Реферат Образование месторождений нефти и газа

Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Имя

Выберите тип работы:

Принимаю Политику конфиденциальности

Скидка 25% при заказе до 26.12.2024

ВВЕДЕНИЕ

Классификация месторождений нефти и газа имеет не меньшее теоретическое и практическое значение, чем классификация залежей. Казалось бы этому вопросу должно уделяться не меньшее внимание, однако это не так. С момента четкого разграничения таких понятий, как залежи и месторождения, первым уделялось очень много времени, в то время как классификация нефтяных месторождений почти не разрабатывались. До сих пор не существует общепринятого определения понятия месторождение.

Под месторождением нефти и газа, по определению И. О. Брода (1938), следует понимать совокупность залежей в недрах одной и той же площади, образование которой контролируется единым структурным элементом, что определяет общность в системе их поисков, разведки и разработки. Довольно близко к этому определение Н. Ю. Успенской (1966). По Успенской под месторождением следует понимать совокупность залежей, заключенных в недрах одной и той же площади и контролируемых общим гидрологическим элементом структурного, литологического или стратиграфического характера, обеспечивающим образование ловушки. В приведенных определениях за основу взяты залежи, и месторождение фактически рассматривается как сумма залежей, приуроченных к тому или иному структурному элементу или геологическому элементу. Между тем наличие того или иного структурного элемента, контролирующего формирование месторождения, определяет и возможный тип залежей в месторождении. Более того, развитие того или иного структурного элемента на фоне геологической истории крупного элемента земной коры предопределяет появление того или иного типа резервуара и специфику ловушек в нем.

Из сказанного выше ясно, что группа или тип месторождений предопределяет и тип встречающихся в нем залежей. Следовательно, месторождение надо рассматривать не как механическую совокупность залежей, а как геологический комплекс, предопределяющий условия формирования самих залежей. Правильнее залежь рассматривать как один из элементов месторож

дения. Определение месторождения может быть предложено в следующей форме: под месторождением нефти и (или) газа следует понимать участок земной коры определенного геологического строения, содержащий в себе залежи нефти и (или) газа.

Тектонический фактор имеет решающее значение для формирования месторождения. Тектонические условия формирования того или иного структурного элемента, контролирующего образование месторождений, прежде всего, зависят от того, с каким крупным геоструктурным элементом земной коры связано формирование этого элемента. В качестве основных геоструктурных элементов в земной коре выделяют геосинклинали и платформы. Нефтяные и газовые месторождения широко распространены в предгорных прогибах, межгорных впадинах и областях погружения складчатых систем.

1 Формирование месторождении нефти и газа

Необходимы следующие условия для формирования месторождений нефти и газа в залегающих в глубинах земли отложениях, из которых экономически выгодно извлекать углеводороды: наличие соответствующих пород-коллекторов и относительно непроницаемых покрышек и ловушек, которые предотвращают утечку углеводородов к земной поверхности [1].

Породы-коллекторы. Для того чтобы стать коллектором, порода должна обладать пористостью и проницаемостью. Те же свойства необходимы для сохранения нефти и газа, а также запасов подземных вод. Пористость – это процент содержания пустот в породе. Кристаллические породы могут иметь менее 1% пустот, тогда как некоторые песчаники – 35–40%, а кавернозные известняки могут обладать даже еще большей пористостью. Наиболее обычный тип пустот – промежутки между зернами крупнозернистых осадочных пород, подобных песчаникам. Размер зерен не влияет на процент пористости, если этот размер одинаков, но при смешении зерен разного размера мелкие зерна частично заполняют пространство между крупными, уменьшая тем самым процент пористости. Итоговая пористость обломочных пород зависит от степени последующей цементации зерен; цемент породы осаждается из циркулирующих вод (таковы многие карбонатные, сульфатные и другие «хемогенные» цементы; весьма распространенные глинистые цементы образуются при одновременном осаждении песчаных зерен и глинистых частиц). Если цементация полная, то пористость не сохраняется. Другой распространенный тип пустот – это каверны растворения в карбонатных породах – известняках и доломитах. Всякий раз, когда такие породы находятся в зоне проникновения или циркуляции подземных вод, они в какой-то степени растворяются, и результатом может быть образование высокопористых пород. Размер каверн выщелачивания изменяется от микроскопических пор до гигантских пещер. Еще одним типом природных пустот являются каверны выветривания, а также трещины и щели [1].

Проницаемость – это свойство пород быть проводником при движении жидкостей или газов. Некоторые глины имеют такую же высокую пористость, как и песчаники, но они непроницаемы, так как размер их пор очень мал. Чем крупнее поры, тем выше проницаемость. Прямой связи между пористостью и проницаемостью, в общем, нет, хотя обычно породы с невысокой пористостью (10–15%) имеют также и низкую проницаемость. Если проницаемость мала, то нефть будет только слабо сочиться из породы и продуктивность окажется ниже экономически эффективной. Поэтому трудно извлекать нефть из глин, хотя обильные признаки нефти в них имеются во многих районах мира. Методы извлечения нефти из глинистых пород разрабатываются [1].

