Основы геологии

Прямым геохимическим методом поисков нефти и газа является газовая съемка, разработанная В. Она основана на определении микроконцентрации углеводороднюс геаон, мигрировавших из задешй в поверхностные слои пород. При газовой съемке отбирают пробы газа о глубин от 2 до 50 м в зависимости от геологически. Отбирают пробы пород к вод, которые затем подвергают десоропда-дегазируют. Выделенные гази анализируют на газохроматографическкх анализаторах. ?[2]

Прямым геохимическим методом поисков нефти и газа является газовая съемка, предложенная автором книги и основанная на определении микроконцентраций углеводородных газов, мигрировавших из залежей. Как это было отмечено выше, миграция газов происходит легче, чем миграция нефти. Благодаря фильтрации и всплыванию газов по пористым зонам нарушений и трещинам и благодаря диффузии углеводородные газы, мигрирующие из залежи нефти или газа, образуют вокруг нее как бы некий ореол рассеяния. За геологическое время мигрирующие газы достигают земной поверхности и рассеиваются в атмосфере. ?[3]

Под газовой съемкой понимается геохимический метод поисков нефтяных и газовых месторождении, который основан на фиксации в подпочвенном слое малых содержаний ( следов) углеводородных газов и других газообразных соединении, проникших из нефтяной или газовой залежи к дневной поверхности или образовавшихся в верхних слоях под влиянием физико-химических и биологических процессов при непосредственном воздействии расположенного в недрах месторождения. ?[4]

ГАЗОВАЯ СЪЕМКА - первый из разработанных геохимических методов поисков нефти. ?[5]

Интересно рассмотреть еще один вид геохимических методов поисков нефтяных и газовых залежей, который основан на изучении распределения УВГ в придонной воде. В ряде случаев выявляются резкие аномалии в содержании УВГ в придонной воде, которые, однако, фиксируют не наличие диффузионного потока УВ из недр, а нарушения различных типов. ?[6]

В связи с созданием в СССР теоретических основ геохимических методов поисков полезных ископаемых и широким их внедрением в практику поисково-разведочного дела, в Башкирии также возникла необходимость создания самостоятельной службы в области прикладной геохимии. ?[7]

Я, Михайлов), методические работы по постановке и внедрению геохимических методов поисков сульфидных месторождений в условиях Южного Урала ( Г. Н. Засухин, И. В. Швецов, Л. А. Логинова) и другие работы в связи с решениями различных проблем геологии и металлогении Южного Урала. ?[8]

Таким образом, успех поисково-разведочных работ в значительной степени зависит от геофизических и геохимических методов поисков нефти и газа. Эти методы достигли в настоящее время такого уровня развития, что в ряде случаев они позволяют полностью или частично отказаться от бурения структурных скважин. ?[9]

Так, например, прямым свидетельством проникновения углеводородов через покрышки является повышенное ( аномальное) содержание углеводородных газов над некоторыми залежами ( на их картировании газосъемкой основан один из геохимических методов поисков нефти и газа), непосредственное обнаружение нефтей и различных битумов в трещинах и в общей массе пород покрышек. ?[10]

Поэтому особенно большое значение имеют концентрация сил и средств на открытие и освоение крупных нефтяных и газовых месторождений, разработка рациональных комплексов геологоразведочных работ применительно к конкретным геологическим условиям, разработка и внедрение прямых геофизических и геохимических методов поисков нефти и газа, дальнейшее совершенствование и разработка методов промыслово-геофизических исследований и методики, техники и организации производства геологоразведочных работ. ?[11]

Одновременно повышаются требования к совершенствованию технологических процессов обогащения комплексных руд, содержащих редкие и рассеянные элементы, к получению редких металлов высокой чистоты и в больших количествах, к изучению их физико-химических и технических свойств и др. В связи с этим огромное значение приобретает разработка методов изучения вещественного состава рудных залежей с применением новейших достижений физики и химии, эффективных геофизических и геохимических методов поисков и разведки месторождений, изучение главнейших генетических типов минерализации и составление прогнозных и металлогени-ческих карт. ?[12]

Геохимический метод поисков месторождений, основан на изучении состава и определении содержания газов, мигрирующих до поверхности земли. Газы перевозятся в теплоизолированных танках либо под давлением, либо охлажденными до температуры кипения при атмосферном давлении, либо при небольшом совместном сжатии и охлаждении. ?[13]

Книга не содержит исчерпывающего наложения опросов геохимической миграции и является введением в теорию гетерогенных процессов геохимической миграции. Развиваемая теории имеет существенное значение для таких областей науки, как минералогия, гидрогеология, учение о рудных н нефтяных месторождениях, и может явиться теоретической основой геохимических методов поисков месторождений полезных ископаемых. ?[14]

Высокие темпы наращивания запасов нефти и газа неразрывно связаны с мероприятиями, повышающими эффективность геологоразведочных работ. Поэтому особенно большое значение имеют концентрация сил и средств на открытие и освоение крупных нефтяных и газовых месторождений, разработка рациональных комплексов геологоразведочных работ применительно к конкретным геологическим условиям, разработка и внедрение прямых геофизических и геохимических методов поисков нефти и газа, дальнейшее совершенствование и разработка методов промыслово-геофизических исследований и методики, техники и организации производства геологоразведочных работ. ?[15]

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.

5. Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения

Объект исследования: отдельные площади в пределах нефтегазоперспективных зон и зон нефтегазонакопления

Суть проводимых работ и решаемые задачи:

· выявление условий залегания и других геолого-геофизических свойств нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов;

· выделение перспективных ловушек;

· количественная оценка ресурсов в выявленных ловушках;

· выбор объектов и определение очередности их подготовки к поисковому бурению;

· детализация выявленных перспективных ловушек, позволяющая прогнозировать пространственное положение предполагаемых залежей;

· выбор мест заложения поисковых скважин на подготовленных объектах;

· оценка ресурсов на объектах, подготовленных для глубокого бурения;

· выбор объектов и определение очередности их ввода в поисковое бурение.

Стадия поиска месторождений (залежей)

Объект исследования: ловушки, подготовленные для поискового бурения

Суть проводимых работ и решаемые задачи:

· выявление в разрезе нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов залежей нефти и газа;

· определение геолого-геофизических свойств (параметров) горизонтов и пластов;

· выделение, опробование и испытание нефтегазонасыщенных пластов и горизонтов, получение промышленных притоков нефти и газа, установление свойств флюидов и фильтрационно-емкостных характеристик пластов;

· подсчет запасов открытых залежей;

· выбор объектов для проведения детализационных и оценочных буровых работ.

Поисковое бурение может проводиться на разведанных и даже разрабатываемых месторождениях с целью поиска залежей в не вскрытых ранее горизонтах и пластах, продуктивных на других месторождениях.

Стадия поиска месторождений (залежей), а вместе с ней и поисковый этап завершается или получением первого промышленного притока нефти и газа, или обоснованием бесперспективности изучаемого объекта.

Южный Мангышлак является одним из важнейших регионов нефтедобычи Западного Казахстана, на территории которого выявлены такие крупные месторождения как Жетыбай, Узень, Тасбулат, Тенге и др., обеспечивающие длительное и устойчивое развитие нефтегазового комплекса республики. Все они локализованы в осадочных отложениях юрско-мелового чехла, слагающих хорошо изученный верхний этаж геологического разреза эпигерцинской плиты. Южно-Мангышлакское нефтегазоносное отложение включает в себя одноименный мезозойский прогиб между Центрально-Устюртско-Мангышлакской системой дислокаций на севере и Карбогазским сводом на юге. С запада прогиб ограничен Каспийским морем, на востоке соединяется с Южно-Устюртской системой прогибания. В тектоническим отношении эта территория принадлежит Туранской плите и во многом, особенно по верхним этажам осадочного чехла, ее строение сходно с Северо-Устюртским нефтегазоносным отложением. В составе осадочного чехла выделяются доюрский, юрско-палеогеновый и неоген-четвертичный структурно-формационные комплексы. Доюрский комплекс сложен в основном породами триасового возраста терригенно-карбонатногосостава,имеющими толщину более 2 км. По кровле доюрских отложений выделяются три крупные зоны западно-северо-западного простирания: Северо-Манглышлакская зона, характеризующаяся наименьшими глубинами залегания триасовых отложений; Южно-Мангышлакский прогиб, в котором кровля триаса залегает на максимальных глубинах, и северный склон Карабогазского свода, образующий южный борт Мангышлакской области прогибания. В ортоплатформенном чехле Южного Мангышлака выделяются следующие основные структурные элементы второго порядка: Жетыбай-Узенская, Кокумбайская (на севере) и Кендырлинская (на юге) тектонические ступени, Сегендыкская (на западе) и Жазгурлинская (на востоке) впадины, Карагинская и Карынжарыкская седловины, а также Песчаномысско-Ракушечная зона сводовых поднятий. На Южном Мангышлаке продуктивные нефтяные и газовые горизонты установлены в отложениях палеозоя, триаса, юры и мела, которые рассматриваются в качестве самостоятельного нефтегазового контура. Выявленные нефтяные залежи сосредоточены в четырех нефтегазоносных районах: Жетыбай-Узенском, Песчаномысско-Ракушечном, Дунгинском и Тюбкараганском. Основные нефтегазоностные отложения Южного-Мангышлака распологаются в Жетыбай-Узенском нефтегазаносном районе, охватывающем одноименную тектоническую ступень. Продуктивны триасовые, юрские и меловые отложения. Ловушками для углеводородов служат брахиантиклинальные поднятия, группирующиеся в несколько антиклинальных линий. Большинство залежей -- пластовые. Вследствие невыдержанности литологического состава коллекторов значительную роль играют литологически ограниченные ловушки. В распределение углеводородов по фазовому состоянию в пределах Жетыбай-Узенской ступени наблюдается четкая дифференциация. Продуктивные залежи месторождений, находящихся в наиболее погруженной южной антиклинальной линии (Тенге, Актас, Тасбулат), преимущественно газоносны и являются либо нефтегазовыми с небольшой мощностью нефтенасыщенным зон. Месторождения северной антиклинальной линии (Узень, Карамандыбас), занимающей самое высокое гипсометрическое положение, характеризуются наибольшими скоплениями нефти. Такое площадное распределение жидких и газообразных УВ объясняется своеобразным механизмом формирования залежей, образованных по принципу дифференциального улавливания. Рассмотренные материалы свидетельствует о весьма разнообразных геологических условиях накопления углеводородов в недрах Западного Казахстана. Все это отражается на составе и свойствах нефтей и конденсатов. Если учесть, что углеводородов разных провинций и областей отличались по своему происхождению, а после формирования залежей претерпели значительную геохимическую эволюцию, то становится вполне понятно наблюдаемое ныне различие в составе нефтей в пределах не только разных районов, но и даже одного месторождния. Данные явления значительно затрудняют поиски закономерностей формирования и размещения месторождений и отдельных залежей нефти и газа, которые можно познать лишь при комплексом анализе геологических и геохимических данных. Общая схема формирования залежей углеводородов в низкопроницаемых отложениях доюрского комплекса сводится к следующему: 1) объемная дефориация пород (увеличение градиента скорости неотектонических движений) и их разрыхление за счет раскрытия микротрещин (увеличение проницаемости); 2) проникновение глубинных высоконапорных флюидов (увеличение пластового давления во флюидороводнике), а также послойный гидроразрыв пород (нарушение линейного закона фильтрации и резкое увеличение объема поступающей в пласт жидкости); 3)гидрохимический эпигенез и метосоматоз (увеличение пористости, формирование резервуара); 4) перераспределение жидкости в пласте, частичное замыкание трещен (концервация залежи). В зависимости от режима фильтрации и объема внедряющегося флюида процесс может повториться многократно, но при меньших депрессиях и избирательной фильтрации жидкости в пе

