Горные породы, газовые и нефтяные месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное

учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОЛЛЕДЖ

Заочное отделение

Контрольная работа №1

По дисциплине

«ГЕОЛОГИЯ»

Вариант № 3

Выполнил:

Студент 1 курса

Группы НРтз-12(11)

Успенская Наталья Аркадьевна

2013



ЗАДАНИЯ К КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЕ

1.Описать магматические и метаморфические горные породы, продукты извержения вулканов. На контурную карту мира условными обозначениями нанести вулканические зоны мира и главные вулканы.

2.Дать понятие о газоконденсате и назвать основные газоконденсатные месторождения в России и в мире.

3.Дать краткую характеристику методам подсчета запасов нефти, выявить сущность объемного метода подсчета запасов нефти.

4.Описать задачи, методику, оценку результатов поискового бурения.

5.Описать Тимано-Печерскую нефтегазоносную провинцию.



1. Описать магматические и метаморфические горные породы, продукты извержения вулканов. На контурную карту мира условными обозначениями нанести вулканические зоны мира и главные вулканы

Образования, состоящие из отдельных минералов и их ассоциаций, характеризующиеся относительно постоянным составом и образовавшиеся в определённых геологических условиях внутри Земли, или на её поверхности, называют горными породами. Горные породы, содержащие полезные компоненты и отдельные минералы, извлечение которых экономически целесообразно, называют полезными ископаемыми.

Состав, строение и условия залегания горных пород зависят от формирующих их геологических процессов, происходящих в определённой обстановке внутри земной коры или на её поверхности. В соответствии с главными геологическими процессами, приводящими к образованию горных пород, среди них различают три генетических типа: магматические, осадочные и метаморфические.

Магматические породы образовались непосредственно из магмы (расплавленной массы преимущественно силикатного состава), в результате ее охлаждения и застывания. Осадочные горные породы образуются в результате пере отложения продуктов выветривания и разрушения различных горных пород, химического и механического выпадения осадка из воды, жизнедеятельности организмов или всех трёх процессов одновременно (песок, известняк, доломит и др.). Метаморфические породы образовались путем преобразования магматических, осадочных и самих метаморфических горных пород под воздействием высокой температуры, давления и различных химических процессов (мрамор, кварцит, гнейсы, сланцы).

Магматические и метаморфические горные породы слагают около 90% объёма земной коры, остальные 10% приходятся на долю осадочных пород, однако последние занимают 75% площади земной поверхности.

МАГМАТИЧЕСКИЕ ГОРНЫЕ ПОРОДЫ.

Магматические породы образуются, как уже говорилось, путем кристаллизации магматического расплава. В основу классификации магматических горных пород положен их генезис, химический и минеральный состав. По генезису магматические горные породы подразделяются на эффузивные, субвулканические и интрузивные. В зависимости от того, на какой глубине происходит этот процесс, среди магматических пород выделяют:

Интрузивные (лат. "интрузио" - проникаю, внедрять) (глубинные, абиссальные), которые кристаллизуются на больших глубинах в толще земной коры среди других горных пород. Интрузивные горные породы формируются в условиях медленного понижения температуры при высоком всестороннем давлении в глубинах земной коры, вследствие чего обладают полнокристаллической, крупнозернистой структурой; Интрузивные породы возникли в результате постепенного остывания магмы, при высоком давлении внутри земной коры, благодаря чему образовались массивные плотные породы с полнокристаллической структурой (гранит, лабрадорит, габбро).

Субвулканические и жильные (полуглубинные, гипабиссальные), формирующиеся ближе к поверхности земли, при более быстрых снижениях температуры в условиях более низкого давления;

Эффузивные (лат. "эффузио" - излияние) (излившиеся, вулканические), застывшие на дневной поверхности в результате излияния магмы в виде лавы при вулканических извержениях. Эффузивные горные породы вследствие быстрого застывания обычно мелкозернисты и частично, а иногда полностью состоят из стекла. Часто в них встречаются более крупные кристаллы вкрапленники. Эффузивные породы образовались при излиянии лавы, которая быстро остывала на поверхности земли, при низкой температуре и давлении. Породы этой группы имеют скрыто- или мелкокристаллическую структуру и большую пористость (порфир, базальт, вулканический туф, пепел, пемза и др.).

В основе химической классификации лежит процентное содержание кремнезёма (SiO2) в породе. По этому показателю выделяют ультракислые, кислые, средние, основные и ультраосновные породы.

Минеральный состав горных пород зависит от химического состава магмы и от условий ее кристаллизации. Условия кристаллизации определяют появление тех или иных минералов, в частности образование полиморфных разновидностей. Так, калиевый полевой шпат в эффузивных породах кристаллизуется в форме санидина, а в интрузивных породах -- ортоклаза или микроклина. Роговые обманки кристаллизуются только в глубинных условиях, а при застывании лавы на земной поверхности вместо них образуются пироксены. Такой минерал, как лейцит, может образоваться лишь в эффузивных породах, а в интрузивных породах он заменяется смесью ортоклаза и нефелина.

Таким образом, хотя минеральный состав и определяется в первую очередь химическим составом магмы, возможны некоторые его варианты, зависящие от условий образования породы. Поэтому минеральный состав, как наиболее существенная особенность магматических горных пород, положен в основу их классификации. Использование минерального состава вместо химического для классификации магматических пород имеет также то преимущество, что минералы доступны для непосредственного наблюдения и легко диагностируются с помощью поляризационного микроскопа.

Магматические горные породы (изверженные) образуются в результате остывания магмы и её кристаллизации

МЕТАМОРФИЧЕСКИЕ ГОРНЫЕ ПОРОДЫ.

