процесса эксплуатации каждой скважины системати­чески отражаются в документах. Эти документы:

- эксплуатационная карточка (карточка добывающей скважины);

- карточка нагнетательной скважины;

- карточка по исследованию скважины;

- паспорт скважины.

В эксплуатационной карточке добывающей скважины отмечаются:

- ежедневные дебиты скважины по нефти (газу) и попутной воде;

- газовый фактор;

- часы работы и простоя скважины, причины простоя;

- изменения способа эксплуатации;

- характеристики оборудования или режима его работы.

За каждый месяц подводятся итоги:

- добыча нефти;

- добыча воды;

- обводненность месячной продукции;

- число часов работы и простоя;

- среднесуточные дебиты скважины по жидкости и нефти;

- значения среднего газового фактора.

В карточке нагнетательной скважины записывают:

- приемистость скважины;

- давление нагнетания воды (или другого агента);

- число часов работы и простоя;

- причины простоя.

 

 

- 352 -

Фиксируют показатели работы нагнетательной скважины за месяц:

- количество закачанной воды;

- число часов работы и простоя;

- среднесуточную приемистость;

- среднее давление на устье скважины.

В карточку по исследованию скважины вносят:

- дату и вид исследования (замеров);

- данные о режиме работы скважины и внутрискважинного обору­дования в период исследования;

- глубину и продолжительность замера;

- тип прибора;

- результаты проведенных замеров.

Паспорт скважины — основной документ, отражающий всю исто­рию скважины с начала ее бурения до ликвидации и содержащий следующие данные:

- общие сведения (назначение скважины);

- местоположение (координаты);

- альтитуду устья;

- даты начала и окончания бурения;

- способ бурения;

- глубина забоя;

- целевой горизонт;

- дата ввода в эксплуатацию;

- геолого-технический разрез скважины:

- литолого-стратиграфическая колонка;

- основные кривые геофизического комплекса исследований скважины;

- схема ее конструкции;

- характеристика кривизны;

- характеристику продуктивных пластов и фильтра:

- глубина кровли и подошвы пластов;

- интервалы перфорации;

- характеристика открытого забоя или тип перфорации и ее плотность;

- результаты освоения скважины:

- вскрытый пласт, начало освоения;

- среднесуточные показатели за первые 30 дней работы:

- способ эксплуатации;

- дебиты по нефти, газу, жидкости, воде;

- показатели давления;

- коэффициент продуктивности;

- физическую характеристику пластов эксплуатационного объекта:

- описание пород;

- коэффициенты пористости;

- проницаемости;

нефтегазоводонасыщенности;

 

- 353 -

-неоднородности;

-положение В НК (ГНК, ГВК);

-результаты исследования пластовой и поверхностной нефти (плотность, вязкость, объемный коэффициент, содержание парафина, серы, смол и асфальтенов, место взятия проб);

-характеристику газа (содержание метана, этана, пропана, бутана, высших УВ, углекислого газа, сероводорода, азота, кислорода, плотность при стандартных условиях);

-характеристику способов эксплуатации (способ эксплуата­ции, период его применения, тип и техническая характери­стика оборудования, его теоретическая производительность и режим работы);

-аварийные и ремонтно-изоляционные работы в скважине (дан­ные о технических дефектах скважины, характеристика про­веденных ремонтных работ, изменения в конструкции сква­жины, в интервалах перфорации, в положении искусственного забоя).

Паспорт содержит:

- сводную таблицу работы скважины;

- месячные и годовые показатели (из карточки скважины);

- суммарные показатели с начала эксплуатации скважины.

Для обобщения результатов эксплуатации всей совокупности про­буренных скважин объекта разработки составляются следующие до­кументы:

- геологический отчет по эксплуатации скважин;

- карта текущего состояния разработки;

- карта суммарных отборов и закачки по скважинам;

- технологический режим работы скважин.

Названные документы используют для обоснования мероприя­тий по регулированию разработки.

Геологический отчет по эксплуатации скважин составляю! еже­месячно. Отчет состоит из двух частей — по добывающим и по на­гнетательным скважинам. Скважины группируют по объектам и способам эксплуатации. По каждой скважине в отчете показы­вают месячную добычу нефти, газа, воды, объем закачанной воды, среднесуточные дебиты (приемистость), число часов работы и про­стоя скважины, причины простоя. В конце отчета приводят итого­вые данные по объекту в целом.

