Исследование геологических процессов образования, эволюции и перераспределения нефти и газа в земной коре

Таким образом, предложена рабочая гипотеза и обсуждены причины глобального увеличения масс и плотности нефти в зависимости от географической широты связанных между собой месторождений. Количественными расчетами показано, что центробежные силы, возникающие при суточном вращении Земли, на 2 порядка превышают силу гравитационного притяжения, вызывающую земные приливы и отливы, но обе эти силы действуют в одном направлении, увеличивая массу и плотность нефтей в определенных направлениях. Помимо этого, дополнительно подтверждается и развивается теория неорганического происхождения нефти с привлечением для объяснения процессов миграции нефти, влияния центробежных сил Земли, а также гравитационных сил.

Наша планета обладает магнитным полем. Магнитные полюса Земли не совпадают с ее географическими полюсами. Северный магнитный полюс Земли находится вблизи южного географического полюса, а южный магнитный полюс - вблизи северного географического.

Силовые линии магнитного поля из северного полюса и входят в южный. Коллоидные частицы нефти в воде (электролите) и частицы водной фазы в нефти согласно законам физической и коллоидной химии имеют заряд. При суточном вращении Земли эти заряженные частицы переносятся самой толщей Земли с запада на восток (если смотреть на Землю с северного географического полюса, т.е. с южного магнитного полюса). Заметим, что линейная скорость движения каждого элемента объема нефти вблизи поверхности Земли на экваторе равна:40000 км:24 ч =1666,7 км/ч. При такой скорости движения, «длине проводника», равной окружности Земли 40000 км, и количестве заряженных коллоидных частиц в 1 дц3, со измерительных с числом Авогадро (6,02*1023),сила Ампера может достигать величин, со измерительных с планетарными масштабами. Согласно законам коллоидной химии заряд мицеллы может достигать величин, значительно больших одного элементарного заряда 10-19 Кл, а электрокинетический дзета- потенциал, определяющий скорость движения коллоидной частицы достигает 100 мВ. Число молекул углеводорода в одном агрегате обычно 50-100, но может достигать 1000. Диаметр подобного сферического агрегата примерно вдвое больше длины полярной молекулы углеводорода, из которого он образован. Вблизи полюса эта скорость равна нулю. Следовательно, мы имеем дело как бы с большим проводником и соответственно током в магнитном поле Земли. Тогда на проводник будет действовать сила Ампера, равная F=В*I*I*sin, где В- магнитная индукция поля, I - сила тока в проводнике,I- длина участка проводника, - угол между направлением силы тока и вектором магнитной индукции. При миллиардных запасах нефти в недрах Земли, большей скорости движения заряженных частиц вблизи экватора, где угол =90о,а sin =1 сила F будет иметь максимальное значение. вблизи полюса наоборот, sin a и I- длина участка проводника будут приближаться к нулю, поэтому вблизи полюса сила F будет иметь минимальное значение. Такую же закономерность влияния имеют гравитационные и центробежные силы, указанные выше. В таком случае можно прогнозировать увеличение массы газонефтяных месторождений вблизи полюса Земли. Последние данные геолого - разведочных работ могут подтвердить эту закономерность. Действительно, в настоящие время многие страны проявляют интерес к изучению и поиску нефтяных и газовых месторождений вблизи полярного круга и северного полюса [7,8].

2.2 Разработка способов прогнозирования запасов и свойств нефти в месторождениях

Изобретение способ прогнозирования запасов и свойств нефти в месторождениях относится к области нефтегазовой геологии и может быть использовано в процессе поисково-разведочных работ и составления прогнозов, для выявления промышленных залежей нефти и газа до того, как скважиной будет вскрыт нефтегазоносных пласт или месторождений.

Задачей изобретения является повышение точности (вероятности) прогноза или приближения к новому нефтегазоносному месторождению (горизонту или пласту).