Метаморфические породы, подвергаются метаморфизму, т.е. изменяют минеральный состав или размер и текстуру агрегатов зёрен без существенного изменения химического состава (за исключением содержания Н2О и CO2) под воздействием флюидов, температуры и давления. Различают пара- и ортометаморфические породы, возникшие при метаморфизме осадочных и изверженных пород соответственно.

Наиболее распространены метаморфические горные породы сланцеватой или полосчатой текстуры -- сланцы, гнейсы, хотя нередки и массивные породы, например мраморы, кварциты, роговики. Кроме того, широко развиты породы с катакластическими текстурами, возникшими при дислокационном или динамическом метаморфизме, -- разнообразные катаклазиты и милониты.

Состав метаморфических горных пород, как и их физико-механические свойства, варьирует в широких пределах. Различают метапелиты -- производные кислых осадочных и изверженных пород (аргиллитов, алевролитов, песчаников, гранитоидных вулканитов и интрузивных пород) и метабазиты -- производные основных осадочных и магматических пород. Особняком стоят карбонатные метаморфические горные породы -- мраморы, кальцифиры, карбонатные катаклазиты.

По характеру температурного воздействия различают регионально-метаморфизованные (низкий температурный градиент, огромные региональные объёмы метаморфические горные породы, возникших в сходных интервалах температуры и давления) и контактово-метаморфизованные горные породы (локально высокие температурные градиенты возле магматических тел, малые глубины, небольшие объёмы метаморфических горных пород, возникших в сходных интервалах температуры и давления, концентрическая зональность около интрузивных тел). Контактово-метаморфизованные горные породы, образованные за счёт глинистых и других алюмосиликатных горных пород, -- роговики, за счёт известняков -- мраморы, бокситов -- наждаки.

Среди регионально-метаморфизованных пород выделяют различные типы метаморфических горных пород, характерные для определённых фаций метаморфизма. Это разнообразные сланцы от низкотемпературных хлоритовых и серицитовых до кристаллических сланцев различного состава, образованных в высокотемпературных условиях. Существенно роговообманково-плагиоклазового состава метабазиты называются амфиболитами. Гнейсы -- метапелитовые полосчатые породы высоких ступеней метаморфизма, близкие к гранитоидам по химическому составу. К метаморфическим горным породам высоких давлений (1500 МПа) многие исследователи относят эклогиты -- массивные существенно гранато-пироксеновые породы со значительным содержанием пиропа в гранате и жадеита в пироксене.

ПРОДУКТЫ ВУЛКАНИЧЕСКИХ ИЗВЕРЖЕНИЙ

В последствие извержения вулкана выделяются продукты вулканической деятельности, которые бывают трех видов - жидкие, газообразные и твердые.

Жидкие. Это именно лава, температура этих извержений в пределах 600-1200 с. Вязкость лавы объясняется ее химическим составом и зависит от количества кремнезема или диоксида кремния. Если содержание кремнезема высокое - более 65 %, то лаву называют кислой, она довольно легкая, вязкая, содержит много газов, медленно остывает и малоподвижная температура (800-9000с). Если содержание кремнезема 60-52 %, то это средняя лава - они вязкие, но нагреты сильнее (до 1000-12000с). Менее 52 % - основная лава - они жидкие, быстро текут, после застывания образуется корочка, под которой продолжается движение жидкости.

Газообразные - фумарол и софион. У них очень важная роль: во время кристаллизации магмы именно выделяющиеся газы вызывают взрывы и выбрасывают лаву на поверхность. При извержении происходит выделение газовых струй - именно они образуют в атмосфере грибовидное облако, состоящее из капелек расплавленного пепла и газа. Есть несколько видов фумарол: сухие (температура 5000с); кислые (температура 3000-4000с); щелочные или аммиачные (температура не больнее 1800с); сернистые или сольфатары (температура около 1000с); углекислые или моферы (температура меньше 1000).

Твердые - вулканические бомбы, лапилли, пепел, вулканический песок. Когда извергается вулкан, они вылетают со скоростью 500-600 м/с. Вулканические бомбы - это куски затвердевшей лавы. Размеры у них разные. Бывают двух видов: те, которые возникли из вязкой, но менее насыщенной газами лавы и те, которые формируются в движении из жидкой лавы. Лапилли - это мелкие обломки шлака. Вулканический песок - обломки лавы еще меньше, чем лапиллии. Вулканический пепел - самый мелкий вид обломков лавы, оседая, образует вулканический туф.

2.Дать понятие о газоконденсате и назвать основные газоконденсатные месторождения в России и в мире

горный порода вулкан газовый нефтяной

Газоконденсаты - природная система взаимнорастворенных газообразных и легкокипящих жидких нефтяных углеводородов, находящихся в термодинамических условиях земных недр в газообразном или парообразном фазовом состоянии. Охлаждение и снижение давления до атмосферного приводит к выпадению из этой системы жидкой фазы - конденсата. Газовая часть конденсата всегда относится к категории жирных газов. Газовые конденсаты представляют собой генетически неоднородную группу, охватывая и первичные газонефтяные системы, и метаморфизованные нефти, генерирующиеся в условиях глубокого погружения. Залежи на глубине до 6000-8000 м. Различают сырой и стабильный конденсат.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ, т.е. из пентанов и высших (С6+высш.), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ-бутанов, пропана и этана, а также Н2S и других газов.

Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного газа. На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, - это количество газа (м3), из которого добывается 1м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для разных месторождений от 1500 до 25 000 м3/м3.

Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ - пентана и высших (С6+высш.). Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40-200 С. Молекулярная масса 90-160. Плотность в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.

Основные газоконденсатные месторождения в России и в мире.

