Основные сведения о нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях

Понятие о месторождении

Аккумулятором или вместилищем для воды, нефти и газа в недрах земной коры служит пласт-коллектор, называемый природным резервуаром, в кровле и подошве которого залегают покрышки, сложенные плохо проницаемыми породами.

Хорошими коллекторами являются осадочные породы: пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты. Слабопроницаемые породы, являющиеся кровлей и подошвой нефтяного месторождения: глина, сланец и др.

Иногда нефть может быть в трещинах и порах изверженных пород, но эти скопления, как правило, не имеют промышленного значения.

Образовавшиеся при определенных условиях нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, перемещаются к его кровле, скапливаются там и попадают в ловушку.

В природе существуют самые разнообразные виды ловушек (рис. рис. 3.1, рис. 3.2, рис. 3.3, рис. 3.4), наиболее распространенными из которых являются сводовые ловушки (рис. 3.1).

В ловушке любой формы при благоприятных условиях может произойти значительное скопление нефти и газа, называемое залежью. Совокупность залежей одной и той же группы (например, сводовых), находящихся в недрах земной коры единой площади, называется месторождением нефти и газа.

Месторождения могут быть нефтяными, газоконденсатными, газонефтяными.

Существование в земной коре двух основных геологических структур – геосинклиналей (т. е. в виде складок) и платформ (горизонтальное залегание пластов) предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса (рис. 3.5):

1 класс – месторождения, сформировавшиеся в геосинклинальных (складчатых) областях;

2 класс – месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.

Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений

Цель поисково-разведочных работ: выявление, оценка запасов и подготовка к разработке промышленных залежей нефти и газа.

В ходе поисково-разведочных работ применяются геологические, геофизические, методы, а также бурение скважин и их исследование.

Геологические методы. Проведение геологической съёмки предшествует всем остальным видам поисковых работ. Для этого геологи выезжают в исследуемый район и осуществляют так называемые полевые работы. В ходе них они изучают пласты горных пород, выходящие на дневную поверхность, их состав и углы наклонов. Для анализа коренных пород, укрытых современными наносами, роются шурфы (вертикальная, реже наклонная, неглубокая горная выработка, обычно с площадью сечения прямоугольной формы, пройденная с поверхности) глубиной до 3 м. А с тем, чтобы получить представление о более глубоко залегающих породах, бурят картировочные скважины глубиной до 600 м.

По возвращении домой выполняются камеральные работы, т. е. обработка материалов, собранных в ходе предыдущего этапа. Итогом камеральных работ являются геологическая карта и геологические разрезы местности.

Геологическая карта – это проекция выходов горных пород на дневную поверхность. Антиклиналь (изгиб пласта, направленный выпуклостью вверх) на геологической карте имеет вид овального пятна, в центре которого располагаются более древние породы, а на периферии – более молодые.

Однако как бы тщательно не производилась геологическая съемка, она дает возможность судить о строении лишь верхней части горных пород. Чтобы "прощупать" глубокие недра используют геофизические методы. Геофизические методы. К геофизическим методам относятся сейсморазведка, электроразведка и магниторазведка.

Сейсмическая разведка (рис. 3.6) основана на использовании закономерностей распространения в земной коре искусственно создаваемых упругих волн.

Волны создаются одним из следующих способов:

Скорость распространения сейсмических волн в породах различной плотности неодинакова: чем плотнее порода, тем быстрее проникают сквозь нее волны. На границе раздела двух сред с различной плотностью упругие колебания частично отражаются, возвращаясь к поверхности земли, а частично преломившись, продолжают свое движение вглубь недр до новой поверхности раздела. Отраженные сейсмические волны улавливаются сейсмоприемниками. Расшифровывая затем полученные графики колебаний.

Электрическая разведка основана на различной электропроводности горных пород. Так, граниты, известняки, песчаники, насыщенные соленой минерализованной водой, хорошо проводят электрический ток, а глины, песчаники, насыщенные нефтью, обладают очень низкой электропроводностью.

Принципиальная схема электроразведки с поверхности земли приведена на рис. 3.7. Через металлические стержни $$А$$ и $$В$$ сквозь грунт пропускается электрический ток, а с помощью стержней $$М$$ и $$N$$ и специальной аппаратуры исследуется искусственно созданное электрическое поле. На основании выполненных замеров определяют электрическое сопротивление горных пород. Высокое электросопротивление является косвенным признаком наличия нефти или газа.

Гравиразведка основана на зависимости силы тяжести на поверхности Земли от плотности горных пород. Породы, насыщенные нефтью или газом, имеют меньшую плотность, чем те же породы, содержащие воду. Задачей гравиразведки является определение мест с аномально низкой силой тяжести.

Магниторазведка основана на различной магнитной проницаемости горных пород. Наша планета – это огромный магнит, вокруг которого расположено магнитное поле. В зависимости от состава горных пород, наличия нефти и газа это магнитное поле искажается в различной степени. Часто магнитомеры устанавливают на самолеты, которые на определенной высоте совершают облеты исследуемой территории. Аэромагнитная съемка позволяет выявить антиклинали на глубине до 7 км, даже если их высота составляет не более 200 $$\div$$ 300 м.