Карту текущего состояния разработки обычно строят ежеквар­тально. Для построения карты используют план расположения то­чек пересечения скважин с кровлей объекта. Точка, обозначающая до­бывающую скважину, служит центром круга, площадь которого от­вечает среднесуточному дебиту скважины по жидкости (газу) за по­следний месяц квартала. В круге выделяется сектор, соответствую­щий обводненности продукции (1% обводненности — 3,6°). Для на-

 

 

- 354 -

глядности части круга закрашивают разными цветами: нефть и газ обычно показывают в желто-коричневых тонах с дифференциаци­ей окраски по способам эксплуатации, попутную и нагнетательную воду — в сине-зеленых тонах с дифференциацией окраски по харак­теру воды (пластовая, нагнетаемая, чужая). На карте показывают ме­стоположение начальных и текущих контуров нефтегазоносности, выделяя различными условными обозначениями участки объекта, заводненные полностью и частично пластовой и нагнетаемой водой. При объединении в объект разработки нескольких пластов карты со­ставляют для объекта в целом и раздельно для каждого пласта.

Карту суммарных отборов и закачки по скважинам составляют обычно один раз в год (на конец года). На карте в виде кругов отра­жают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Условные обозначения применяют те же, что и на карте текущего состояния разработки, но в кругах выделяют секторы, со­ответствующие добыче, накопленной при разных способах эксплуа­тации. В сочетании с картой, отражающей распределение удельных запасов нефти на единицу площади (или на одну скважину), карта суммарных отборов и закачки позволяет оценить степень вырабо­танное™ запасов в разных частях объекта.

Технологический режим работы скважин составляют с учетом за­дач по развитию добычи нефти (газа) и регулированию процесса раз­работки. В этом документе по каждой из действующих скважин при­водятся среднесуточные показатели фактической работы скважин и показатели, рекомендуемые на предстоящий период. По новым и бездействующим скважинам, планируемым к вводу в эксплуата­цию, приводятся намечаемые показатели.

6.6.8. Геолого-промысловая документация

по объектам разработки в целом

Показатели добычи нефти и газапо объекту в целомотражаются в двух главных документах— в паспорте объекта разработки и на гра­фике разработки.

В паспорте объекта разработки приводятся сведения, отражаю­щие промыслово-геологическую характеристику эксплуатационно­го объекта, проектные и фактические показатели разработки. Геоло­гическая характеристика включает тот же набор сведений, что и по отдельным скважинам, но в среднем для объекта:

- средние параметры объекта до начала разработки;

- свойства нефти в пластовых условиях и на поверхности;

- свойства газа;

- свойства пластовой воды (плотность, вязкость, щелочность, жесткость, содержание анионов и катионов);

- данные о начальных запасах нефти (балансовые, извлекаемые, ко­нечный коэффициент извлечения нефти, дата утверждения запасов);

 

 

- 355 -

- данные об остаточных запасах нефти на начало каждого года (балансовые, извлекаемые запасы, текущий коэффициент извлечения нефти).

Проектные показатели разработки приводятся в паспорте объек­та по последнему утвержденному проектному документу. С приня­тием нового проекта проектные показатели на последующие годы корректируются. При этом приводятся: максимальная годовая до­быча нефти (газа), жидкости и годы их достижения: максимальный объем закачки воды или других агентов и год его достижения; основ­ной фонд скважин добывающих, нагнетательных и специальных; ко­личество резервных скважин; количество пробуренных добываю­щих скважин в год достижения максимальной добычи нефти (газа); средняя плотность сетки скважин добывающих и нагнетательных во внешнем контуре нефтегазоносности и в зоне разбуривания; плот­ность сетки в зоне размещения добывающих скважин; средний де­бит одной добывающей скважины в год выхода на максимальную до­бычу; средняя приемистость нагнетательной скважины при макси­мальной закачке воды; удельные извлекаемые запасы нефти (газа) на одну скважину; разновидность заводнения или другого метода воз­действия; основной способ эксплуатации скважин.