Поставленная задача достигается тем, что прогнозирования запасов и свойств нефти в месторождениях, включающему определения плотности и вязкости жидких углеводородных компонентов в процессе работы сети поисково-разведочных и добывающих скважин по всей площади районов, проведения экспресс-анализ извлеченной нефти а реальном масштабе времени, определение поинтервального значения плотности и вязкости нефти, и суждение о приближении к новому месторождению или пласту выносят по максимуму (увеличивающемуся) значению плотности и вязкости нефти.

Изобретение позволяет отказаться от трудоемких процессов специального отбора проб фазы и последующего газо-адсорбционного хромотографического анализа метана и водорода, провести менее затратный плотностно-вязкостный экспресс-анализ жидких углеводородов в процессе бурения поисковых и разведочных скважин, оперативно прогнозировать приближение забоя скважин к нефтегазоносному пласту и разработать оптимальные геолого-технические мероприятия по его вскрытию.

Указанные преимущества исключают непредвиденные осложнения и аварии в скважине, опасность для обслуживающего персонала из за возможного нефтегазового выброса, по соблюдению правил охраны недр и окружающей среды. Перечисленные преимущества, в комплексе, снижают себестоимость геолого-разведочных работ.

Изобретение относится к области нефтегазовой геологии и может быть использовано в процессе поисково-разведочных работ и составления прогнозов, для выявления промышленных залежей нефти и газа до того, как скважиной будет вскрыт нефтегазоносный пласт или месторождение.

Известен способ выявления нефтегазоносных горизонтов, заключающихся в определении, по показателям газокаротажной станции появления газа в глинистом растворе, выходящего на поверхность в процессе бурения скважины [9]. Однако, этот способ не позволяет достаточно точно определить глубину залегания продуктивного пласта, так как появление газа в процессе бурения скважин может быть обусловлено вне связи с залежью нефти и газа. Кроме того, отбор проб газовой фазы более трудоемок, чем отбор жидкой фазы, так как требуется специальное устройство (газовый аспиратор).

Близким к предлагаемому изобретению, по сущности и достигаемому результату, является способ прогнозирования приближения к нефтяному пласту, включающий отбор образцов породы в процессе бурения и измерения их магнитной восприимчивости при обычной температуре среды, далее их нагревают до температуры не менее 300oC, затем образцы породы охлаждают до первичной температуры, повторно измеряют магнитную восприимчивость и по возрастанию отношения Х1/Х судят о приближении к нефтяному пласту. Способ основан на известных фактах накопления в терригенных породах над залежами нефти и газа вторичного сидерита толщиной 15-20 м. однако, образование минерала сидерита, в общих случаях, может быть не связано с образованием нефтегазовых месторождений.

На практике бурения поисково-разведочной скважины на нефть и газ весьма важно иметь быструю, опережающие и объективную информацию о конкретных глубинах, перспективных площадях и интервалах залегания нефтегазоносных горизонтов месторождений с целью принятия соответствующих профилактических геолого-технических мероприятий по недопущению непредвиденных осложнений и аварийных ситуаций, проведения подготовительных работ по освоению нового месторождения.

Недостатком этого спора является значительная длительность получения конечных результатов, обусловленная необходимостью транспортировки образцов породы к месту проведения исследований, а также не значительная толщина разреза 15-20м., при которой не исключается возможность пропуска наиболее представительного интервала в условиях дискретного отбора образцов породы, что составляет главные недостатки способа.

Целью устранения недостатков нами предлагается новый способ разведки НГМ, основанный на определении плотности и вязкости добываемой нефти.

Величины плотности и вязкости образцов нефтяных залежей в указанных направлениях могут статистически достоверно возрастать на 20-25%, что больше допускаемой ошибки анализа (3%) в 78 раз. Это значительно повышает информативность и высокую разведочную возможность предлагаемого плотностно-вязкостного показателя, как надежного критерия прогноза правильного направления поиска.

Способ реализуется следующим образом: в процессе бурения или эксплуатации скважин из нее отбирают пробы сырой нефти и осуществляют ее экспресс- анализ на плотность и вязкость, затем поинтервально определяют значения этих показателей.