На территории России сосредоточено около 1/3 разведанных мировых запасов природного газа, потенциальные запасы которого оцениваются в 160 трлн. м3, из них на европейскую часть приходится 11,6%, а на восточные районы -- 84,4%, на шельф внутренних морей -- 0,5%.

Свыше 90% природного газа добывается в Западной Сибири, в том числе 87% -- в Ямало-Ненецком и 4% -- в Ханты-Мансийском автономных округах. Здесь расположены крупнейшие месторождения: Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье и другие. Промышленные запасы природного газа этого региона составляют более 60% всех ресурсов страны. Среди других газодобывающих территорий выделяются Урал (Оренбургское газоконденсатное месторождение -- более 3% добычи), Северный район (Вуктылское месторождение). Есть ресурсы природного газа в Нижнем Поволжье (Астраханское газоконденсатное месторождение), на Северном Кавказе (Северо-Ставропольское, Кубано-Приазовское месторождения), на Дальнем Востоке (Усть-Вилюйское, Тунгор на о. Сахалин).

Астраханское газоконденсатное месторождение -- месторождение газа, расположеное в юго-западной части Прикаспийской впадины (Прикаспийская НГП), в 60 км к северо-востоку от Астрахани.

Газоконденсатное месторождение (ГКМ) Утреннее располагается в Ямало-Ненецком Автономном округе примерно в 600 км к северо-востоку от г. Салехард. В тектоническом отношении данная территория отвечает Гыданской нефтегазоносной области (НГО) севера Западно-Сибирской платформы.

Южно-Тамбейское газоконденсатное месторождение приурочено к Ямальской нефтегазоносной области - одной из самых перспективных, но малоизученных в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Медвежье газоконденсатное месторождение располагается на севере Западно-Сибирской нефтегазносной провинции, в Надымском районе Ямало-Ненецкого автономного округ. Ближайшим населенным пунктом является п. Ныда (50 км), Салехард удален к востоку от Медвежьего месторождения на 340 км.

Русановское газоконденсатное месторождение расположено в северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, в пределах Южно-Карской нефтегазоносной области.

Оренбургское газоконденсатное месторождение расположено в пределах юго-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, охватывающей территорию площадью около 700 км2 - от Предуральского прогиба до Прикаспийской впадины.

Ледовое газоконденсатное месторождение расположено на шельфе Баренцева моря в центральной части Восточно-Баренцевоморского прогиба, который протягивается в субмеридиональном направлении вдоль западных берегов островов Новая Земля.

Северо-Каменномысское газоконденсатное месторождение (ГКМ) располагается на севере Западно-Сибирской платформы, в пределах Гыданской нефтегазоносной области. Месторождение находится в акватории Обской Губы Карского моря.

Киринское газоконденсатное месторождение располагается на юге Охотской нефтегазоносной провинции, в пределах Сахалинской нефтегазоносной области (НГО), которая включает в себя остров Сахалин и прилегающие акватории.

Харасавейское газоконденсатное месторождение находится в северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП), приуроченной к одноименной Западно-Сибирской плите - крупной асимметричной впадине, выполненной мезо-кайнозойскими отложениями. Северной части Западно-Сибирской НГП соответствует Ямальская нефтегазоносная область (НГО), располагающаяся в пределах центральной части полуострова Ямал и частично на шельфе Карского моря.

Ковыктинское и братское газоконденсатные месторождения расположены на юге Сибирской платформы в пределах Ангаро-Ленской ступени. Согласно нефтегеологическому районированию данная территория относится к Ангаро-Ленской нефтегазоносной области (НГО) Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП). В настоящее время в пределах Ангаро-Ленской НГО, которая характеризуется как область преимущественного газонакопления, известно несколько месторождений УВ, и, по крайней мере, одно из них (Ковыктинское) относятся к категории уникальных по запасам газа.

На территориях остальных государств находятся следующие ГКМ.

Газоконденсатное месторождение Кандым расположено в 75 км к югу от пос. Газли Бухарской области Узбекистана.

Сахалинское газоконденсатное месторождение расположено в Краснокутском районе (15 км от г. Краснокутска) Харьковской области Украины.

Газоконденсатное месторождение Апшерон (или Абшерон) расположено на шельфе Каспийского моря приблизительно в 100 км к юго-востоку от столицы Азербайджана - города Баку. В геологическом отношении эта территория относится к Южно-Каспийской впадине, отделенной от остальной части Каспийского моря подводными продолжениями горных сооружений Большого Кавказа и Копетдага

Газоконденсатное месторождение Арун располагается на северном окончании острова Суматра в провинции Ачех, Индонезия. В геологическом отношении оно связано с Северо-Суматринской впадиной, которая находится в южной части Иравадийско-Андаманского бассейна и отделяется от Центрально-Суматринской нефтегазоносной впадины региональным поднятием северо-восточного простирания.

Газоконденсатное месторождение Платонг находится на шельфе Южно-Китайского моря в водах Сиамского залива, омывающего побережье Малайзии, Камбоджи и Тайланда. Акваторию залива занимает одноименный нефтегазоносный

бассейн (Сиамский НГБ), протянувшийся на 1500 км в северо-западном направлении от дельты р. Менам на севере до островов Анамбас на юге. С запада залив ограничивает полуостров Малакка, с востока - вьетнамско-камбоджийская часть Индокитая.