Фактические показатели разработки объекта по годам (на конец года) для нефтяных эксплуатационных объектов приводятся в виде таблицы, в которой отражаются: добыча нефти за год в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов; добыча нефти с нача­ла разработки в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запа­сов; текущий коэффициент извлечения нефти; добыча воды за год и с начала разработки в т; среднегодовая обводненность продукции в процентах; добыча жидкости за год и с начала разработки в м³ в пе­реводе на пластовые условия; закачка воды за год в м³ и в процен­тах годового отбора жидкости в пластовых условиях; закачка воды с начала разработки в м³ и в процентах накопленной с начала раз­работки жидкости в пластовых условиях; добыча попутного газа за год в м³; средний газовый фактор; фонд добывающих скважин; фонд нагнетательных скважин (всего пробурено, в том числе: под закач­кой, в эксплуатации на нефть, в бездействии и консервации); число скважин, введенных за год в эксплуатацию после бурения, — добы­вающих, нагнетательных; число добывающих скважин, выбывших из действующего фонда; число специальных скважин; средний де­бит одной новой добывающей скважины; среднее пластовое давле­ние на конец года в начальном контуре нефтеносности и в зоне от­бора. Кроме того, в этой таблице дается информация о фонде добы­вающих скважин и среднем дебите одной скважины при разных спо­собах эксплуатации (фонтанный, гаэлифтный, ЭЦН, ШГН и др.), а также о числе скважин, работающих с содержанием воды в продук­ции до 2; 2—20; 20—50: 50—90; более 90%.

 

 

- 356 -

Аналогичный паспорт ведется и по газовому эксплуатационно­му объекту.

График разработки (рис. 121) составляется для эксплуатацион­ного объекта и представляет собой комплекс кривых, отражающих в масштабе динамику основных годовых (квартальных, месячных) по­казателей разработки.

На графике должны быть приведены кривые изменения: добычи нефти, добычи жидкости, обводнения продукции, действующего фон­да добывающих скважин, количества нагнетательных скважин, нахо­дящихся под закачкой воды (или другого агента), закачки воды за год в процентах годового отбора жидкости, пластового давления.

В зависимости от решаемой задачи и геолого-промысловых осо­бенностей залежи график разработки может дополняться кривыми изменения других показателей, приводимых в паспорте объекта раз­работки.

При необходимости сравнения графиков разработки различных объ­ектов годовую добычу нефти и жидкости приводят в виде темпов раз­работки. При этом на оси абсцисс откладывают не время (годы), а ко­эффициент извлечения нефти или отношение (в %) накопленной добы­чи к начальным извлекаемым запасам. На графике разработки каждо­го объекта отмечают границы между стадиями разработки.

Анализ графика разработки и сравнение фактических показателей разработки с проектными дают возможность на любом этапе эксплуа-

Рис. 121. График разработки нефтяного эксплуатационного объекта. QH — добыча нефти; Qx — добыча жидкости; В — обводненность продукции; VB — объем закачки воды; РПЛ —пластовое давление; NH, NH — фонд действующих соответственно добывающих и нагнетательных скважин; I, II, III, IV — стадии разработки

 

 

- 357 -

тации объекта оценивать эффективность реализуемой системы разра­ботки и обосновывать при необходимости меры по ее совершенство­ванию.

6.6.9. Пластовое и забойное давление при разработке залежей

Энергетические ресурсы залежина каждом этапе ее разработки характеризуются значением пластового давления Р_{ПЛ 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, называюттекущимилидинамическим 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.

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_ПЛпр вычисляют по формуле:

Р_пл.пр = Р_ПЛ.З± rg h, (6.15)

где Р_ПЛ.З — замеренное в скважине пластовое давление;

h — расстояние между точкой замера и условной плоскостью;

 

 

- 358 -

r — плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в ка­кой скважине — нагнетательной, добывающей нефтяной или газо­вой — сделан замер);

g — ускорение свободного падения.

Поправку rg h вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис. 122 в законтурных водяных скв. 1 и 2 за­меры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому по­правка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной за­контурной скв. 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 скв. 4, где пласт обводнен в процессе разработки, — воды, по скв. 5 — нефти.

Характер распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематическо­го профиля. На рис. 123 горизонтальная линия 1 соответствует при­веденному начальному пластовому давлению, имеющему одинако-

Рис. 122. Схема приведения пластового давления на глубине: 1 — газ; 2 — нефть; 3 — вода; 4 — зона пласта, завод- нен­ная при разработке нефтяной части залежи; 5— точка замера давления в скважине; h — расстояние от точки замера до условной плоскости

 

- 359 -

Рис. 123. Схематический профиль приведенного пластового дав­ления залежи при естественном водонапорном режиме. а — залеж; б — интервал перфорации. Давление:1—начальное пластовое (приведенное); 2 — в пласте возле первых, введенных в разработку скважин; 3—приведенное динамическое пластовое (после ввода многих скважин); Рзаб— забойное давление; К — контур питания

 

вые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг скважины образуется локальная (местная) во­ронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое дав­ление остается практически постоянным. Линия 2 в сочетании с ли­нией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода пер­вой скважины.

Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным давлением Р_заб. 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 пластового давления в залежи в целом. Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными во­ронками скважин.

Повышенное положение точек на кривой давления между действу­ющими скважинами соответствует значению текущего (динамиче­ского) пластового давления. Кривая 3 на рис. 123, проходящая через эти точки, характеризует текущее пластовое давление в залежи. Вид­но, что приведенное текущее пластовое давление снижается от кон­тура питания к центральной части залежи.

Характер распределения в пласте давления при внутриконтурном нагнетании в пласт воды или другого рабочего агента (в приведен­ном случае — при разрезании залежи на блоки) показан на рис. 124.

 

 

- 360 -

Локальные воронки действующих нагнетательных скважин обраще­ны вершинами вверх.

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.

 

 

- 361 -

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 выпо- лаживающуюся кривую восстановления давления (КВД) от забой­ного до динамического пластового. Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис. 125. По окончании ис­следования скважину вводят в эксплуатацию. При наличии доста­точного опыта, когда становится известной необходимая в конкрет­ных геологических условиях продолжительность остановки скважи­ны для восстановления давления, замер динамического пластового давления можно проводить, спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД.

а 6

Рис. 125. Кривая восстановления давления в оставленной скважине. а — добывающей, б — нагнетательной. Давление: РПЛД — пластовое динамическое; РЗАБ — забойное

Динамическое пластовое давление залежи в целом освещает­ся замерами его в скважинах, останавливаемых в последовательно­сти, обеспечивающей неизменность условий дренирования зале­жи в районе исследуемой скважины. Не следует допускать одновре­менной остановки близко расположенных друг к другу скважин, по­скольку при этом давление на исследуемом участке залежи восста­новится до значений выше динамического, сформировавшегося при работе всех скважин. В то же время для оценки состояния пласто­вого давления залежи на определенную дату данные о нем должны быть получены в возможно большем количестве скважин в корот­кий срок.

6.6.10. Карты изобар

Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки залежи проводят с помощью

 

- 362 -

карт изобар.Картой изобарназывают 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.

Однако на практике в связи с необходимостью поочередной остановки скважин для замера выполнение нужного количества из­мерений требует значительного времени — до одного-двух месяцев, а иногда и более. При использовании данных о давлении, полученных значительно раньше даты составления карты, необходимо в замерен-

 

 

- 362 -

ные значения давления вносить поправку на время. Это можно при­ближенно выполнить с учетом общей тенденции снижения давле­ния, выявленной поданным прошлых карт изобар (рис. 126, сплош­ная линия) и проявляющейся в периоде накопления последних дан­ных (штрихпунктирная линия). Интервал между изобарами на кар­те выбирают исходя из общего диапазона значений давления в пре­делах залежи.

Карта изобар служит основой для определения среднего динами­ческого пластового давления на определенную дату по залежи (или отдельным ее частям).

Среднее динамическое пластовое давление в залежиможно предста­вить как давление, которое установилось бы в ней после прекращения эксплуатации залежи и полного его перераспределения и выравнивания (в условиях изоляции залежи от окружающей среды).

Среднее динамическое пластовое давление залежи определяют с помощью карты изобар как среднее взвешенное по ее площади или объему.

Среднее взвешенное давление по площади Р_ПЛ.f находят по фор­муле

(6.16)

где р_i— среднее арифметическое значение давления в пределах i-го элемента залежи между соседними изобарами;

fi — площадь /'-го элемента залежи, замеряемая по карте;

F — площадь залежи;

п — количество элементов площади залежи с разными средними значениями давления.

Для определения среднего взвешенного давления по объему за­лежи — последовательно выполняют следующие операции.

1. Строят карту равных значений нефте(газо)насыщенной тол­щины пласта Л и по ней определяют значения fi и h_i для элементов площади между отдельными изопахитами.

2. Строят карту равных значений произведения ph, где р — приве­денное пластовое давление. Значения этого произведения в разных точках пласта могут быть получены одним из двух способов: путем совмещения карты нефтегазонасыщенной толщины с картой изо­бар и определения значений ph в точках пересечения изолиний этих карт; по данным замеренных значений р и h по скважинам.