Результаты анализа привязывают к реальным глубинам скважины путем нанесения данных на диаграммы с заданным масштабом регистрации и выбранным шагом дискретности по глубине и площади месторождений, причем суждение о приближении к нефтегазоносному горизонту выносят по увеличению максимальных значений плотности и вязкости.

Применение предлагаемого способа, по сравнению с прототипом, позволяет отказаться от трудоемких процессов специального отбора проб газовой фазы и последующего газо-адсорбционного хромотографического анализа метана и водорода, провести менее затратный плотностно - вязкостный экспресс - анализ жидких углеводородов в процессе бурения поисковых и разведочных скважин, оперативно прогнозировать приближения забоя скважины к нефтегазоносному пласту и разработать оптимальные геолого-технические мероприятия по его вскрытию. Указанные преимущества исключают непредвидимые осложнения и аварии в скважине, опасность для обслуживающего персонала из - за возможного нефтегазового выброса, по соблюдению правил охраны недр и окружающей среды. Перечисленные преимущества, в комплексе, снижают себестоимость геолого- разведочных работ.

Кроме того, проводя сравнительный анализ значения плотности и вязкости нефти в сети скважин по глубине и на площади, как данного месторождения, можно делать вывод о перспективности направления поиска. Этот вывод делает по максимальному значению плотности и вязкости. Преимущественно, на поверхности Земли в глобальном масштабе, вероятность открытия крупного месторождения нефти увеличивается в экваториальном и юго- восточном направлении.

Для практического использования предлагается следующая методика прогнозирования запасов и свойств нефти:

Способ прогнозирования запасов и свойств нефти в месторождениях, включающий определение плотности и вязкости углеводородов сырья в процессе эксплуатации разведочных и добывающих скважин, отличающийся тем, что проводят непрерывный поинтервальный экспресс- анализ плотности и вязкости нефти в сети скважин по глубине на поверхности Земли, в реальном масштабе времени, определяют поинтервальные значения плотности и вязкости, и о приближении к нефтегазовому горизонту судят по максимальному увеличению плотности и вязкости [10].

2.3 Проведение экспериментов их обсуждение

2.3.1 Определение заряда нефтяных эмульсий водных растворах солей капиллярным методом

Электрические свойства коллоидных систем

При наложении электрического поля наблюдается движение частиц твердой фазы золя относительно жидкости. Ядро мицеллы вместе с абсорбционным слоем против ионов движется к одному электроду, а противо-ионы диффузного слоя - к другому. Перемещение заряженных под действием внешнего электрического поля называется электрофорезом. Разность потенциалов между частицей и глубинной раствора называется электрокинетическим или потенциалом. Скорость электрофореза зависит от потенциала и определятся по уравнению Гельмгольца - Слуховского

з=4U/D*300 (1)

где,- вязкость

D- диэлектрическая постоянная

U-электрофоретическая подвижность

Электрофоретическая подвижность представляет собой путь, который проходит частица в секунду при градиенту потенциала 1 В/см:

U=h/tH, H=E/l (2)

Где,

h-путь, пройденной частицей за время t см;

H-градиент потенциала внешнего электрического поля;

E- разность потенциалов, В;

l- расстояние между электролизами, см.

Определение знака заряда коллоидных частиц методом капиллярного анализа.

Некоторые вещества при погружении в воду заряжаются отрицательно (целлюлоза, шелк, стекло, песок и др.) на этом явлении основан метод капиллярного анализа.

Вода поднимается вверх по полоске фильтровальной бумаги, опущенной одним концом в воду. Это поднятие воды по капиллярам бумаги происходит вследствие сил поверхностного натяжения. Если в воде находятся отрицательно заряженные коллоидные частицы, то они не притягиваются капиллярами поверхности бумаги, а будут двигаться вверх. Если частицы имеют положительный заряд, то они не будут подниматься, а осядут на поверхность бумаги.

Таким образом можно определить знак заряда частиц. Особенно удобен капиллярный метод для определения заряда частиц красителя в их золях. Кроме определения знака заряда частиц, капиллярный метод можно применять для анализа смесей различных окрашенных веществ. Например, при погружении кончика полоски фильтровальной бумаги в раствор, содержащий смесь флюорецеина и метиленового голубого, по этой полоске будет подниматься только желтый краситель- флюоресциен. Высота и скорость капиллярного подъема зависят от качества фильтровальной бумаги. Для работы рекомендуется брать толстую, рыхлую фильтровальную бумагу, нарезая ее длинными полосками шириной 1,5-2 см.

Пример методики проведения опытов. Определение знака заряда частиц красителей. Приготовление 1-2%-ые растворы красителей - фуксина, сафранина, метиленового голубого, эозина, пикриновой кислоты, флюоресцеина и водонефтяной эмульсии - разливают в стаканы, опускают в них полоски фильтровальной бумаги, верхние концы которых закрепляют на планке. Через час после начала опыта измеряют высоту подъема различных красителей и делают заключение о заряде частиц.

Мы в наших опытах видоизменяли методику, заменив длинные полоски бумаги на круглую фильтровальную бумагу. В работе использовали фильтры обезжиренные d=11,0 см, содержание жировых веществ, % не более 0,04.

Опыты показали (см. фото в приложениях), что частицы водо - солевой нефтяной эмульсии имеют отрицательный заряд. Вторая серия опытов проводилась с помощью электрофоретического зонда (смотреть приложение). На отрицательном электроде зонда в течении 10-15 минут визуально наблюдается просветления около электродного пространства, а на положительном электроде, его потемнение. Это свидетельствует об отталкивании отрицательно заряженных частиц эмульсии от катода и притяжении их к аноду (положительному электроду). (смотреть рисунки приведенные ниже).

Рисунок 1 - Сравнение размера пятен после капиллярного определения заряда частиц эмульсии. Слева на право: чистая нефть, эмульсия нефти и соленной воды и чистая вода

Рисунок 2 - Сравнение пятен. Реагенты и материалы для проведения опыта

Рисунок 3 - Выпрямитель постоянного тока и электролитическая ячейка для определения знака заряда коллоидных частиц эмульсии нефти в соленной воде

Рисунок 4 - Реагенты и материалы для проведения опыта по определению заряда частиц коллоидов эмульсии нефти и воды

Рисунок. 5

Рисунок 6 - Приготовление растворов для проведения опытов

Рисунок 7 - Измерение размера пятен на хроматограмме при определении заряда частиц эмульсии

Рисунок 8 - Определение знака заряда частиц эмульсии при помощи электро - форестического зонда ВС-4 (выпрямитель силеновый)

Определение физико-химических свойств нефти Западного Казахстана и анализ закономерностей измерения их свойств в зависимости от расположения в недрах и на поверхности Земли

Используя результаты собственных экспериментов, а также данные собранные в ТОО НИЦ Батыс, Эко проект, АО «КоуНигри», и Атырауском институте нефти и газа, мы составили таблицы «Физико-химических свойств нефти Западного Казахстана и анализ закономерностей изменения их свойств в зависимости от расположения в недрах и на поверхности Земли».

Как видно из приведенных данных наша гипотеза о перераспределении запасов нефти и газа по земному шару в зависимости от географических координат в основном подтверждается. Некоторые отклонения могут быть связанны с особенностями геостроения земной коры в данной местности, а также свойствами вмещающих пород. Эндогенное, абиотическое происхождение нефти и газа может объясняться синтезом углеводородов из оксидов углерода и водорода по реакциям Ришара - Тронца:

nCO+(2n+1)H2=CnH2n+2+nH2O (3)

или путем взаимодействия воды с карбидами металлов по реакции (15-23):

2MeC+3H2O=Me2O3+C2H6. (4)

И дальнейшей полимеризацией газов с образованием нефти:

nC2H6________(C2H4)+nH2. (5)

В процессах дегазации глубинных геосфер Земли при больших температурах и давлениях [16-23].

Размещено на Allbest.ru