Газоконденсатное месторождение (ГКМ) Довлетабад (также Даулетабад, Даулетабад-Донмез) располагается в южной части Амударьинского нефтегазоносного бассейна (НГБ), который выделяется здесь в составе Мургабской нефтегазоносной области (НГО). Мургабская НГО приурочена к крупной одноименной позднемезозойской впадине, расположенной на южной оконечности молодой эпипалеозойской Туранской плиты

Хасси Р'мейль -- гигантское газоконденсатное месторождение в Алжире. Расположено в Алжирской Сахаре (Алжиро-Ливийский нефтегазоносный бассейн). Открыто в 1956 году. Газоносность связана с отложениям нижнетриасового возраста. Данное месторождение площадью 3,5 тыс. кмі находится в центральной части свода Тильремт. Залежи расположены на глубине 2,1-2,3 км.

Шах-Дениз -- шельфовое газоконденсатное месторождение в Азербайджане. Расположено на юго-западе Каспийского моря, в 70 км к юго-востоку от Баку. Глубина моря в районе месторождения -- от 50 до 650 м. Площадь газоносного района -- около 860 кмІ.

Агаджари -- газокондесатно-нефтяное месторождение, гигантское по запасам, одно из крупнейших в Иране, в пределах Персидского залива нефтегазоносного бассейна. Открыто в 1936 году, разрабатывается с 1938 года.

Жанажол -- газоконденсатное месторождение в Мугалжарском районе Актюбинской области Казахстана. Относится к Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Таваккал - газоконденсатное месторождение в Узбекистане. Расположено в Кашкадарьинском вилояте. Открыто в марте 2010 года.

Худжум - газоконденсатное месторождение в Узбекистане. Расположено в Кашкадарьинском вилояте. Открыто в марте 2010 года.

Шахпахтым -- газоконденсатное месторождение Узбекистана, расположенное в юго-восточной части плато Устюрт на территории Кунградского района. Открыто в 1962 году. В разработку месторождение было введено в 1971 году. В 1974 году на Шахпахты было начато промышленное извлечение природного газа с годовым отбором 2,5 млрд мі.

3.Дать краткую характеристику методам подсчета запасов нефти, выявить сущность объемного метода подсчета запасов нефти

По народнохозяйственному значению запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подразделяются на две группы, подлежащие самостоятельному подсчету и учету:

балансовые--запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно;

забалансовые--запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

В балансовых запасах нефти, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы.

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

Основным графическим документом при подсчете запасов служит ПОДСЧЕТНЫЙ ПЛАН. Подсчетные планы составляются на основе структурной карты по кровле продуктивных пластов-коллекторов или ближайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносятся внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов.

На подсчетный план также наносятся все пробуренные на дату подсчета запасов скважины (с точным указанием положения устьев, точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта).

Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов производится раздельно для газовой, нефтяной,. газонефтяной, водонефтяной и газонефтеводяной зон по типам коллекторов для каждого пласта залежи и месторождения в целом с обязательной оценкой перспектив всего месторождения.

При подсчете запасов подсчетные параметры измеряются в следующих единицах: толщина в метрах; давление в мегаПаскалях (с точностью до десятых долей единицы); площадь в тысячах квадратных метров; плотность нефти, конденсата и воды в граммах на кубический сантиметр, а газа -- в килограммах на кубический метр (с точностью до тысячных долей единицы); коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности в долях единицы с округлением до сотых долей; коэффициенты извлечения нефти и конденсата в долях единицы с округлением до тысячных долей.

Запасы нефти, конденсата, этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются в тысячах тонн, газа - в миллионах кубических метров, гелия и аргона--в тысячах кубических метров.

Средние значения параметров и результаты подсчета запасов приводятся в табличной форме.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТИ НА РАЗНЫХ СТАДИЯХ ИЗУЧЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ В КОЛЛЕКТОРАХ ПОРОВОГО ТИПА.

К коллекторам порового типа относятся преимущественно терригенные и частично карбонатные коллекторы. К настоящему времени наиболее изучены коллекторы порового типа, что определяет более высокую достоверность расчетных параметров содержащихся в них залежей. Достоверность расчетных параметров повышается с каждой более высокой стадией изученности благодаря последовательной дифференциации подсчетных объектов, способствующей большей детализации строения залежей, более точному определению их геометрических форм и более глубокой дифференциации запасов.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ПО ЗАВЕРШЕНИИ СТАДИИ ПОИСКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ)

Запасы нефти и свободного газа открытых залежей подсчитываются при минимальной информации, имеющейся к этому моменту. По единственной скважине, давшей промышленный приток нефти или свободного газа, должны быть выделены эффективные нефтенасыщенные толщины, изучены коллекторские свойства и другие параметры. Структурный план залежи определяется структурной картой, служившей основой для постановки поискового бурения.

В зависимости от типа залежей расчет нефтенасыщенных объемов и подсчет запасов производятся по разному.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НА СТАДИИ ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ)

Одна из основных задач, решаемых на этой стадии, установление промышленной ценности открытого месторождения. Естественно, что подсчет должен дать порядок величины запасов разведуемых залежей. Этим определяются требования к детальности выделения подсчетных объектов при геометризации залежей и обосновании параметров подсчета. Нужно учесть, что редкая сеть разведочных скважин ограничивает возможности детализации. В связи с этим залежи в разрезе не дифференцируются. Исключение должны составлять крупные и уникальные массивные залежи, если в их разрезе прослеживаются пачки пород с резко различными коллекторскими свойствами.

Залежи любого типа, связанные с пластами, претерпевают первую дифференциацию по площади. Запасы нефтяных (НЗ), газовых (ГЗ), водонефтяных (ВНЗ) и газоводяных (ГВЗ) зон подсчитываются раздельно.

ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ ПО ЗАВЕРШЕНИЮ РАЗВЕДОЧНОГО ЭТАПА.

При подсчете запасов по завершении разведочного этапа в качестве подсчетного объекта многопластовой залежи рассматривается каждый продуктивный пласт. Такой подход способствует в первую очередь равномерному изучению разреза отложений нефтяных залежей в процессе разведочных работ, что крайне важно для повышения качества исходных данных для составления первого проектного документа на разработку.