3. По карте равных значений произведения ph определяют пло­щади элементов s, между соседними изолиниями и соответствую­щие элементам площади средние значения (ph)i.

Находят среднее значение Р_ПЛ.V формуле

(6.17)

 

- 364 -

где V — нефте(газо)насыщенный объем залежи;

п — количество элементов площади с разными средними значе­ниями ph;

т — количество элементов площади залежи с разными средни­ми значениями h.

В настоящее время расчеты средневзвешенных давлений осу­ществляются на компьютерах.

По нефтяным залежам среднее пластовое давление определяют как среднее взвешенное по площади при относительно небольшой тол­щине продуктивных пластов (единицы и первые десятки метров), как среднее взвешенное по объему — при большой средней толщине (многие десятки и сотни метров). Поскольку залежам газа свойственна обыч­но значительная толщина продуктивных пластов, для них определя­ют среднее пластовое давление как среднее взвешенное по объему.

Средние значения давления определяют не только для залежи в целом, но при необходимости и для различных ее зон и участков, представляющих самостоятельный интерес.

С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Они дают наглядное представление об энергетических воз­можностях залежи в целом и отдельных ее частей. Совместное рас­смотрение карт изобар, составленных на несколько дат, позволяет судить об эффективности принятой системы разработки и отдель­ных технологических мероприятий по совершенствованию процес­са разработки. Карты изобар можно использовать для прогнозиро­вания поведения давления и перемещения контуров нефтеносности.

6.6.11. Перепады давления в пласте

при добыче нефти и газа, комплексные показатели фильтрационной характеристики пластов

Как уже указывалось, при разработке залежи в продуктивном пласте образуются воронки депрессии давления — общая по залежи в целом и локальные в районе каждой добывающей и нагнетатель­ной скважины.

Перепад давления, соответствующий локальной воронке, при­менительно к добывающей скважине называют депрессией на забое скважины дельтаР_СКВ.Д, применительно к нагнетательной скважине — ре­прессией на забое скважины дельтаР_СКВ.Д. В качестве обобщающего тер­мина (для добывающих и нагнетательных скважин) наиболее часто применяют термин перепад давления в скважине.

В добывающей скважине забойное давление дельтаР_ЗАБ.Д меньше теку­щего пластового давления дельтаР_ПЛ.ТЕК на величину депрессии, в нагне­тательной скважине дельтаР_ЗАБ.Н больше дельтаР_ПЛ.ТЕК — на величину репрес­сии. Соответственно перепады давления в добывающей и нагнета­тельной скважинах определяются выражениями:

 

 

- 365 -

 

При установившейся фильтрации жидкости депрессия на забое добывающей скважины и репрессия на забое нагнетательной сква­жины находятся в прямой связи соответственно с дебитом по жид­кости дж и приемистостью W:

 

Здесь K" и К" — коэффициент продуктивности и коэффициент при­емистости скважины, выражаемые соответственно в (т/сут)/0,1 МПа и в (м³/сут)/0,1 МПа и характеризующие изменение дебита и прие­мистости скважины на единицу изменения перепада давления в сква­жине. Коэффициенты K’ и K”для одной и той же скважины обыч­но имеют разные значения. Поэтому для скважины, сначала давав­шей нефть, а затем переведенной под нагнетание воды с целью со­вершенствования системы воздействия, эти коэффициенты должны определяться самостоятельно при добыче нефти и при закачке рабо­чего агента. Дебит скважины по жидкости с/_ж и приемистость скважины W при установившейся фильтрации жидкости определяют по уравнениям:

 

Радиус условного контура питания скважины R_K принимают рав­ным половине расстояния между скважинами.

Приведенный радиус скважины r_ПР — радиус условной совершенной скважины, принимаемой в качестве эквивалента реальной скважины, несовершенной по качеству и степени вскрытия пласта, но имеющей те же дебит и депрессию.

Соответственно коэффициенты продуктивности и приемистости представляют собой комплексные характеристики соответственно добывных возможностей и приемистости скважины.

 

- 366 -

 

На практике коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов. Метод основан на измерении дебита и забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между де­битом и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис. 127). При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке.