Геологическими и геофизическими методами, главным образом, выявляют строение толщи осадочных пород и возможные ловушки для нефти и газа. Однако наличие ловушки ещё не означает присутствия нефтяной или газовой залежи. Выявить из общего числа обнаруженных структур те, которые наиболее перспективны на нефть и газ, без бурения скважин помогают гидрогеохимические методы исследования недр.

Гидрогеохимические методы. К гидрохимическим относят газовую, люминесцентно-битумонологическую, радиоактивную съёмки и гидрохимический метод.

Газовая съёмка заключается в определении присутствия углеводородных газов в пробах горных пород и грунтовых вод, отобранных с глубины от 2 до 50 метров. Вокруг любой нефтяной и газовой залежи образуется ореол рассеяния углеводородных газов за счет их фильтрации и диффузии по порам и трещинам пород. С помощью газоанализаторов, имеющих чувствительность 10^-5 $$\div$$ 10^-6 %, фиксируется повышенное содержание углеводородных газов в пробах, отобранных непосредственно над залежью. Недостаток метода заключается в том, что аномалия может быть смещена относительно залежи (за счет наклонного залегания покрывающих пластов) или же быть связана с непромышленными залежами.

Применение люминесцентно-битумонологической съемки основано на том, что над залежами нефти увеличено содержание битумов в породе, с одной стороны, и на явлении свечения битумов в ультрафиолетовом свете, с другой. По характеру свечения отобранные пробы пород делают вывод о наличии нефти в предполагаемой залежи.

Известно, что в любом месте нашей планеты имеется, так называемый, радиационный фон, обусловленный наличием в её недрах радиоактивных трансурановых элементов, а также воздействием космического излучения. Специалистам удалось установить, что над нефтяными и газовыми залежами радиационный фон понижен. Радиоактивная съемка выполняется с целью обнаружения указанных аномалий радиационного фона. Недостатком метода является то, что радиоактивные аномалии в приповерхностных слоях могут быть обусловлены рядом других естественных причин. Поэтому данный метод пока применяется ограниченно.

Гидрохимический метод основан на изучении химического состава подземных вод и содержания в них растворенных газов, а также органических веществ, в частности арионов. По мере приближения к залежи концентрация этих компонентов в водах возрастает, что позволяет сделать вывод о наличии в ловушках нефти или газа.

Бурение и исследование скважин. Бурение скважин применяется с целью поиска залежей и при проведении геологоразведочных работ по ее изучению с целью оценки запасов нефти и газа и подготовки ее к разработке.

Еще в процессе бурения отбирают керн – цилиндрические образцы пород, залегающих на различной глубине в перспективных частях геологического разреза на обнаружение залежей углеводородов (рис. 3.8).

Исследование керна позволяет установить его нефтегазоносность и определить емкостные и фильтрационные свойства пород слагающих залежь. По завершению бурения обязательной процедурой является исследование скважин геофизическими методами.

Наиболее распространенный способ геофизических исследований скважин – электрокаротаж. В этом случае в скважину после извлечения бурильных труб опускают на электрическом кабеле приборы, позволяющие определять электрические свойства пород пройденных скважиной. Результаты измерений представляются в виде электрокаротажных диаграмм. Расшифровывая их, определяют интервалы залегания проницаемых пластов и характер флюидов, находящихся в их поровом пространстве.

Кроме этого применяют и другие методы исследования: измерение температуры по разрезу скважины (термометрический метод); измерение скорости звука в породах (акустический метод); измерение радиоактивности пород (радиоактивный метод) и т. д.

Этапы поисково-разведочных работ

Поисковый этап. Поисковые работы направлены на обеспечение необходимых условий для прироста разведанных запасов нефти и газа. Он разделяется на стадию выявления и подготовки объектов для поискового бурения и стадию поиска месторождений (залежей) нефти и газа.

Разведочный этап. На этом этапе решается общая задача подготовки промышленных месторождений (залежей) к разработке.

Промышленная ценность месторождения определяется не только его размерами, но в значительной степени и физическими свойствами коллекторов, пластовых жидкостей и газов, а также видом и запасом пластовой энергии.

Породы нефтяной (газовой) залежи характеризуются пористостью, гранулометрическим составом, проницаемостью, удельной поверхностью, карбонатностью, сжимаемостью и насыщенностью нефтью, газом и водой. Эти параметры пород продуктивного пласта необходимы для решения задач рациональной разработки и эксплуатации месторождений.

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом (рис. 3.1).

Статическая полезная емкость коллектора $$V_{ст}$$ характеризует относительный объем пор и пустот, которые могут быть заняты жидкостью или газом.

Динамическая полезная емкость $$V_{дин}$$ характеризует относительный объем пор и пустот, через которые фильтруются или могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте.

Различают поровые каналы:

Широкие измерения предела пористости одних и тех же пород объясняются действием многих факторов: взаимное расположение зерен, процесса цементации, растворения и отношения солей и др.