Стадия - это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости nв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 3.24). Графики построены в зависимости от безразмерного времени , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

Рис. 3.24. Типовая динамика темпа добычи нефти Тдн, жидкости Тдж и обводненности продукции nв при водонапорном режиме с выделением стадий разработки: 1 - освоение эксплуатационного объекта; 2 - поддержание высокого уровня добычи нефти;3_ значительное снижение добычи нефти; 4 - завершающая

Первая стадия - освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

- интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1 ё 2 % в год от балансовых запасов);

- быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ё 0,8 от максимального;

- резким снижением пластового давления;

- небольшой обводненностью продукции nв (обводненность продукции достигает 3 ё 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости);

- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 ё 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Тдн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия - поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:

- более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3 ё 17 %) в течение 3 ё 7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1 ё 2 года - при повышенной вязкости;

- ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

- нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности составляет 2 ё 3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);

- отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

- текущим коэффициентом нефтеотдачи , составляющим к концу стадии 30 ё 50 %, а для месторождений с «пикой» добычи - 10 ё 15%.

Третья стадия - значительное снижение добычи нефти - характеризуется:

- снижением добычи нефти (в среднем на 10 ё 20 % в год при маловязких нефтях и на 3 ё 10 % при нефтях повышенной вязкости);

- темпом отбора нефти на конец стадии 1 ё 2,5 %;

- уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

- прогрессирующим обводнением продукции nв до 80 ё 85 % при среднем росте обводненности 7 ё 8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Кн на конец стадии до 50 ё 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20 ё 30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- суммарным отбором жидкости 0,5 ё 1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 ё 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Тдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности nв.

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 ё 90 % извлекаемых запасов нефти.

-Четвертая стадия - завершающая - характеризуется:

-- малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около 1% );

- большими темпами отбора жидкости Тдж (водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м3/м3);

- высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);

- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 ё 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

- отбором за период стадии 10 ё 20% балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 ё 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.

Газовая съемка основана на определении углеводородных газов, мигрирующих из газонефтяных залежей к земной поверхности. При газовой съемке определяется содержание углеводородов в подпочвенном воздухе. Этот метод, однако, неприменим на заболоченных участках. Нефтяная или газовая залежи могут образоваться только при наличии непроницаемой покрышки из глинистых пород. ?[1]

Газовая съемка дает хорошие результаты при разведке соляно-купольных структур. Как правило на соляном куполе нефтяные залежи локально распределяются. Применение газовой съемки значительно облегчило поиски локальных небольших залежей в районе соляных куполов. ?[2]

Газовая съемка была разработана в 1930 году. Было замечено, что вокруг любой залежи образуется как бы легчайший туман - так называемый ореол рассеяния. Углеводородные газы по порам и трещинам пород проникают из глубин Земли к поверхности, при этом растет их концентрация в почвенных водах и верхних слоях породы. Взяв пробу грунта и почвенных вод, нефтеразведчик с помощью чувствительного газоанализатора устанавливает повышенное содержание углеводородных газов, что и является прямым указателем близкого местоположения залежи. ?[3]

Газовая съемка, впервые предложенная В.А. Соколовым в 1929 - 1930 гг., основана на возникновении на поверхности Земли над нефтегазовыми залежами ореола повышенной концентрации УВ за счет фильтрации, диффузии и проникновения по трещинам глубокозалегающих УВ к дневной поверхности. Исследуя пробы грунтов и грунтовых вод при помощи чувствительных анализаторов, устанавливают области повышенных концентраций УВ, под которыми наиболее вероятны залежи нефти и газа. ?[4]

Газовая съемка основана на диффузии углеводородов, из которых состоит нефть. Каждая нефтяная и газовая залежь выделяет поток углеводородов, проникающих ( диффундирующих) через любые породы. При помощи специальных приборов геохимики определяют содержание углеводородов в воздухе на исследуемой площади. Над залежью нефти и газа приборы показывают обычно повышенное содержание углеводородов. Результаты газовой съемки упрощают выбор участка для детальной разведки бурением. ?[5]

Газовая съемка впервые предложена В.А. Соколовым в 1929 - 1930 гг. Вокруг любой залежи образуется ореол рассеяния за счет фильтрации и диффузии газов по порам и трещинам пород. Достигая поверхности земли, углеводородные газы образуют в верхних слоях микроконцентрации. Отбирая пробы горных пород и грунтовых вод с глубин от 2 - 3 до 20 - 50 м с помощью чувствительного газоанализатора, определяют содержание газов в пробах. ?[6]