Пласты пород-коллекторов должны иметь определенную мощность и относительно постоянную проницаемость по латерали. Мощность, ниже которой пласт-коллектор не может разрабатываться с необходимой экономической эффективностью, зависит от многих причин, включая стоимость бурения в данном районе, глубину, пористость и объем (запасы) нефти. Хотя обычно породами-коллекторами являются песчаники и карбонатные породы, любые породы, которые обладают необходимыми геологическими или структурными характеристиками, могут содержать нефть в промышленных количествах. Примером являются трещиноватые глины (аргиллиты), конгломераты, зоны выветривания на древних поверхностях гранитов и серпентизированные магматические образования. Покрышки. Для образования залежей необходимо, чтобы пористые и проницаемые породы-коллекторы перекрывались породами, которые препятствуют последовательной миграции нефти и газа вверх. Обычные экранирующие породы – это относительно непроницаемые глины. Другие породы, которые могут служить покрышками, – это плотно сцементированные песчаники, пласты плотных карбонатных пород, глины плоскостей сбросов и даже тела соляных и изверженных пород [1].

Ловушки. Большинство пород-коллекторов имеют вид пластов или слоев, которые на сколько-нибудь значительных расстояниях отклоняются от

горизонтального положения. Величина наклона изменяется от примерно 4 м/км до 90. В результате этого капли нефти или пузырьки газа, насыщающие породы-коллекторы, просачиваются вверх через насыщенные водой поры к подошве и затем перемещаются вверх по восстанию пластов вдоль раздела коллектор – покрышка. Если наклон продолжается до поверхности и пласт-коллектор остается на всем протяжении проницаемым, нефть (газ) будет выходить из пласта. Но если наклон вверх не продолжается, а существует перегиб или породы-коллекторы теряют по латерали свою проницаемость, нефть будет улавливаться до того, как она сможет выйти из пласта на поверхность. Образование ловушки вследствие изменения направления наклона пластов пород обычно обусловлено движениями земной породы; такие ловушки относятся к структурному типу. Изменения проницаемости ведут к образованию стратиграфических ловушек [1].

Простейшим типом структурной ловушки является выгнутая вверх складка-антиклиналь. Складчатость может быть результатом сокращения земной коры, сброса в глубинах земли, магматической деятельности, внедрения соляных масс; она может быть вызвана уплотнением над выступом погребенного рельефа или растворением пород. Скопление нефти и газа в антиклиналях происходит за счет улавливания движущихся вверх капелек жидкости и пузырьков газа аркой смятых в складку пластов. На флангах складки под нефтью скапливается более тяжелая пластовая вода. Одно из крупнейших нефтяных месторождений мира – Гхавар в Саудовской Аравии – связано именно с антиклиналью. Одним из специфических видов антиклиналей являются соляные купола. Они представляют собой штоки или призмы соли, выжатой с больших глубин. Купола имеют в плане округлую или эллиптическую форму диаметром почти 1 км и высотой 6 и более км. Эти купола частично прорывают слои осадочных пород, а залегающие над ними пласты изгибаются в виде антиклинали или купола. Залежи нефти могут формироваться в покрывающей соляной купол антиклинали, в пластах, ограниченных

стенкой соляного купола, и в выщелоченных кавернозных породах кровли купола (кэпроки) [1].

Тектонически ограниченные ловушки, как и антиклинали и соляные купола, являются разновидностью структурных ловушек. Ловушка этого типа образуется за счет того, что при сдвиге (взаимном перемещении пластов) проницаемые пласты вверх по восстанию в зоне разлома экранируются непроницаемым глинистым барьером, который эффективно преграждает движение нефти вверх по восстанию проницаемого насыщенной водой наклонно залегающего пласта [1].

Если пласты-коллекторы латерально замещаются непроницаемыми породами, возникает стратиграфическая ловушка. Основная причина изменения пористости и проницаемости пласта в пространстве связана с изменениями условий осадконакопления по площади. Другой причиной изменения коллекторных свойств является растворяющее действие пластовых вод. Так, участками может растворяться карбонатный цемент в песчаниках. Большую роль играет образование каверн в карбонатных породах. Важный вид стратиграфических ловушек образуется при срезании, эрозии серии наклонно залегающих пластов, в том числе пористых и проницаемых, и последующем их перекрытии непроницаемыми породами-покрышками [1].