Гранулометрический (механический) состав – содержание в породе частиц различной величины, выраженное в весовых процентах.

От гранулометрического состава зависят не только пористость, но и другие важнейшие свойства пористой среды: проницаемость, удельная поверхность и др.

На основании результатов механического анализа, проводимого в процессе эксплуатации месторождения, для оборудования забоев нефтяных скважин подбирают фильтры, предохраняющие скважину от поступления в нее песка, подбирают режимы промывок песчаных пробок и т. д. Анализ механического состава широко применяется не только для изучения свойств их происхождения, но и в нефтепромысловой практике. Механический состав определяют ситовым анализом (размер частиц $$\alpha$$ > 0,05 мм), седиментационным, в жидкости различная скорость осаждения.

Результаты замера представлены на рис. 3.9.

Коэффициент неоднородности $$K_H=\frac {d_{60}}{d_{10}}$$, где $$d_{60}$$ – $$\varnothing$$ частиц, при котором сумма масс всех фракций, включая этот $$\varnothing$$ = 60 % от массы всех фракций, тоже $$d_{60}$$ (от нуля до этого диаметра).

Для нефтяных и газовых месторождений $$K_H=1,1 \div 20,0$$.

Проницаемость горных пород – важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать сквозь себя жидкость и газы при наличии перепада давления.

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть, газ, вода или, скажем, их смеси. В зависимости от того, что движется в пористой среде и каков характер движения, проницаемость одной и той же среды может быть различной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (или фазовой) и относительной проницаемости.

Абсолютная проницаемость – проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости).

Фазовая (эффективная) проницаемость – проницаемость породы для одного газа или жидкости при содержании в породе многофазных систем.

Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости данной пористой среды к абсолютной ее проницаемости. За единицу проницаемости принимается – проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью в 1 м² и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м³ /с.

В промысловых исследованиях для оценки проницаемости обычно пользуются практической единицей – мкм²·10^-3 (микрометр квадратный).

Проницаемость естественных нефтяных коллекторов изменяется в очень широком диапазоне значений даже в пределах одного и того же пласта. Приток нефти и газа к забою скважин наблюдается в пластах с высоким пластовым давлением даже при незначительной проницаемости пород (10$$\div$$20 мкм²·10^-3 и менее). Проницаемость большинства нефтеносных и газоносных пластов составляет обычно несколько сот мкм²·10^-3.

На проницаемость влияет характер напластования пород.

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть или газ (при наличии в порах воды), или многофазные системы (вода, нефть и газ одновременно). В этих условиях проницаемость породы для одной какой-либо фазы всегда будет меньше абсолютной проницаемости этой породы. При этом величина эффективной (фазовой) проницаемости зависит от нефте-, газо- и водонасыщенности породы. Так, при водонасыщенности примерно 20 % проницаемость породы для нефти падает, в то время как движение воды в порах почти не наблюдается. При водонасыщенности 80 % движение нефти (газа) практически прекращается и фильтруется только вода.

Таким образом, необходимо предохранять нефтяные пласты от преждевременного обводнения и предотвращать прорыв вод к забоям нефтяных скважин.

Некоторое влияние на относительную проницаемость различных фаз оказывают физико-химические свойства жидкостей, проницаемость пород, градиент давления.

Карбонатность нефтегазосодержащих пород – это суммарное содержание (%) солей угольной кислоты в коллекторах (СаСО₃, CaMg(CO₃)₂ определяется путем растворения навески породы в НСl.

Чем выше карбонатность, тем ниже проницаемость пород и в целом хуже коллекторные свойства.

По мере роста карбонатности песчаников постепенно снижается их пористость, а когда карбонатность достигает 10 %, снимается и проницаемость. При карбонатности 25 $$\div$$ 30 % песчаники практически перестают быть поровыми коллекторами.

Удельная поверхность – отношение общей поверхности открытых поровых каналов к объему породы. Величина ее в коллекторах нефти и газа составляет десятки тысяч квадратных метров (при диаметре зерен 0,2 мм удельная поверхность превышает 20 000 м²/м³). Вследствие этого в виде пленочной нефти и конденсата в пласте остается большое количество углеводородов.

Горно-геологические параметры месторождения:

Размеры месторождений в среднем составляют: длина 5 $$\div$$ 10 км, ширина 2 $$\div$$ 3 км, высота (этаж нефтегазоностности) 50 $$\div$$ 70 м.

В Томской области открыто более 118 месторождений углеводородного сырья ( нефтяных, нефтегазоконденсатных, 7газоконденсатных). Основные нефтяные месторождения: Советское, Первомайское, Стрежевское и Вахское, расположенные на территориях Томской области и Ханты-Мансийского автономного округа, а Крапивинское – на территориях Томской и Омской областей. Основными месторождениями свободного газа являются: Мыльджинское, Лугенецкое и Северо-Васюганское. Наиболее крупными по запасам конденсата являются Мыльджинское и Лугенецкое месторождения.