Депрессионные и газовые съемки должные проводиться регулярно, при этом на их основе необходимо разрабатывать мероприятия. ?[7]

Сущность газовой съемки заключается в определении наличия углеводородных газов в пробах горных пород и грунтовых вод, отобранных с глубины от 2 до 50 метров. Каждая нефтяная и газовая залежь выделяет углеводородные газы, которые проникают по порам и трещинам в любых породах. С помощью высокочувствительных газоанализаторов определяется содержание углеводородных газов в пробах пород, отобранных в скважинах и в воздухе на исследуемом участке. Над нефтяной или газовой залежью приборы показывают наличие углеводородов. ?[8]

Карта газовой съемки - нанесенное на карту распределение кон-центарций углеводородов или иных показателей, полученных при газосъемочных работах. ?[9]

При газовой съемке отбирают пробы газов с глубин от 2 - 3 м и до 20 - 50 м в зависимости от геологических условий. Отбирают пробы пород и вод, которые затем дегазируют. Проводится микроанализ газов для определения углеводородов. Над нефтяным или газовым месторождением наблюдаются при этом повышенные концентрации углеводородных газов. Получается, как говорят, газовая аномалия. Интенсивность миграции газов из залежей может быть небольшой из-за очень плохой проницаемости покрывающих пород и быстрого рассеяния газов и верхних рыхлых слоев. Концентрации мигрирующих газов могут быть при этом столь незначительными, что газовую аномалию выявить не удается. В таких случаях следует проводить отбор проб с более значительных глубин. С глубин 20 - 50 м или более отбирают пробы газа или пород и подземных вод, из которых затем извлекают газ и подвергают микроанализу на углеводороды. Такой способ называют глубинной газовой съемкой. Выявленная газовая аномалия свидетельствует о наличии в толще пород нефтегазовой залежи. На рис. 41 приведены примеры газовых аномалий. ?[10]

При газовой съемке отбирают пробы газов с глубин 2 - 50 м в зависимости от геологических условий. Отбирают также пробы пород и вод, которые затем дегазируют. Проводится микроанализ газов для определения углеводородов. Над нефтяными или газовыми месторождениями наблюдается при этом повышенная концентрация углеводородных газов: получается так называемая газовая аномалия, которая в свою очередь служит поисковым признаком. К сожалению, этот метод имеет пока довольно ограниченное применение. ?[11]

Под газовой съемкой понимается геохимический метод поисков нефтяных и газовых месторождении, который основан на фиксации в подпочвенном слое малых содержаний ( следов) углеводородных газов и других газообразных соединении, проникших из нефтяной или газовой залежи к дневной поверхности или образовавшихся в верхних слоях под влиянием физико-химических и биологических процессов при непосредственном воздействии расположенного в недрах месторождения. ?[12]

Скважины для газовой съемки. ?[13]

Чтобы сделать газовую съемку, в районе, где производится разведка, бурят ( чаще всего ручными буравами) скважины глубиной в три-четыре метра. Из них берутся пробы воздуха, которые затем анализируются в приборах. ?[14]

Как правило, газовые съемки организуются на геологически и геофизически изученных структурах с целью прогноза распределения залежей нефти и газа на глубине. ?[15]

Разведочный этап

На разведочном этапе решается общая задача подготовки промышленных месторождений (залежей) к разработке.

Стадия оценки месторождений (залежей)

Объект исследования: открытые месторождения и выявленные залежи

Суть проводимых работ и решаемые задачи:

· установление основных характеристик месторождений (залежей) для определения их промышленной значимости;

· определение фазового состояния УВ залежей;

· изучение физико-химических свойств нефтей, газов, конденсатов в пластовых и поверхностных условиях, определение их товарных качеств;

· установление типа коллекторов и их фильтрационно-емкостных характеристик;

· установление типа залежей;

· определение эффективных толщин, значений пустотности, нефте-газонасыщенности отложений;

· установление коэффициентов продуктивности скважин;

· подсчет запасов;

· разделение месторождений на промышленные и непромышленные;

· выбор объектов и этажей разведки, выделение базисных залежей и определение очередности проведения на них опытно-промышленной эксплуатации и подготовки к разработке.

Стадия подготовки месторождений (залежей) к разработке

Объект исследования: месторождения и залежи, имеющие промышленное значение

Типовой комплекс включает те же работы, что и на предыдущей стадии, а также повторную интерпретацию геолого-геофизических материалов с учетом данных по пробуренным скважинам и проведение детализационных геолого-геофизических работ на площади (сейсморазведка, структурное бурение) и в скважинах (ВСП, СК, электроразведка и т. д.). В ряде случаев предусматривается бурение опережающих добывающих скважин.

По результатам проведения разведочного этапа выполняется подсчет запасов нефти и газа и оценка экономической эффективности проведенных работ.

Все это деление геологоразведочного процесса на этапы и стадии направлено на установление наиболее рациональной последовательности выполнения разных видов работ и общих принципов оценки их результатов для повышения эффективности прогнозирования нефтегазоносности, поисков и разведки месторождений (залежей) нефти и газа.



6. Методы подсчета запасов нефти

Запасы нефти, содержащиеся в залежи, определяются на основе изучения изменений основных показателей разработки, а также физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения давления в процессе разработки залежи.