По добывающим скважинам при больших значениях дебита они могут быть изогнутыми в результате нарушения линейного закона фильтрации вблизи скважины, уменьшения проницаемости в свя­зи со смыканием трещин при значительном снижении забойного давления. По нагнетательным скважинам основной причиной ис­кривления индикаторных линий является раскрытие микротрещин в пласте по мере увеличения забойного давления.

Уравнение прямолинейной индикаторной линии добывающей нефтяной скважины имеет вид

 

 

 

- 367 -

При прямолинейном характере индикаторной кривой коэффи­циент К'(К") остается постоянным в интервале исследованных режи­мов и численно равен тангенсу угла между кривой и осью перепа­да давления.

На искривленном участке индикаторной кривой коэффициент продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кри­вой определяется как отношение дебита (приемистости) к соответ­ствующему перепаду давления. Значение коэффициента продуктив­ности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приеми­стости) скважины при перепадах давления, допустимых в рассма­триваемых геологических и технических условиях.

В промыслово-геологической практике часто пользуются удель­ным коэффициентом продуктивности (приемистости) К_УД, характе­ризующим значение коэффициента продуктивности (приемисто­сти) К' (К") на 1 м работающей толщины пласта h :

К_УД = К/h. (6.26)

Этот показатель используют при обосновании кондиционных значений параметров продуктивных пластов, при сравнении филь­трационной характеристики пластов разной толщины и в других случаях.

Дебит газа q_Г скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давления Р²_ПЛ — Р²_ЗАБ

 

В отличие от уравнения притока нефти к скважине в уравнении притока газа дробь в его правой части не является коэффициентом продуктивности, так как в связи с нелинейностью фильтрации газа дебит его пропорционален не депрессии, а некоторой нелинейной функции давления. Этот коэффициент пропорциональности может быть определен с помощью индикаторной линии, построенной в ко­ординатах q_Г и (P²_ПЛ.ТЕК–Р²_ЗАБ)/q_Г. Уравнение индикаторной линии имеет вид

(P²_ПЛ.ТЕК–Р²_ЗАБ)/q_Г = А+Вq (6.28)

где А и В — коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров пласта в призабойной зоне (А) и от кон­струкции скважины (В).

 

 

- 368 -

Коэффициент А численно равен значению (P²_ПЛ.ТЕК–Р²_ЗАБ)/q_Г в точке пересечения индикаторной линии с осью ординат. Дробь в правой части уравнения соответствует 1/А, т.е.

 

По данным исследования скважин (по методу установившихся от­боров) оценивается основная фильтрационная характеристика пла­ста — коэффициент проницаемости, а также комплексные характери­стики пластов, учитывающих одновременно два-три основных свой­ства продуктивных пластов, оказывающих влияние на разработку залежей.

Ниже приводятся наиболее широко применяемые комплексные характеристики продуктивных пластов.

Коэффициент гидропроводности

ε=k_ПРh/μ. (6.30)

где к_ПР— проницаемость пласта в районе исследуемой скважины;

h — работающая толщина пласта;

μ — вязкость жидкости или газа. Размерность коэффициента

м⁵/(Н • с).

Коэффициент — наиболее емкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине.

Коэффициент проводимости

α=к_ПР/μ. (6.31)

Размерность коэффициента м⁴/(Н-с): он характеризует под­вижность флюида в пластовых условиях в районе скважины.

Коэффициент провдимости

где кП — коэффициент пористости пласта; βЖ и βс — коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости и по­ристой… кПРЖ–βс– коэффициентупругоемкости пласта β*. Размерность коэффициента пьезопроводности м2/с.

ВВЕДЕНИЕ................................................................................................. 3

Геология — наука о земле........................................................................ 3

Разделы геологии........................................................................................ 3

История развития геологии как науки................................................. 4

Роль геологии в развитии нефтяной промышленности.................... 5

ГЛАВА 1. ОСНОВЫ ОБЩЕЙ ГЕОЛОГИИ.........................................7

1.1. Земля и Вселенная..............................................................................7

1.1.1. Солнечная система7

Галактика 8

Строение Вселенной 9

Методы изучения Вселенной 10

Гипотезы образования планет Солнечной системы 12

Специальные термины 13

Контрольные вопросы 14

Общая характеристика Земли....................................................... 14

Форма и размер Земли 14

Понятие о плотности и массе Земли 15

Магнетизм Земли 15

Теплота Земли 16

Специальные термины 17

Контрольные вопросы 18

Строение Земли................................................................................. 18