2 Месторождение нефти и природных горючих газов

Чем шире проводятся геологические исследования и чем более глубоко и детально производятся анализы, тем чаще обнаруживаются нефти и природные горючие газы или их следы. Пожалуй, не будет преувеличением утверждение о том, что на Земле нет таких осадочных пород, в которых где-либо не встречены те или иные количества нефти и особенно горючих газов. Точно так же можно утверждать, что не существует ни одного континента или очень крупного острова, в пределах которых не было бы нефти и горючих газов. Наконец, результаты бурения в акваториях позволяют считать, что под дном всех без исключения морей и океанов содержатся горючие газы (в основном метан) и довольно часто нефть. Однако сказанное выше не означает, что в любом месте можно заложить буровую скважину и получить нефть и горючий газ. Дело в том, что они могут встречаться в различных концентрациях, а газ и в различном состоянии. Так, например, нефть в виде отдельных капель может быть рассеяна в мощных толщах пород, а газ встречается и в виде отдельных пузырьков, и в растворенном в воде и в сорбированном отдельными минералами состоянии. Но как в песне: «одна дождинка — еще не дождь», так и одна капля нефти или один пузырек газа в породах еще не месторождение. Вероятно, правильнее месторождениями нефти и газа называть такие участки территорий или акваторий, в пределах которых имеются заметные скопления этих ископаемых. Скопления могут быть промышленными, т. е. такими, которые целесообразно разрабатывать добывать нефть и газ, и непромышленными, в применении к которым это делать экономически невыгодно. Добывать нефть или газ из непромышленных месторождений нецелесообразно по различным причинам: либо количества получаемых в скважинах этих полезных ископаемых столь невелики, что не оправдывают затрат на бурение скважин и организацию добычи, либо общие количества нефти и газа в месторождении небольшие и организация их добычи нерентабельна. Вполне понятно, что разделение месторождений нефти и газа на промышленные и непромышленные зависит от многих факторов: близости по

требителя, железной и других дорог, количества и качества нефти и газа, глубин их залегания и т.д. Поэтому месторождения, которые в одних областях по объемам содержащихся в них нефти и газа или по дебитам скважин являются непромышленными, в других областях и районах страны могут быть промышленными. Так, например, промышленные месторождения в Западной Сибири должны содержать гораздо больше нефти, чем промышленные месторождения на Кавказе или на Украине, или иметь гораздо большие дебиты скважин. Это же относится и к морским месторождениям. К описанию месторождений мы еще вернемся, а пока рассмотрим, как же залегают в них нефть и газ. Надо сказать, что до сих пор нередко можно встретиться с представлением о том, что нефть в недрах под поверхностью земли, так же как вода на поверхности, образует реки и озера. Помнится, когда начали добывать нефть в районах Волго-Урала и в то же время снижалось количество добываемой нефти в районе Баку, многие обыватели объясняли это снижение тем, что «нефтяную реку» перехватили в районе Волго-Урала.
Конечно, все эти представления неверны, что станет понятным, когда мы рассмотрим условия залегания нефти и газа в недрах. Совершенно очевидно, что нефть и газ, как и любая материя, должны находиться в пространстве. Рассмотрим, каким же может быть это пространство на глубине. Для этого в первую очередь надо определить, что представляют собой те горные породы, которые слагают верхнюю часть земной коры и в которых чаще всего встречаются нефть и газ [2].

Рисунок 1 - Поры в песке при разной укладке зерен. Пористость песка: а- 25,8; б- 36,7; в- 47,6.

Песок, он состоит из правильных сферических частиц одинакового объема. Расчеты показывают, что в зависимости от плотности укладки эти частицы могут занимать чуть больше половины (52,4%) или три четверти (74,2%) объема всей горной породы, а остальное пространство — свободное, составляющее от 25,8 до 47,6% породы, приходится на поры, в которых могут находиться любые жидкости и газы (рисунок 1). Это значит, что теоретически в каждом кубическом метре песка может содержаться от 0,26 до 0,47 м3 нефти. Для того чтобы представить себе реально количество нефти, которое может находиться в такой породе, примем, что нефть содержится в порах такого песка, который слагает пласт мощностью (или толщиной) 10 м. Теоретически в таком пласте на площади всего 1 км 2 может быть заключено от 2,58 млн. до 4,76 млн. м3 нефти, или, принимая ее среднюю плотность равной 0,86 г/см3, — от 2,219 млн. до 4,09 млн. т. и, следовательно, на площади в сотни квадратных километров — сотни миллионов тонн. Другие породы — известняки, доломиты — также содержат пустоты в виде пор, каверн, трещин и даже мелких пещер, количество и размер которых уменьшаются с глубиной. Общий объем таких пустот или, как принято называть, коэффициент пористости пород, может составлять от десятых долей процента до 20—30% объема пород. Однако наличие пустот в горных породах еще не определяет полностью их свойства по отношению к нефти и газу. Дело в том, что размеры этих пустот могут быть самыми различными и именно от них зависит свойство пород пропускать жидкости и газы. Так, из физики известно, что благодаря действию сил молекулярного притяжения в капиллярных каналах поперечным сечением менее 0,001 мм вода не перемещается под влиянием силы тяжести, и требуется приложение значительных градиентов давления, чтобы сдвинуть такую пленочную, как ее называют, жидкость. Поры всех осадков, накапливающихся под дном водных бассейнов, с начала их образования заполнены водой. На суше, как только порода оказывается ниже уровня грунтовых вод, все ее поры также заполняются водой. Таким образом, когда в породу поступают нефть или газ, то для заполнения ее им надо вытес