Отборы нефти, растворенного газа и воды, закачка воды и газа в залежь вызывают непрерывное перераспределение флюидов вследствие изменения пластового давления. При этом, баланс между количеством УВ, содержавшихся в залежи до начала разработки, и количеством УВ добытых и ещё оставшихся в недрах, не нарушается.

Следовательно, подсчет запасов нефти методом материального баланса базируется на принципе сохранения материи применительно к залежам УВ.

СТАТИСТИЧЕСКИЙ МЕТОД (МЕТОД КРИВЫХ) ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Впервые этот метод применил А.М. Коншин в 1892 году, также он использовал метод удельных плотностей запасов для оценки запасов нефти на неразведанных участках.

Этот метод основан на изучении кривых падения дебита скважин. При построении различного рода кривых изучается статистический материал о добыче за прошлое время, выявляется влияние на дебит тех или иных факторов.

Характер выявленных закономерностей служит основой для построения кривых и их экстраполяции для определениядобычи и расчета запасов нефти.

ОБЪЕМНЫЙ МЕТОД ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ

Этот метод является основным и основан на определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов.

Если внутри продуктивного пласта (горизонта) выделено два или более проницаемых пропластков (пластов), отличающихся друг от друга коллекторскими свойствами, то запасы подсчитываются по каждому их них в отдельности.

Если в пределах залежи выделяется несколько категорий запасов, то запасы подсчитываются по каждой категории в отдельности.

Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Для подсчета запасов нефти применяют формулу:

Q н бал = F. h н . k п о. k н . q.r н ;

Q н извл = Q н бал . h ;

q = 1 / b

где Q н бал - балансовые запасы нефти, тыс. т;

F - площадь нефтеносности, тыс. м2;

h н - средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м;

k п о - коэффициент открытой пористости, доли ед.;

k н - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;

q - пересчетный коэффициент, доли ед.;

r н - плотность нефти в поверхностных условиях, доли ед.;

Q н извл - извлекаемые запасы нефти, тыс. т;

h - коэффициент нефтеотдачи, доли ед.;

b - объемный коэффициент пластовой нефти, доли ед.

Площадь нефтеносности F контролируется внешним контуром нефтеносности и границами распространения проницаемых прослоев.

Контуры распространения запасов отдельных категорий переносят с подсчетных планов на карты эффективных и нефтенасыщенных толщин, на основе которых рассчитывают F и h н. Подсчетные планы составляют на основе структурной карты по кровле проницаемой части продуктивного пласта.

Эффективная нефтенасыщенная толщина определяется по данным комплекса ГИС с привлечением керна и результатов опробования скважин. По этим данным определяются положение ВНК, кондиционные значения пористости и проницаемости.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина h н определяется внутри контура запасов каждой категории и вычисляется как средневзвешенная по площади.

Для определения объема порового пространства объем нефтенасыщенной части пласта-коллектора F и h н умножают на среднее значение коэффициента открытой пористости k п о.

Для определения объема нефти, содержащейся в залежи в пластовых условиях, необходимо объем порового пространства F h н k п о умножить на коэффициент нефтенасыщенности k н .

Для определения количества нефти, содержащейся в залежи, полученный объем F h н k п о k н умножаем на плотность нефти r н.

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 q (q = 1 / b), учитывающего усадку нефти.

В результате перемножения рассмотренных параметров и коэффициентов получают балансовые запасы нефти.

Для получения извлекаемых запасов нефти необходимо балансовые запасы умножить на коэффициент нефтеотдачи h, равный отношению извлекаемых запасов к балансовым.



Тектоника литосферных плит внесла исключительно весомый вклад и в нефтяную геологию. В этой важной области прикладной геологии состоялось и первое широкомасштабное и успешное практическое внедрение новой теории в практику поиска и разведки горючих полезных ископаемых. Но это произошло только в конце 70-х годов, а перед тем в США и России почти одновременно появились новые идеи о существовании исключительно мощного механизма генерации углеводородов из органического вещества, затягиваемого вместе с океаническими осадками в зоны поддвига плит. На рис. 150 показан механизм накопления углеводородов в теле островных дуг и активных окраин континентов при пододвигании под них океанических плит и перекрывающих их пелагических осадков.

Рисунок 150. Генерация углеводородов в зонах поддвига океанических плит пол островные дуги и активные окраины континента: 1 -- пути миграции углеводородов из зоны поддвига плит в структуры надвигаемой плиты; 2 -- образовавшиеся залежи углеводородов.

Предположение смелое, но его ещё надо проверить. Поэтому и были выполнены простые, но весьма показательные расчёты. Поскольку длина всех современных зон поддвига плит достигает 40 тыс. км, средняя толщина слоя океанских осадков приблизительно равна 500 м, а средняя скорость поддвига плит 7 см/год, то оказывается, что в настоящее время под все островные дуги и активные окраины континентов ежегодно затягивается около 3 млрд т осадков. В океанских осадках обычно содержится около 0,5% органических веществ, из которых в углеводороды может перейти только 30 %. Тогда, очевидно, ежегодно в зонах поддвига плит может генерироваться около 5 млн т углеводородов (Сорохтин, Ушаков, Федынский, 1974). Сама по себе эта цифра не кажется большой, но за время развития на Земле высокоорганизованной жизни, т.е. в фанерозое, за последние 600-500 млн лет таким путём могло образоваться около (2,5-3)Ч10¹⁵ т нефти и газа, или в 1 000 раз больше, чем масса общих запасов этих горючих ископаемых, выявленных на Земле к началу 70-х годов!