Внешние оболочки Земли 19

Внутренние оболочки и ядро Земли 20

Гипотезы возникновения земной коры 23

Физическая жизнь земной коры................................................... 24

Общая характеристика геологических процессов 24

Экзогенные процессы 25

Выветривание (гипергенез) 25

Денудация 27

 

 

- 377 -

Геологическая деятельность ветра 27

Геологическая деятельность

Поверхностных текущих вод...................................... 27

Геологическая деятельность подземных вод 30

Геологическая деятельность ледников 32

Многолетняя (вечная) мерзлота 38

Общие сведения о Мировом океане 41

Основные черты рельефа дна океана 43

Геологическая деятельность моря 47

Понятие о фациях 55

Эндогенные геологические процессы....................................... 56

Тектонические процессы 56

Магматические процессы 58

Метаморфические процессы 62

Землетрясения 62

Контрольные вопросы................................................ 63

ГЛАВА 2. ОСНОВЫ МИНЕРАЛОГИИ И ПЕТРОГРАФИИ.......... 65

Общие сведения о минералогии......................................................... 65

Понятие о минералах 67

Физические свойства минералов 71

Классификация минералов, их характеристика 73

Породообразующие минералы 78

Контрольные вопросы............................................................ 78

Специальные термины............................................................ 78

Основы петрографии.......................................................................... 79

Общие сведения о горных породах 79

Магматические породы 80

Осадочные породы 83

Метаморфические породы 86

Контрольные вопросы............................................................ 87

ГЛАВА 3. ОСНОВЫ ИСТОРИЧЕСКОЙ

И СТРУКТУРНОЙ ГЕОЛОГИИ..................................... 88

Основы исторической геологии................................................... 88

Методы исторической геологии 88

Фации и формации комплексов горных пород 89

 

 

- 378 -

Стратиграфические

И геохронологические подразделения.................................... 89

Определение возраста Земли и горных пород 92

Развитие органического мира

И тектонические движения Земли........................................... 94

Контрольные вопросы............................................................ 96

Основы структурной геологии.................................................... 97

Основные элементы структуры литосферы 97

Основные формы залегания горных пород 103

Топография океана 112

Развитие структур земной коры 115

Спрединг океанического дна 116

Тектоника литосферных плит 119

Контрольные вопросы....................................................................... 123

ГЛАВА 4. ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА..................... 126

Нефть и природный газ.................................................................... 126

Гипотезы образования нефти и газа 126

Нефть и природный газ —

Пенные природные ископаемые........................................... 129

Нефть, ее химический состав и свойства 132

Природный углеводородный газ 136

Воды нефтяных и газовых месторождений 140

Нефть как источник загрязнения

Окружающей среды................................................................ 143

Условия залегания нефти и газа в недрах земли............................ 147

Понятие о породах-коллекторах 147

Фильтрационные свойства пород-коллекторов 153

Нефте-, газо-, водонасыщенность

Пород-коллекторов................................................................ 156

Понятие о покрышках 158

Природные резервуары и ловушки 159

Залежи и месторождения нефти и газа 162

Образование и разрушение залежей нефти и газа 162

Контрольные вопросы.......................................................... 165

 

- 379 -

Нефтегазоносные провинции....................................................... 165

Понятие о нефтегазоносных провинциях

И областях............................................................................. 165

Нефтегазоносные провинции и области России

И сопредельных государств................................................... 166

Волго-Уральская нефтегазоносная провинция 169

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция 174

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция 179

Контрольные вопросы....................................................... 203

ГЛАВА 5. ПОИСК И РАЗВЕДКА НЕФТИ И ГАЗА................. 204

Понятие о поиске и разведке месторождений нефти и газа... 204

Методологические основы прогнозирования

И проведения геологоразведочных работ....................... 204

Методы поисков и разведки

Нефтяных и газовых месторождений............................... 207

Геологические методы исследований 207

Полевые геофизические методы исследований 210

Геохимические методы поисков и разведки 227

Буровые работы.