нить воду. Из пор крупнее 0,001 мм вода может уйти, а из более мелких пор при давлениях, обычно существующих на глубинах до 10 км, она не может быть вытеснена. По этой причине вода, нефть и газ в недрах могут двигаться по пластам песков, песчаников, пористых известняков, доломитов, различных трещиноватых пород, но для них совершенно непроницаемы пласты влажных глин, каменной соли, плотных известняков, ангидритов и других непористых и нетрещиноватых пород [2].

Поскольку пласты, содержащие в недрах подвижную воду, не разобщены друг с другом герметично, все они представляют собой своеобразную систему сообщающихся сосудов, давление в которых равно весу столба жидкости. По этой причине давление жидкости и газа в породах с глубиной увеличивается через каждые 10 м на 0,1 МПа, в общем случае достигая, например, на глубине 1000 м, 10 МПа. Однако нередко пластовые давления превышают эту величину (см. ниже). Благодаря высокому давлению газ в недрах в соответствии с законом Бойля — Мариотта, занимает значительно меньший объем, чем на поверхности. Так, на глубине 1000м при температуре 40 °С в одном кубическом метре пространства содержится такое количество газа, которое на поверхности земли при стандартных условиях: давлении 1 МПа (760 мм рт. ст.) и температуре 15 °С будет иметь объем, равный примерно 103 м3 (не точно из-за отклонения реального газа от идеального). Определяющим моментом в распределении нефти, газа и воды в недрах является существенное различие их плотностей: пластовые воды обычно соленые, часто имеют плотность 1,05—1,25 г/см3, плотность нефти, как отмечалось, в среднем равна 0,86 г/см3, а в пластовых условиях, на глубине порядка 1000 м, благодаря большому количеству растворенного в ней газа (до 300 м3 в 1 м3 нефти) — 0,6—0,7 г/см3, наконец, плотность газа, преимущественно метанового, на этой же глубине — 0,07 г/см3. Черным показана залежь нефти, остальными условными знаками — разные магматические и осадочные породы
движений изгибаются самым различным образом [2].

Рисунок 2- Нефтяная залежь в трещиноватых магматических породах.

В наиболее повышенных участках проницаемых пластов образуются природные ловушки, в которых могут накапливаться нефть и газ (рисунок 2). Эти ловушки в течение многих десятков лет и были основными объектами поисков нефти и газа. Однако природа всегда изобретательнее, чем можно себе представить даже при самой богатой фантазии: оказалось, что ловушки могут образовываться не только вследствие изгибов, но и на месте рифов (рисунок 3), в зонах трещиноватости магматических пород (рисунок 4), у соляных тел (рисунок 5), в зонах выклинивания песков и песчаников, даже в трещиноватых глинах (например, в Западной Сибири) и в других случаях. Нередко в таких участках образуется сразу много ловушек, располагающихся одна под другой. Поэтому в пределах месторождений, как правило, встречается несколько залежей, находящихся на разных глубинах [2].

Рисунок 3 - Нефтяная залежь в рифе.

Рисунок 4 -Нефтяная залежь в трещиноватых магматических породах.

Рисунок 5 - Нефтяные залежи в соляных куполах. Черным показана нефть.

Рисунок 6 - Геологический разрез месторождения «Нефтяные Камни» в Каспийском море вблизи г. Баку.

Залежи могут быть различными и по физическому состоянию флюидов: однофазовыми — газовыми, газо-конденсатпыми, нефтяными (рисунок 6), двухфазовыми — в зависимости от соотношения фаз: нефтяными с «газовой шапкой» или, наоборот, газовыми с нефтяной оторочкой. При этом, поскольку в газе, особенно в двухфазовых залежах, часто содержится большое, количество конденсата, то обычно такие залежи называют газоконденсатно-нефтяными, газоконденсатными с нефтяной оторочкой и т. д. (рисунок 7). В пределах месторождений залежи могут чередоваться самым различным образом: над и под нефтяной залежью могут располагаться газоконденсатные или, наконец, эти залежи чередуются между собой. Максимальные известные в настоящее время глубины распространения залежей достигают 7 км [2].