Однако наибольшие скопления нефти и газа возникают в предгорных прогибах, образующихся в тех случаях, когда островные дуги и окраины андийского типа надвигаются на пассивные окраины континентов Атлантического типа с их мощными осадочными толщами, накопившимися на этих окраинах за время существования океана (рис. 151). В геологической истории Земли такие события происходили довольно часто. Таким путём образовались Аппалачи, Урал, Северо-Американские Кордильеры, большая часть Альпийско-Гималайского подвижного пояса и многие другие горные цепи мира. В Аппалачах и на Урале процесс столкновения островных дуг с древними континентальными окраинами полностью закончился соответственно ещё 350 и 250 млн лет назад; в Скалистых горах такое столкновение произошло около 100 млн лет назад; в Персидском заливе -- около 20 млн лет назад, хотя процесс надвигания Загросской дуги на северо-восточный борт Аравийской платформы продолжается и в наше время, о чем свидетельствуют многочисленные землетрясения этого района и деформации самых молодых осадков. В Тиморском море можно наблюдать начальную фазу столкновения островной дуги Малых Зондских островов с северной окраиной Австралийского материка.

Рисунок 151. Схематический разрез зоны надвига островной дуги на пассивную окраину континентальной платформы:а -- докембрийский фундамент континентальной платформы; б -- фундамент островной дуги; в -- породы океанической коры; г -- осадочно-вулканогенная толща островной дуги; д -- смятые осадки предгорного прогиба; 1-3 -- осадочные горизонты разного возраста; стрелками показаны пути миграции углеводородов из зоны поддвига плит.

Как видно, результат проведенного расчёта получился впечатляющим: предполагаемый механизм действительно оказался исключительно мощным. Даже если его коэффициент полезного действия очень низок, то и тогда им можно было бы объяснить происхождение большинства из крупнейших нефтегазоносных провинций Земли. В связи с этим представлялось заманчивым сопоставить распределение нефтегазоносных бассейнов мира с расположением современных и, главное, древних зон поддвига плит. Когда же такое сопоставление было проведено, то оказалось, что по крайней мере 80 % всех мировых запасов нефти и газа действительно тяготеет к существовавшим в прошлые геологические эпохи зонам поддвига плит (рис. 152). Сюда относятся и уникальные бассейны Персидского залива, Венесуэлы, Среднего Запада США, Канады, Аляски, Индонезии и классические месторождения Аппалачей, Предуральского прогиба, Кавказа, Карпат и многих других регионов мира, в том числе и прогнозных провинций, например, в восточном краевом прогибе Восточно-Сибирской платформы и в поднадвиговых зонах Верхояно-Колымской складчатой зоны.

Рисунок 152. Карта-схема размещения основных нефтегазоносных регионов земного шара по В. П. Гаврилову (1986): 1, 2, 3 -- зоны поддвига плит соответственно палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов; 4 -- некоторые внутриконтинентальные рифты; 5 -- окраинно-континентальные рифты; 6 -- нефтегазоносные регионы; 7 -- крупные месторождения нефти и газа; 8 -- месторождения битумов и тяжёлой нефти; 9 -- внутриплатформенные нефтегазоносные впадины; 10 -- то же, но предположительные.

Изображённые на рис. 152 нефтегазоносные бассейны, тяготеющие к древним и молодым зонам поддвига плит свидетельствуют в пользу описанного механизма генерации углеводородов. Но одного такого совпадения мало. Требовалось ещё доказать, что океанские осадки действительно затягиваются в зоны поддвига плит, так как в начале 70-х годов это предположение вовсе не казалось очевидным. О решении этой задачи было сказано выше, при этом подчёркивалось, что факт затягивания осадков в зоны поддвига плит первоначально был обоснован теоретически и только затем доказан бурением. Кроме того, необходимо было ещё выяснить механизмы и режимы образования тех заполненных осадками краевых или предгорных прогибов, в которых обычно и концентрируются главные массы углеводородов, мигрирующих из-под соседствующих с ними зон поддвига плит. В осадках, накапливающихся на континентальных окраинах, всегда содержится органическое вещество. Иногда (как, например, в дельтах крупнейших рек) его концентрация достигает нескольких процентов, хотя обычно содержание органических веществ в таких осадках не превышает 1 %. По мере опускания континентальной окраины и постепенного её засыпания осадками нижние слои осадочной толщи уплотняются и прогреваются идущим снизу тепловым потоком. В результате осадки литифицируются (преобразуются в осадочные породы), а содержащееся в них органическое вещество подвергается термолизу и постепенно превращается в углеводороды. Этот процесс хорошо изучен и количественно рассчитан. Особенно большой вклад в изучение преобразования органического вещества в углеводороды внесли И. М. Губкин, И. О. Брод и Н. Б. Вассоевич, фактически создавшие осадочно-миграционную теорию образования нефти и газа.