ОСОБЕННОСТИ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НА РАЗРАБАТЫВАЮЩИХСЯ ЗАЛЕЖАХ.

Подсчет запасов нефти на залежах, вступивших в разработку и разрабатывающихся, основывается на значительно большей их изученности вследствие более плотной разбуренности добывающими скважинами и проведения в них комплекса исследований в соответствии с требованиями Инструкции по применению Классификации.

СУЩНОСТЬ ОБЪЕМНОГО МЕТОДА.

Сущность объемного метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей.

Величину этих объемов получают путем умножения горизонтальной проекции площади залежей нефти или свободного газа (F) на среднее значение вертикальной эффективной нефтенасыщенной толщины пласта hэф.н. на среднее значение коэффициента открытой пористости kп.о. и на среднее значение коэффициента нефтенасыщенности kн. или газонасыщенности kг..

При этом выражение Fhн.эф определяет объем коллекторов залежи (ее части), Fhн.эф kп.о.-- объем пустотного пространства пород, Fhkп.о.kн. или Fhkп.о.kг. -- объемы пустотного пространства пород-коллекторов, насыщенных соответственно нефтью или свободным газом.

В пустотном пространстве пород-коллекторов, насыщенных нефтью, в пластовых условиях нефть содержит растворенный газ. Для приведения объема пластовой нефти к объему нефти, дегазированной при стандартных условиях, используется среднее значение пересчетного коэффициента , учитывающего усадку нефти.

С учетом этих параметров объем нефтяной залежи (ее части) при стандартных условиях будет определяться выражением

Vн.ст =Fhн.эф kп.о. kн.

Умножив Vн.ст на среднее значение плотности нефти при стандартных условиях, получим начальные запасы нефти, содержащиеся в этой залежи или ее части:

Qн.н =Fhн.эф kп.о. kн.

Часть балансовых запасов нефти, которая может быть извлечена из недр, - извлекаемые запасы - определяется с помощью коэффициента извлечения kи.н:

Qн.и. = Qн.н kи.н.

Любая залежь представляет собой сложный объект. Его сложность обусловлена типом пустотного пространства пород-коллекторов и условиями залегания их в ловушке, типом самой ловушки, характером насыщения пустотного пространства и его изменчивостью по площади и разрезу, взаимосвязанностью параметров, условиями залегания флюидов в недрах и т. п.. По существу объективное выявление каждого из перечисленных факторов представляется проблемой, которая нередко усложняется недостаточностью и низким качеством фактических данных. Поэтому процесс изучения залежи идет непрерывно с момента ее открытия до завершения разработки. Тем самым первоначально созданные представления о строении залежей в виде статических моделей постоянно совершенствуются, а иногда и в корне меняются.

Совершенствование статических моделей происходит в результате как увеличения объема наблюдении, так и привлечения новых методов исследования и рационального комплексирования их с другими применительно к условиям каждой стадии геологоразведочных работ и разработки залежей. Чем ниже стадия изученности залежи или проще ее строение, тем проще модель и применяемый вариант объемного метода. С повышением степени изученности они усложняются. Именно этим обусловливается многовариантность объемного метода. Каждому варианту присущи свои способы определения объемов пород-коллекторов, объемов пустотного пространства, насыщенного нефтью или газом, способы определения средних значений параметров по скважинам, подсчетным объектам или залежи в целом и т. п.

При подсчете запасов нефти применяют объемный метод и различные его варианты (объемно-генетический, объемно-статистический, объемно-весовой и вариант изолиний), статистический и метод материальных балансов.

СТАТИСТИЧЕСКИЙ МЕТОД.

Развитию статистического метода значительно способствовали работы В.В. Билибина (1930г), в которых впервые было изложено применение методов математической статистики для подсчета запасов нефти. Методы математической статистики позволили получить необходимую точность выводимых кривых падения дебита. Для использования в подсчете запасов нефти общепринятых методов математической статистики требуется знание основ статистики, без чего невозможно изучение различных связей между переменными, а также построение кривых. Построение различного рода кривых основывается на изучении статистического материала о добыче за прошедшее время. При изучении этих сведений стремятся выявить влияние тех или иных факторов на дебит. Выявленными закономерностями руководствуются при построении кривых (называемыми кривыми эксплуатации) и их экстраполяции на будущее для определения возможной добычи и расчета запасов нефти. Для выявления закономерностей изменения дебитов и построения кривых методами математической статистики.

МЕТОД МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА

Основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от изменения давления в процессе разработки. В процессе извлечения жидкости (нефти и воды), а также газа из плата в нем происходит непрерывное перераспределение нефти, воды и газа вследствие изменения пластового давления. Указанные изменения в распределении нефти, газа и воды в пределах пласта и связанные с этим изменения физического состояния газа и нефти используется при подсчете запасов нефти по уравнению материального баланса. Вывод уравнений материального баланса основан или на изучении баланса между первоначально содержащимися в недрах УВ и количеством УВ, добытых и оставшихся в недрах, или на определении освобожденного объема в пласте в процессе добычи нефти, воды и газа. Метод является динамическим, и его применение требует тщательного изучения пласта с самого начала разработки (систематические замеры пластовых давлений в скважинах глубинными манометрами, учет точного отбора нефти, газа, воды, исследования кернов и глубинных проб нефти).