Геолого-геофизические исследования скважин............ 230

Методы, этапы и стадии поисково-разведочных работ.......... 236

Региональные работы 236

Стадии подготовки площадей

К глубокому поисковому бурению................................... 238

Поисковое бурение 239

Разведочное бурение на месторождениях нефти 240

Особенности разведки газовых

И газоконденсатных месторождений................................ 244

Доразведка нефтяных и газовых месторождений

В процессе их разработки................................................... 245

Промышленная оценка открытых

Месторождений нефти и газа............................................. 246

Оценка эффективности геологоразведочных

Работ на нефть и газ............................................................ 247

Контрольные вопросы....................................................... 248

 

 

- 380 -

ГЛАВА 6. НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯ..................... 249

Методы изучения геологических разрезов

И технического состояния скважин 249

Цели и задачи нефтегазопромысловой геологии 249

Методы изучения геологических разрезов

И технического состояния скважин 252

З. Геологические методы исследования скважин.................... 253

Рациональный комплекс геофизических исследований для

Различныхкатегорий скважин 255

Геохимические методы изучения

Разрезов скважин 256

Основные принципы выделения продуктивных

И маркирующих горизонтов в разрезе скважин 257

Построение геолого-геофизических

Разрезов скважин 258

Вскрытие, опробование продуктивных пластов

И испытание скважин 260

Методы изучения залежей нефти и газа

По данным бурения и эксплуатации 265

Корреляция разрезов скважин 265

Составление корреляционных схем 267

Учет искривления скважин 270

Построение геологических профилей 271

Составление типового и сводного разрезов 272

Выделение коллекторов в однородных

И неоднородных продуктивных пластах 276

Построение карты поверхности

Топографического порядка 278

Определение границ распространения коллекторов и построение карты эффективной мощности продуктивного пласта 281

Особенности построения структурных карт продуктивного пласта 283

 

- 381 -

Определение границ распространения

Залежей нефти и газа и построение карт

Эффективной мощности нефтегазонасыщенной

Части пласта................................................................................ 285

Количественная оценка геологической

Неоднородности пластов с применением

Математических методов на ЭВМ........................................... 288

Контрольные вопросы.............................................................. 290

Режимы залежей нефти и газа........................................ 290

Основные источники энергии в пластах 290

Давление в нефтяных и газовых залежах 291

Режимы нефтяных залежей 294

Режимы газовых залежей 300

Контрольные вопросы.......................................................................... 301

Методы подсчета запасов нефти и газа....................... 302

Классификация запасов месторождений

Нефти и газа 302

Методы подсчета запасов нефти 311

Методы подсчета запасов газа 313

Принципы подсчета запасов

Сопутствующих компонентов..................................................... 316

Контрольные вопросы................................................................. 317

Геологические основы разработки

Нефтяных и газовых месторождений................................................. 317

Рациональные системы разработки 317

Геологические факторы, определяющие выбор

Рациональной системы разработки.......................................... 317

Основные геолого-технологические факторы,

Влияющие на величину коэффициента

Извлечения нефти из недр.................................................................... 318

Геологическое обоснование систем разработки

Залежей нефти с заводнением............................................................... 319

Геологическое обоснование методов повышения

Коэффициента извлечения нефти.............................................. 324

Геологическое обоснование способов

Интенсификации работы скважин............................................ 326

 

-382 -

Геологические особенности разработки

Газовых месторождений............................................................... 327

Геологические особенности разработки

Газоконденсатных месторождений............................................. 328

Особенности проектирования систем разработки

Нефтяных и газовых залежей...................................................... 328

Контрольные вопросы................................................................. 331

Геолого-промысловый контроль

За разработкой месторождения........................................................... 332

Стадии процесса разработки нефтяных залежей................... 332

Методы геолого-промыслового контроля

За разработкой нефтяных и газовых залежей......................... 333

Контроль за дебитами и приемистостью скважин................. 337

Изучение границ залежей,

Связанных с фациальной изменчивостью пластов

И стратиграфическими несогласиями....................................... 338

Изучение положения ВНК

В залежах с подошвенной водой................................................. 339

Геологическая неоднородность

Нефтегазоносных пластов..................................................................... 346

Учет показателей работы скважин.

Документация................................................................................ 352

Геолого-промысловая документация

По объектам разработки в целом............................................... 355

Пластовое и забойное давление

При разработке залежей............................................................... 358

Карта изобар............................................................................... 362

Перепады давления в пласте при добыче

Нефти и газа, комплексные показатели

Фильтрационной характеристики пластов......................... 365

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 370

 

 

- 383 -

Учебное пособие

для средних специальных

учебных заведений

 

Лазарев В.В.

 

 

ГЕОЛОГИЯ

Оригинал-макет Д.В. Смышляев Корректор Т.В. Кулинич