Размеры месторождений в плане могут колебаться в больших пределах: от нескольких сотен метров до десятков и даже сотен километров. Так, гигантское нефтяное месторождение Гхавар в Саудовской Аравии, содержащее более 30 млрд. т нефти, приурочено к ловушке, протягивающейся более чем, на сотню километров при ширине 50—60 км [2].

Рисунок 7 - Залегание газа, содержащего конденсат и нефти в Уренгойском месторождении Породы: 1 — преимущественно песчаные. 2—преимущественно глинистые. 3 — переслаивание глинистых и песчаных пород, 4 — газ, содержащий конденсат, 5 — нефть.

Крупнейшее в СССР Уренгойское газовое месторождение протянулось на 170 км при ширине 30—50 км и обладает запасами почти 6 трлн. м3. Этого количества газа хватило бы, чтобы обеспечить потребность Москвы в газе в течение 353 лет или всего мира в течение 4 лет (по потреблению 1979 года). Говоря о запасах нефти и газа в месторождениях, следует иметь в виду, что никогда не удается извлечь полностью содержащиеся в них эти полезные ископаемые. Дело в том, что нефть, например, задерживается в уголках пор, в тупиковых каналах, просто на поверхности зерен породы, в более мелких порах и т. д. Количество извлеченной нефти по отношению к общему ее содержанию в месторождении может колебаться в весьма широких пределах — от 5 до 95% — и зависит от множества как природных, так и технических факторов: вязкости нефти, типа породы, в которой она находится, температу

ры и давления, содержания растворенных газов, частоты расположения эксплуатационных скважин, темпа отбора (т. е. количества ежегодно добываемой нефти по отношению к общему содержанию ее в залежах), темпа заводнения и т. д. При добыче нефти всегда приходится решать весьма сложный вопрос: какое количество ее можно добывать ежегодно из данного месторождения. Можно, например, в течение первых нескольких лет резко увеличить добычу, но в целом добыть из этого месторождения меньше и оставить в недрах больше нефти. То же относится и к количеству пробуренных на месторождении скважин: с одной стороны, чем больше их будет пробурено на месторождении, тем полнее будет извлечена нефть, с другой стороны, общее количество добытой с помощью одной скважины нефти будет снижаться и, следовательно, ее себестоимость будет возрастать (нужно учесть, что каждая скважина может стоить несколько сотен тысяч рублей). У нас в стране создано специальное научное направление — научные основы разработки нефтяных месторождений. В настоящее время в мире в среднем коэффициент извлечения нефти составляет примерно 33%, а по многим странам значительно меньше [2].

Коэффициент извлечения газа, естественно, значительно выше, чем нефти, но все же почти никогда не составляет 100%. В среднем он принимается равным 85%, но может быть значительно ниже и зависит как от природных факторов (состава содержащих газ пород, их пористости и проницаемости, наличия воды в пределах залежи, битумов, окисленной нефти и др.), так и от технических показателей (количества скважин, темпов отбора и т. д.). При интенсивном отборе газ, содержащийся в плохо проницаемых участках, может оказаться «зажатым» со всех сторон водой и не попадет в скважины, вследствие чего останется в недрах. По указанным причинам, говоря о запасах нефти и газа в месторождениях, обычно различают две их группы: геологические запасы, т. е. те количества этих полезных ископаемых, которые содержатся в недрах данного месторождения, и извлекаемые, т. е. те их количества, которые при современной технологии могут быть извлечены на поверх

ность. Запасы различают также и по степени разведанности месторождения, т. е. по вероятности подтверждаемости. Прежде чем переходить к описанию того, как ищут и открывают месторождения нефти и газа, следует отметить, что за более чем 120-летний период развития нефтяной промышленности в методах поисков и разведки произошли значительные изменения. Это связано, во-первых, с изменениями требований к месторождениям, а во-вторых, с успехами в развитии физических и других фундаментальных наук.
Как уже отмечалось, вначале нефть добывали с помощью колодцев, а затем из неглубоких скважин, стоимость которых была сравнительно небольшой. Поэтому даже те незначительные количества нефти, которые добывали с помощью этих выработок, давали прибыль, что содействовало развитию добычи. Однако с увеличением глубины бурения скважин и, следовательно, со значительным возрастанием их стоимости уже не любое количество получаемой с их помощью нефти оказывалось рентабельным. Чем глубже скважина, тем выше тот минимальный ее дебит, который будет рентабельным. Так, например, если скважина глубиной до 1000 м дает в сутки 1 т нефти, то она может оказаться рентабельной, но если такое же количество нефти дает скважина глубиной 4000—5000 м, стоимость которой может превышать 1 млн. рублей, то бурение ее будет экономически нерентабельным. Мало того, рентабельность добычи нефти и газа зависит еще от многих факторов: общего количества добываемых на месторождении нефти или газа, места расположения месторождения, удаленности его от путей сообщения, мест потребления, населенных пунктов и т. д. Так, если где-то на севере Западной Сибири, вдали от населенных пунктов, дорог и нефтегазопроводов, будет открыто нефтяное месторождение, из которого можно добывать не более 100 т нефти (или 100 тыс. м3 газа в сутки), то вряд ли будет рентабельной разработка его в настоящее время. Большое значение имеют также общие запасы нефти и газа на месторождении: если затраты на обустройство и эксплуатацию превышают стоимость добытых нефти и газа, то разрабатывать такое месторождение экономически нерентабельно. Если же мелкое месторождение нахо