На любой стадии изученности залежей процесс подсчета запасов нефти и свободного газа объемным методом включает три этапа последовательных работ:

1) детальную корреляцию разрезов скважин с целью выделения в разрезе литолого-стратиграфического комплекса нефтегазоносных горизонтов, пластов, пропластков и непроницаемых разделов между ними, а также прослеживание их по площади залежи;

2) выделение типов коллекторов и определение параметров пласта и насыщающих его флюидов по пластовым пересечениям в скважинах; на этом этапе в каждой скважине выделяются эффективные и эффективные нефте(газо)-насыщенные толщины пласта, определяются коллекторские свойства пластовых пересечений, нефте(газо)-насыщенность, отметки ВНК и ГВК, параметры нефти в пластовых и поверхностных условиях, начальные пластовые давление и температура;

3) построение статической модели и подсчет запасов в соответствии со степенью изученности залежи; этим этапом предусматривается обоснование отметок ВНК и ГВК залежи в целом, обоснование и выделение границ залежи и подсчетных объектов и их геометризация, выбор варианта объемного метода и обоснование параметров подсчета; обоснование границ категорий запасов и составление подсчетного плана, подсчет балансовых (или забалансовых) запасов по каждому подсчетному объекту и залежи в целом.

Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности. Внешне он представляется довольно простым, однако эта простота таит в себе множество проблем. Основные проблемы объемного метода заключаются в своевременном выявлении особенностей геологического строения залежи и объективном определении параметров, характеризующих объем пустотного пространства, насыщенного нефтью или свободным газом.

4.Описать задачи, методику, оценку результатов поискового бурения

Поисковое бурение (далее ПБ) проводится на разведанных и даже разрабатываемых месторождениях с целью поиска залежей в невскрытых ранее горизонтах и пластах, продуктивных на других месторождениях.

ПБ проводится на нескольких участках, расположенных на расстоянии до 400 км от базы партии. Одновременно на участках находится от 2 до 4 буровых установок. При меньших объемах используются одиночные станки. Перебазировка буровых участков на новые площади производится на расстояние от 50 до 300 км. ПБ на нефть в прибрежных водах в 1968 - 1974 гг. велось также в некоторых других странах Латинской Америки, но положительных результатов отмечено не было. Тем не менее в таких странах, как Чили, Гайана, Панама, Никарагуа, Гватемала и Ямайка, поисковые работы на нефть продолжаются.

Поисковое бурение является по существу предварительной разведкой и начинается на основе материалов, полученных в предшествующем этапе геологопоисковых работ. Основные задачи поискового бурения сводятся к тому, чтобы найти нефтяную залежь, получить промышленные притоки нефти и газа и в результате наблюдения за процессом бурения, проведения комплекса геологических и геофизических исследований, а также испытания пластов в скважинах установить количество возможно газонефтеносных пластов, условия их залегания, качество нефти и газа, а также дать технико-экономическую оценку месторождения. В случае же отсутствия залежей необходимо дать обоснованное заключение об отрицательной оценке площади.

Риск глубокого и сверхглубокого поискового бурения должен оправдываться ожидаемой величиной прогнозных запасов на глубинах ниже 3500 м и также выявлением в пределах данной впадины месторождений, по меньшей мере, среднего масштаба, так как очевидна нерентабельность поисков и разработки на таких глубинах мелких месторождений.

При ПБ особенно важное значение имеет получение показателей наличия залежей газа - данных о давлении насыщения растворенных в водах газов. Для этого необходимы отбор глубинных проб вод и замеры статических уровней вод. Если объемы поискового бурения снижаются, то нагрузка на буферную зону-среднесрочный запас - возрастает.

На стадии поискового бурения полнота теологического строения недр должна обеспечиваться вскрытием всего разреза осадочных отложений до фундамента или до технически достижимой глубины с выявлением и характеристикой с разной степенью детальности основных и второстепенных залежей месторождения, а также строгим соблюдением требований к получению всесторонней и качественной информации из поисковых скважин. Технико-экономическая эффективность поискового бурения может быть оценена аналогичным образом.

В процессе поискового бурения, особенно в складчатых областях, обычно вначале выявляется газовая (газоконденсатная) часть залежи, занимающая, как правило, повышенную часть структур. Практика показывает, что при недостаточно целеустремленном подходе к последующей разведке выявленной залежи обнаружение нефтяной оторочки может затянуться, что в свою очередь осложнит выбор рациональной схемы разработки. Подготовка структур к глубокому поисковому бурению проводится лишь в тех регионах, где на основе результатов региональных исследований установлены перспективы для поисков скоплений нефти и газа. Следует тщательно изучить рациональный комплекс геолого- геофизических исследований и буровые работы второй стадии поисков нефтяных и газовых месторождений, поскольку стадия подготовки структур под глубокое бурение, является важнейшим в геологоразведочном процессе. Она оказывает непосредственное влияние на темпы поисков и их конечные результаты.

Задача глубокого поискового бурения, заключается в обнаружении скоплений нефти и газа в подготовленных структурах. Общеизвестно, что конечный результат поискового бурения - открытие новых нефтяных и газовых месторождений, поэтому для ускорения прироста запасов на глубоководных акваториях Каспия необходимо увеличить число площадей, одновременно находящихся в бурении, что может быть достигнуто увеличением числа одновременно работающих буровых установок на разных площадях. В планах буровых работ намечается увеличить объем поискового бурения с ПБУ в 9 - 10 раз, а проходку поисковых скважин со стационарных платформ уменьшить в 2 - 2 5 раза, что будет достигнуто благодаря увеличению в дальнейшем парка стационарных плавучих буровых установок ( СПБУ), ППБУ.

На стадии подготовки площадей к ПБ наряду с первоочередным выявлением наиболее крупных и перспективных структур необходимо обращать внимание на выделение площадей для поисков ловушек неструктурного типа. При выявлении и подготовке к ПБ ловушек на больших глубинах главенствующее место среди геофизических методов занимает сейсморазведка.