Используя эту теорию и основные положения тектоники литосферных плит, удалось количественно рассчитать условия нефтегазогенерации в осадочных толщах, накапливающихся на пассивных окраинах континентов, и показать, что «созревание» нефти и газа в них происходит уже через 20-30 млн лет после образования самой континентальной окраины (Ушаков, 1979). В дальнейшем область генерации углеводородов существенно расширяется. На пассивных окраинах континентов миграция нефти в толще осадков происходит только под влиянием уплотнения нижележащих осадков, их прогрева и дегидратации и развивается вяло. Поэтому основная масса углеводородов здесь ещё находится в рассеянном состоянии, а крупные месторождения нефти и газа встречаются редко, тогда как гигантских и тем более уникальных скоплений горючих ископаемых и вовсе нет. Для более полной мобилизации нефти и газа, рассеянных в этих толщах, необходимо приложить к ним мощнейшие тектонические воздействия, способные «выжать» или «вымыть» из таких толщ большую часть содержащихся в них углеводородов. Такие воздействия обычно происходят на втором этапе развития краевых прогибов -- при закрытии древних океанов и надвигании островных дуг на бывшие окраины континентов. Природа процессов раскрытия и закрытия океанов рассматривалась выше, поэтому здесь остановимся только на тех геологических процессах, которые приводят к формированию в предгорных прогибах месторождений нефти и газа.

Как только островная дуга вплотную приближается к континентальному склону, происходят два события. Во-первых, с этого момента времени под тяжестью надвигаемой островной дуги резко ускоряется прогибание самой континентальной окраины, сопровождаемое увеличением скорости осадконакопления в формирующемся краевом прогибе. Во-вторых, из осадков, ранее накопившихся в полосе континентального шельфа и попавших теперь под островную дугу, в это время начинают выжиматься поровые воды и способные к миграции углеводороды. Этот процесс активизируется и поступлением из более глубоких участков зоны поддвига плит термальных вод, освобождающихся при дегидратации попавших туда осадков и пород океанской коры. Все эти горячие флюиды перемещаются вдоль напластований осадочных пород из-под островной дуги в область наименьших давлений, т.е. в сторону континентальных платформ. Одновременно с этим осадки, расположенные перед фронтом надвигаемой дуги, сминаются в складки, образуя систему ловушек для нефти и газа, в которых они постепенно скапливаются.

С возникновением молодого горного пояса заканчивается и формирование предгорных (краевых) прогибов с образованием в их осадочных толщах нефтегазоносных бассейнов. При этом накапливающиеся в таких прогибах нефть и газ поступают туда из двух источников. Во-первых, эти полезные ископаемые концентрируются за счёт мобилизации местной рассеянной микронефти, возникшей в самих материнских толщах, заполняющих прогибы, а во-вторых, благодаря миграции углеводородов из той части осадочных пород, которые к моменту формирования прогиба оказались затянутыми под тело островной дуги, надвинутой на континентальную окраину.

Мощность второго источника углеводородов исключительно высока. Так, если принять, что по береговой линии длиной около 1 000 км шельф континентальной окраины со слоем осадков толщиной до 15-17 км перекрывается фронтальным карнизом островной дуги на ширину до 100-120 км, как это, например, произошло в Персидском заливе при надвигании Загросской островной дуги на край Аравийской платформы, то оказывается, что в этом случае из зон поддвига плит в сторону краевого прогиба могло бы мигрировать несколько сотен миллиардов тонн углеводородов. С этим, по-видимому, связано то, что во многих крупнейших и уникальных нефтегазовых бассейнах мира (например, в Персидском заливе, Венесуэле, Атабаске Западной Канады и в других регионах) плотность запасов нефти и газа намного превышает нефтематеринские потенциалы толщ, в которых сформировались месторождения горючих полезных ископаемых. Реальные масштабы миграции углеводородов, однако, оказываются более скромными, чем это следует из расчётов. Это связано с тем, что часть нефти и газа сохраняется в поднадвиговых зонах, часто образуя там крупные скопления. Примером могут служить обнаруженные в конце 70-х годов ХХ в. богатейшие месторождения нефти и газа под надвигами Скалистых гор и Аппалачей, под офиолитовым покровом на Кубе, в Швейцарских Альпах, Новой Зеландии и в некоторых других районах мира. В этом отношении показательна история открытия новых нефтяных и газовых месторождений на Кубе и США. Кубинские и советские геологи (А. Л. Книппер), искавшие нефть на этом острове, были знакомы с идеями тектоники литосферных плит. Поэтому они ещё в середине 70-х годов смело пробурили сложенный серпентинитами офиолитовый покров и вскрыли под ним крупное месторождение нефти, сформировавшееся в меловых осадках поднадвиговой зоны Кубы.

Другим примером успешного использования тектоники литосферных плит может служить история выявления и ввода в эксплуатацию новых нефтегазоносных бассейнов в поднадвиговых зонах Скалистых гор и Аппалачей США. До 70-х годов эти районы традиционно относились геологами к малоперспективным или даже неперспективным. После появления новой теории геологи США пересмотрели своё прежнее отношение к поднадвиговым зонам горных поясов, отмечающим собой фронтальные участки бывших зон поддвига плит. Это позволило быстро развернуть поисковые работы в поднадвиговых зонах Кордильер, пояса Уачито и Аппалачей. В результате уже в 1975 г. в Скалистых горах США под структурами надвигов было открыто первое месторождение такого типа -Пайнвью -- с запасами извлекаемой нефти до 18,3 млн т. По оценкам американских геологов, начальные извлекаемые запасы нефти и газа во вновь выявленных месторождениях одного только пояса надвигов Кордильер составляли на начало 1981 г. 2,1 млрд т нефти и 2,8 трлн м³ газа, что лишь в два раза меньше, чем текущие (оставшиеся) доказанные запасы нефти и газа в целом по стране. В последние годы были открыты новые нефтяные и газовые месторождения в Уачитском и Аппалачском поясах надвигов. Другим примером использования новых идей тектоники литосферных плит в нефтяной геологии является открытие крупного нефтяного месторождения «Белый Тигр», залегающего в ... гранитах кристаллического фундамента Вьетнамского шельфа. Месторождение это сформировалось над зоной поддвига литосферных плит мезозойского возраста благодаря насыщению трещиноватых пород кристаллического фундамента поднимающимися из зоны субдукции углеводородами (Арешев, Гаврилов и др., 1996).

В России столь же перспективными должны быть Восточно-Сибирский краевой прогиб (вдоль среднего и нижнего течения Лены) и поднадвиговые зоны Верхояно-Колымского складчатого пояса. Действительно, в этой окраинно-континентальной зоне и на пассивной окраине Палеосибирского океана, начиная с девона и до юрского возраста, накапливались мощные толщи осадков, попавшие в конце мезозоя в условия сжатия за счёт надвигания Колымского массива на восточный край Восточно-Сибирской платформы. В этом отношении по запасам углеводородов Восточно-Сибирская провинция должна быть даже более перспективной, чем Предуральский прогиб Русской платформы.

Значительные концентрации нефти и газа обычно возникают не только в крупнейших нефтегазоносных провинциях мира, тяготеющих к древним и молодым зонам поддвига плит, но и в погребённых под мощными толщами осадков континентальных рифтовых структурах или авлакогенах. В рельефе коренных пород (под осадками) рифтовые структуры, как правило, представляют собой вытянутые на многие сотни километров линейные впадины -- грабены часто с крутыми ступенеобразными бортами сбросового происхождения. Ширина этих впадин обычно не превышает нескольких десятков километров. Типичными примерами молодых, ещё не заполненных осадками рифтовых впадин являются оз. Байкал в Сибири и система рифтовых разломов Восточной Африки, а примерами уже заполненных осадками рифтовых зон -- авлакогенов, с которыми к тому же связаны широкие проявления нефтегазоносности, могут служить грабены Северного моря, Днепровско-Донецкая впадина, грабен Бенуэ в Африке и многие другие аналогичные структуры. Возникают авлакогены при расколах континентов, но только в тех случаях, когда раздвижение континентальных блоков было сравнительно небольшим и не сопровождалось образованием океанов. Такие структуры можно сравнивать с бороздами и шрамами в земной коре, оставшимися после «неудачных попыток» образования океанов.

Приуроченность многих нефтегазоносных бассейнов к древним континентальным рифтогенным структурам и авлакогенам объясняется сравнительно быстрым прогибанием их центральных участков -- рифтовых долин. Такое прогибание обычно сопровождается накоплением в них мощных толщ континентальных или морских осадков. Природа погружений континентальных рифтовых зон та же, что и опусканий океанского дна, -- благодаря образованию под рифтовыми долинами свежих участков литосферы за счёт охлаждения и полной кристаллизации горячего мантийного (астеносферного) вещества, поднявшегося перед этим в зазор между раздвинувшимися континентальными плитами. В связи с этим остаётся прежним и закон прогибания: глубина рифтовых впадин со временем увеличивается пропорционально квадратному корню из возраста её образования.

Процесс генерации углеводородов при этом развивается в самих осадочных толщах, накопившихся в рифтовых зонах, за счёт термолиза содержащихся в них органических веществ. Миграция углеводородов в таких структурах, как и на пассивных окраинах континентов, происходит, прежде всего, благодаря отжиму поровых и связанных вод при уплотнении и разогреве осадков в центральных и наиболее погруженных частях авлакогенов. Освобождающиеся таким образом воды вместе с углеводородами обычно перемещаются вдоль напластований осадочных пород от осей погребённых рифтовых зон к их флангам. Таким механизмом миграции хорошо объясняется частая приуроченность нефтяных и газовых месторождений к флангам и периферийным участкам древних рифтовых зон.

Наконец, в тех случаях, когда континентальная рифтовая зона после её заполнения осадками оказывается сжатой, все процессы отжима поровых и связанных вод и миграции углеводородов возрастают с особой силой. Однако и в этом случае таких уникальных бассейнов, как в Персидском заливе, Венесуэле или Атабаске, здесь не возникает, поскольку вся нефть авлакогенов автохтонна, т.е. образуется в самой толще, заполняющей рифтовую впадину, без дополнительного притока со стороны. Поэтому во всех бассейнах рифтового происхождения, как и на пассивных окраинах континентов, плотность запасов нефти и газа никогда не превышает (и обычно значительно ниже) нефтематеринского потенциала заполняющих эти бассейны осадков.

Тектоника литосферных плит позволила также предсказать, а затем и обнаружить новый источник углеводородов на Земле -- абиогенный механизм генерации метана и водорода на океаническом дне. Так, в работе (Сорохтин, Ушаков, 1991) было показано, что гидратация пород океанической коры водами океана, содержащими растворенный углекислый газ, приводит к генерации абиогенного метана и водорода. Основная масса метана образуется при серпентинизации железосодержащих ультраосновных пород за счёт окисления двухвалентного железа до его трёхвалентного состояния и восстановления углекислого газа до метана, а водород освобождается благодаря диссоциации морской воды на двухвалентном железе. Такие реакции являются экзотермическими и при температурах около 400 °С проходят с выделением заметной энергии (Дмитриев и др., 2000; Сорохтин, Леин, Баланюк, 2001):