дится, например, в районах промыслов Баку или Западной Украины и не требует существенных затрат на обустройство, то его разработка может быть рентабельной. Особые требования предъявляются к месторождениям, расположенным в акваториях: они должны иметь значительные запасы, чтобы оказались рентабельными затраты не только на бурение скважин, но и на создание эстакад, подводных трубопроводов, иногда и подводных хранилищ и т. д.
В начальный этап развития нефтяной промышленности поиски месторождений были сравнительно легким делом: вблизи выходов нефти на поверхности закладывались сначала колодцы, а затем и мелкие скважины, из которых, как правило, и добывали нефть. Однако по мере использования, таким образом, всех выходов поиски нефти становились все более затруднительными, пока не было установлено, что в таких районах нефтяные месторождения располагаются по определенным линиям, которые так и были названы «нефтяными линиями». После того как выяснилось, что нефть и газ занимают самые высокие участки в складках горных пород, их поиски получили научную, точнее, геологическую основу. Теперь уже надо было не искать мифические «нефтяные линии», а изучать геологическое строение территории и по получаемой на поверхности информации устанавливать места перегибов слоев на глубине, где и закладывать буровые скважины. Как правило, такие скважины давали фонтаны, если они были пробурены в районах, характеризующихся наличием других месторождений. Однако оказалось, что во многих районах вблизи выходов нефти не было обнаружено значительных по запасам месторождений. Так, на территории Грузии было выявлено несколько тысяч нефтепроявлений, но в результате бурения скважин удалось открыть лишь единичные, небольшие по запасам месторождения. После того как поисковыми работами были охвачены все районы вблизи выходов нефти, возник вопрос о том, нет ли месторождений и в других районах. Так постепенно появилась необходимость предварительной оценки перспектив нефтегазоносности новых регионов, в которых нет нефтепроявлений и еще не проводились поисковые работы. Примером прогнозов нефтегазоносности таких территорий,

которые в дальнейшем блестяще подтвердились, явились предположения академика И. М. Губкина о нефтегазоносности Волго-Уральской провинции и Западной Сибири [2].

С тех пор прогнозировались перспективы нефтегазоносности различных частей территории и акваторий нашей страны и многих других стран, и, как правило, они подтверждались открытием новых многочисленных месторождений нефти и газа. Периодически издаются карты перспектив нефтегазоносности нашей страны и других стран, на которых находят отражение все возможно нефтегазоносные территории и акватории. В настоящее время совершенно очевидно, что все участки земной коры, в пределах которых имеется достаточно мощная толща осадочных пород (или так называемые осадочно-породные бассейны), можно считать потенциально нефтегазоносными. Но более определенная оценка может быть дана лишь на основе изучения геологического строения и истории геологического развития такой территории или акватории. Вот почему первым этапом работ, проводимых с целью оценки перспектив нефтегазоносности, является изучение геологического строения и геологической истории региона с использованием всей доступной информации, включая сведения, получаемые с помощью искусственных спутников Земли. Если такой информации недостаточно, необходимо бурить так называемые опорные и параметрические скважины, с помощью которых можно определить, какие породы и на каких глубинах залегают, какова мощность осадочных отложений, могут ли они содержать нефть и газ и т. д. Однако такие скважины дают лишь «точечную» информацию, т. е. позволяют определять глубину залегания и состав пород в данной точке. Между тем, как отмечалось, важно знать характер залегания пластов в пространстве. Поскольку породы, слагающие пласты, обладают различными физическими свойствами (плотностью, электропроводностью, магнитностью и т. д.), то изменение глубины их залегания влияет на характер физических полей. Так, если соль, обладающая минимальной среди горных пород плотностью, залегает вблизи дневной поверхности, то на этом участке будет также наимень

шей величина ускорения силы тяжести. От более плотных пород можно получить отражения искусственно вызванных сейсмических волн и тем самым прослеживать поверхности таких пластов, что определяется с помощью сейсмической разведки. Интерпретация геофизической и геологической информации позволяет определить мощность осадочных пород, их состав, условия залегания, высказать соображения о перспективах нефтегазоносности крупных территорий и акваторий и даже наметить наиболее перспективные области и районы, в которых следует в первую очередь проводить поисковые работы. Таким путем, например, проводились работы в Западной Сибири и Средней Азии, где сначала были пробурены опорные скважины и одновременно проведены геофизические исследования, а затем уже начались собственно поиски месторождений. Однако от этих работ до поисков месторождений нефти и газа довольно далеко, хотя нередко бывает, что первыми опорными скважинами открывают месторождения. Обычно эти месторождения небольшие, как правило, характеризуют потенциальные возможности крупных территорий и акваторий. Дело в том, что месторождения нефти и газа занимают лишь небольшую площадь, не более 1—3%. Совершенно очевидно, что невозможно разбурить поисковыми скважинами всю территорию с целью слепого поиска месторождений. Поэтому все усилия геологов-нефтяников и газовиков направляются на повышение степени вероятности открытия месторождений нефти и газа первыми же скважинами.
К сожалению, пока еще не закончена разработка прямых методов поисков месторождений нефти и газа, в связи, с чем сначала приходится намечать места возможного наличия месторождений и лишь с помощью поисковых скважин окончательно определять их наличие или отсутствие на данном участке. С этой целью проводят детальные сейсмические работы, которые позволяют определить характер залегания пород на интересующей площади и места образования ими повышенных частей ловушек. В этих точках закладывают буровые скважины для окончательного выяснения наличия (или отсутствия) в разведуемой части территории месторождения нефти и газа [2].

Следует сказать об одной опасности, которая подстерегает разведчика при поисках нефти и газа. Дело в том, что при определенных условиях бурения и испытания скважин можно пропустить залежь нефти или газа, в связи с чем прийти к неправильному выводу об ее отсутствии в районе пробуренной скважины. Дело в том, что в процессе бурения скважины через долото прокачивается промывочная жидкость, которая выполняет одновременно несколько функций: охлаждает долото, выносит образующиеся в результате разрушения пород обломки и одновременно «штукатурит» стенки скважины, создавая на них давление и тем самым, предотвращая их обрушение и поступление в скважину воды из пересеченных водоносных горизонтов.
Как правило, плотность промывочной жидкости колеблется в пределах 1,15—1,25 г/см3, благодаря чему на глубине 2000 м давление на забое скважины составляет 23—25 МПа. Если давление в нефтеносном или газоносном пласте будет выше этой величины, то нефть и газ будут поступать в скважину, и можно будет установить наличие залежи в случае ее пересечения скважиной. Однако в тех случаях, когда давление в пласте будет ниже давления жидкости в стволе скважины, жидкость из скважины будет поступать в пласт и оттеснит находящиеся в нем нефть и газ. При этом она может настолько плотно «заштукатурить» стенки скважины, что нефть и газ не смогут поступать из пласта в скважину, и создастся впечатление об отсутствии их в недрах. Разобщение скважины с пластом может быть обусловлено еще рядом причин, таких, например, как смыкание трещин в пласте из-за увеличения сжимающего давления в стенках скважин и других. Если в первом случае необходимо снижать плотность промывочной жидкости, то во втором, наоборот, нужно ее повышать. В случае бурения скважин с промывкой раствором, имеющим недостаточную плотность при вскрытии нефтеносного и особенно газоносного горизонтов, может начаться фонтанирование, чрезвычайно опасное как для людей, работающих на буровой, так и для окружающей среды, особенно если скважина бурится в акватории. Общеизвестно, какой вред

причинили подобные аварии у берегов Калифорнии (США), в норвежском секторе [2].

3 Классификация месторождений нефти и газа

Месторождения нефти и (или) газа подразделяют по разным признакам: по запасам УВ-сырья; числу залежей; генезису и строению структурных форм, с которыми они связаны; составу флюидов; геотектоническому положению и др [3].

По величине запасов УВ-сырья месторождения в нашей стране подразделяются на мелкие, средние, крупные и уникальные. Это связано с тем, что до 1983 г. в СССР классификация месторождений проводилась по величине геологических запасов и граничные значения месторождений в той или иной категории были другими: средние 10-50, крупные 50-100, крупнейшие 100-500, гигантские 500-1000, уникальные более 1000 (нефти в млн т, газа в млрд м3). В США выделяются другие категории по крупности месторождений: А, В, С, D, E, F, причем граничные значения их несравненно ниже. Например, к категории D относятся месторождения с извлекаемыми запасами нефти 0,135—1,35 млн т, газа 0,17—1,7 млрд м3; гигантскими считаются месторождения нефти с извлекаемыми запасами свыше 13,5 млн т (100 млн баррелей), газа — свыше 1,7 млрд м3 (60 млрд фут3). По типу флюидов месторождения подразделяются согласно фазовому составу таковых в залежах, т.е. выделяются нефтяные, газовые, газоконденсатные, если все залежи имеют один фазовый состав. Чаще встречаются месторождения, в которых присутствуют флюиды разного типа. При характеристике месторождения такого типа на первое место ставится флюид с наименьшей величиной запасов. Месторождения включают залежи, приуроченные к ловушкам разной формы и различного генезиса, поэтому ни одна из известных классификаций не охватывает всего многообразия месторождений. Типизация месторождений нефти и газа, в основу которой положена классификация месторождений, в которой используются два основных признака — генетический и морфологический. Наиболее крупные категории — типы выделяются на генетической основе, т.е. по процессам, приводящим к формированию тех или иных структурных форм-ловушек, которые доминируют в пределах данного месторож

дения. При оценке перспектив нефтегазоносное какой-либо территории и планировании поисково-разведочных работ этот признак позволяет судить о степени вероятности присутствия месторождений с определенной генетической характеристикой их структурных форм в данной геологической ситуации. Подразделение типов месторождений на классы производится на основании характеристики строения структурных элементов, которыми выражены месторождения, причем в одних типах этот признак является морфологическим в других — генетическим, а чаще — морфогенетическим, т.е. морфология ловушки и залежи определяется генезисом того или иного структурного элемента. С практической точки зрения целесообразно выделить в качестве класса месторождений их совокупность, отличающуюся от всех остальных месторождений одинаковыми чертами строения и определяемым этими чертами типичным комплексом ловушек [3].

Совокупность ловушек, характерная для каждого класса месторождений, была установлена на основе анализа хорошо изученных, характерных и по возможности крупных месторождений. В их совокупность, типичную для данного класса месторождений, были включены наиболее часто встречающиеся разновидности ловушек, отмеченные не менее чем в 50% учтенных месторождений этого класса [3].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Значение нефтегазовой отрасли в народном хозяйстве страны огромно. Практически все отрасли промышленности, сельское хозяйство, транспорт, медицина и просто население страны на современном уровне развития потребляют нефть, природный газ и нефтепродукты. При этом потребление их внутри страны из года в год возрастает.

Перспективы развития нефтегазового комплекса связаны с огромными потенциальными ресурсами нефти и газа, которые залегают в недрах и еще не разведаны. К ним относятся большие площади перспективных земель, как в пределах суши, так и на акваториях, где имеются предпосылки для обнаружения значительных скоплений нефти и газа. Это относится и к районам, где давно проводится добыча УВ, и к тем, где поисковые работы практически не проводились. Среди первых находятся Урало- Поволжье, Тимано-Печора, Западная Сибирь, Предкавказье, Прикаспий, Восточная Сибирь, Дальний Восток (Сахалин). В указанных районах сосредоточены еще значительные прогнозные ресурсы нефти и газа, которые необходимо разведать и прирастить запасы УВ в стране в ближайшем будущем. В указанных регионах перспективы поисков новых объектов нефти и газа могут быть связаны: - с выявлением перспективных горизонтов на большой глубине (более 4,5 км); - с поисками и разведкой нефти и газа в карбонатных коллекторах; - с выявлением неструктурных ловушек и поисками залежей УВ на склонах оводовых поднятий и бортах впадин и др. Кроме этого, перспективы обнаружения новых нефтегазовых объектов имеются и в неизученных частях России, где работы вообще не проводились, либо проводились в небольших объемах и не дали положительного результата. К ним относятся, например, центральные районы европейской части России. Здесь имеются впадины земной коры (Московская и Мезенская), выполненные мощной толщей древних отложений. Перспективы нефтегазоносности этих впадин связаны с отложениями венда (протерозой), нижнего и верхнего палеозоя.

Перспективы нефтегазоностности связаны также с неизученными частями Восточной Сибири и Дальнего Востока, где возможные продуктивные горизонты могут быть в палеозойских и мезозойских отложениях. К ним относятся, например, Тургузская впадина (глубиной 4 км). Новые открытия могут быть сделаны в арктических акваториях России, на шельфе Баренцева и Карского морей, которые являются геологическим продолжением платформенных частей суши Русской и Западно-Сибирских плит, а последние являются наиболее продуктивными частями России.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Гришин Ф.А., Промышленная оценка месторождений нефти и газа., УДК 553. 981., стр. 279., 1985

2 Калинко М.К., Тайны образования нефти и горючих газов., УДК 553. 98., стр.193, 1981

3 Карпов А.К., Природные газы месторождений., УДК 622. 321., стр. 321., 1978

Bukvasha