Следует указать, что в процессе ПБ можно получить данные, использование которых значительно облегчит задачи оконтуривания газовых залежей. К ним относятся точные замеры пластового давления воды, нефти и газа. Стадия выявления и подготовки объектов к ПБ подразделяется на две подстадии: выявление объектов; и подготовка их к поисковому бурению. На обеих подстадиях основными задачами являются изучение условий залегания нефтегазоперспективных комплексов и перспективных ловушек, выбор мест заложения поисковых скважин, определение очередности ввода объектов в поисковое бурение.

Поисковый этап - это комплекс работ в пределах первоочередных региональных зон, позволяющий выделить, подготовить ловушки и с помощью бурения оценить их продуктивность, открыть новые залежи и месторождения, выбрать те из них, которые окупят расходы на их разведку и обустройство. На первой стадии при помощи геолого-геофизических работ выявляются и подготавливаются к бурению локальные ловушки, уточняется их строение и перспективность, на второй - ведется поисковое бурение с целью открытия месторождений нефти и газа, ресурсы переводятся в промышленные запасы. Итак, поисковое бурение - вид бурения, имеющий целью поиск нефтяных и газовых пластов, залегающих до глубин 3000 м (поисковые скважины). Все основные задачи поисков на нефть и газ решаются с помощью бурения скважин.

Размещение поисковых скважин. Стратегия поиска. Определение количества поисковых скважин.

Существует несколько способов размещения поисковых скважин:

Размещение по профилю. На длинной оси структуры бурят от одной до трех скважин, вначале в своде потом на переклинали. На ассиметричных складках скважины бурятся в пологом крыле. Реже используется размещение типа «крест» (2 на переклинали 2 на крыльях 1 в своде)

На тектонически нарушенных структурах. По геофизическим методам определяется тип нарушения. Скважины закладываются в каждом блоке, число зависит от размеров залежи.

По радиальным профилям. В случае наличия соляного или глиняного купола либо, если залежь изометрична, скважины размещаются на склонах, скважины могут быть наклонными, в случае трех скважин закладываются друг относительно друга под углом 120о.

На многокупольных поднятиях. В случае если на нескольких куполах скважины открыли залежи, то проверяется наличие залежей между скважинами.

Заложение в критическом направлении. При поиске залежей в структурах осложняющих моноклинали и часто выполаживающихся вверх по разрезу. Первая скважина закладывается в своде, вторая в направлении регионального подъема, третья в направлении регионального погружения.

На неантиклинальных ловушках. Если залежи вдоль разлома, шнурковая или в бывшем русле реки, бурение может проводиться в крест простирания пород коллекторов, методом равносторонних треугольников либо зигзаг профильного бурения.

Количество поисковых скважин определяется в зависимости от размеров предполагаемой залежи и наличия материально-технических ресурсов. Затраты на поисковое и разведочное бурение должны окупаться в процессе разработки.

Имеются две стратегия поиска - “ползущая” и “сгущающая”. Сущность ползущей заключается в крайней неравномерности размещения и в постепенном перемещении поисковых работ, как по площади, так и по разрезу. Такая стратегия диктуется ограниченными экономическими и производственными возможностями. Сгущающая стратегия поиска - это равномерное размещение объемов геолого-поисковых работ на территории региона с целью выявления всех основных зон нефтегазонакопления на начальном этапе изучения региона.

При использовании сгущающей стратегии выигрыш в получении большей информации о строении региона и его перспективности, а при использовании ползущей меньше затраты, больше вероятность, что они окупятся и как следствие меньше риска.

В поисковых скважинах производится поинтервальный отбор керна по всему разрезу, не изученному бурением, и сплошной отбор в интервалах возможных продуктивных горизонтов и на границах стратиграфических подразделений. В случае открытия залежей нефти или газа и получения промышленных притоков в поисковых скважинах производится сравнительная оценка продуктивности разных горизонтов, и выявляются наиболее перспективные залежи. Такое сопоставление необходимо для составления проекта разведки месторождения, оно делается на основе обобщения всех сведений о геологическом строении месторождения и промышленной ценности отдельных залежей. В процессе обобщения данных поискового бурения производится изучение вскрытого разреза месторождения, разбивка его на отдельные горизонты и пласты, корреляция отложений, выделение продуктивных и возможно продуктивных горизонтов. На основе корреляции изучаются структурные условия месторождения, выявляются соотношение структурных планов, приближенно устанавливается степень тектонической нарушенности. Такое изучение сопровождается различными структурными построениями (карты, профили); при этом используются как данные бурения, так и результаты детальных геофизических, например, сейсмических, работ. Характеристика выявленных и возможно продуктивных горизонтов по результатам поисковых работ выражается в создании представлений или рабочих гипотез о типах, форме и ориентировочных размерах приуроченных к ним залежей. По основным залежам месторождения приближенно оцениваются такие параметры, как площадь, мощность, пористость, нефтенасыщенность, проницаемость; по глубинным и поверхностным пробам характеризуются свойства воды, нефти и газа.

В сложных сейсмогеологических условиях в комплекс работ включается структурное или глубокое параметрическое бурение.

Когда присутствие нефтяной или газовой залежи установлено поисковым бурением, начинается разведка месторождения в целом. Известны месторождения с одним, двумя и тремя продуктивными пластами. В то же время в некоторых месторождениях число продуктивных пластов достигает нескольких десятков. При разведке определяют также размеры и форму залежей по площади.

При разведке газовых месторождений наиболее распространена профильная система поискового бурения, так как она обеспечивает наиболее быстрое выяснение общего геологического строения месторождения.

Разведочное бурение осуществляется, как правило, после поискового бурения и обнаружения нефти на выявленных структурным бурением и геофизическими методами геологических структурах.

Таким образом, по результатам ПБ создаются приближенные представления о месторождении в целом и о типах основных его залежей, дается первая промышленная оценка месторождению. По такой оценке месторождение может быть отнесено либо к промышленно ценным, либо к не имеющим промышленного значения. Более того площадь может быть охарактеризована как пустая, не содержащая залежей нефти и газа. Отсюда возникает исключительная ответственность геологоразведочных организаций за результаты бурения поисковых скважин.

5. Описать Тимано-Печерскую нефтегазоносную провинцию

горный порода вулкан газовый нефтяной

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция расположена на северо-востоке Европейской части России между Тиманским кряжем и горными образованиями Северного, Полярного Урала и Пай-Хоя. В административном отношении ее территория распределяется между Республикой Коми ( 2 / 3 площади), Ненецким автономным округом и Архангельской областью.

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция является старейшим нефтедобывающим районом страны. Однако длительное время изучение ее проводилось довольно медленно и на ограниченных южных участках. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция ограничивается Тиманским кряжем и западными склонами Северного и Полярного Урала. Ресурсы нефти и газа в пределах провинции сконцентрированы в трех нефтегазоносных комплексах: каменноугольно-нижнепермском - 50 9 % всех начальных потенциальных ресурсов ( без учета прогнозной оценки), среднедевонско-нижнефранском - 41 6 % и досреднедевонском - 3 % ресурсов.

Тимано-Печорская нефтегазоносная Провинция, расположенная на крайнем северо-востоке европейской части страны, несмотря на достаточно длительный период истории нефтедобывающей промышленности, только за последние годы, благодаря выходу в новые районы, раскрыла богатства недр и подтвердила нефтегазоносность этого района. Эта территория по праву относится к наиболее перспективным районам европейской части Советского Союза. Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции удалось довести здесь в 1980 г. добычу нефти примерно до 25 млн. т, газа - до 22 млрд. куб.

Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, были получены корреляционные зависимости плотности нефти от массовой концентрации бензиновых и масляных фракций. В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции нефтегазоносность установлена в широком стратиграфическом диапазоне от силура до триаса. Пласт III представлен песчаниками, гравелитами и галечниками. Мощность его изменяется от 20 - 30 м в восточной части Притиманья до 60 - 100 м на западе Печорской впадины. С этим пластом связаны значительные по начальным запасам газа залежи на Вой-Вожском, Нибельском и Нижнеомрин-ском месторождениях. В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции вскрытая толща пород сложена средне - и верхнепалеозойскими и мезозойскими образованиями общей мощностью до 5 км.

Среди обширной Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции рассматривается только северная часть Печорского НГБ. На западе он ограничивается Колвинским мегавалом, на востоке - валом Сорокина, на севере - Печорским морем, а на юге - грядой Чернышева.

Нефти некоторых месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции ( Усинского, Макарихинского и др.) характеризуются повышенной вязкостью и низкими температурами, что значительно осложняет технологию исследования скважин. Здесь на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции открыто и разведано крупное Вук-месторождение.

В Архангельской области и в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции поиски и разведка нефти и газа будут проводиться на перспективных структурах, расположенных в пределах Колвинского и Печоро-Колвинского мегавалов, Ижма-Печорской, Денисовской и Хорейверской впадин с целью открытия залежей нефти в палеозойских и пермотриасовых отложениях.

В девонских отложениях Западно-Тэбукского место-скопления в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, образование залежи нефти было обусловлено как структурным, так и стратиграфическим фактором. Значительными являются перспективы выявления газоконденсатных месторождений в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Особенно значительны перспективы обнаружения газоконденсатных месторождений в каменноугольно-нижнепермских отложениях, в карбонатных породах турнейского яруса и в отложениях верхнего девона. В настоящее время ускоренно осваиваются природные ресурсы Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Переходя к задачам и дальнейшим направлениям поисково-разведочных работ в пределах всей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, следует иметь в виду, что Ухто-Ижминский и Омра-Сой - винский нефтегазоносные районы до конца 50 - х годов практически представляли собой всю провинцию. Перспективы поисков новых месторождений нефти и газа в этих районах весьма ограничены и могут быть связаны лишь с обнаружением здесь литолого-стратиграфических залежей.

В результате проведения комплекса региональных и поисковых работ выявлены основные черты геологического строения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, получены представления о мощностях и вещественном составе осадочного чехла, соотношениях структурных этажей, выделены структурно-фациальные зоны, проведено тектоническое и нефтегазогеологическое районирование.

Поверхность фундамента Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна представлена сланцевыми и сланцево-эффузивными комплексами рифея и венда, прорванными интрузиями кислого и основного состава. По глубине залегания фундамента Тимано-Печорская плита разделяется на два блока: относительно приподнятый - Тиманская гряда, и погруженный - Печорская синеклиза (рис. 1). В пределах Тиманской гряды в свою очередь выделяют три кулисообразно расположенных мегавала северо-западного простирания: Канино-Северотиманский, Четласско-Цилемский и Восточно-Тиманский. Глубина залегания фундамента на Тиманской гряде достигает 2,0-2,5 км, причем мощность платформенного чехла в целом увеличивается по направлению к южной оконечности структуры. Все выделенные мегавалы Тиманской гряды осложнены валами II порядка. В пределах Печорской синеклизы выделяют следующие основные структурные элементы: Ижма-Печорская впадина, Печоро-Колвинская структурная зона, Большеземельский свод, Предуральский краевой прогиб.

Исследователи выделяют общие закономерности размещения залежей нефти и газа в осадочном чехле Тимано-Печорской провинции: