НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯ КАК НАУКА И ЕЕ ЗАДАЧИ

Тип работы: Диссертация
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 180 страниц
В избранное:

ВВЕДЕНИЕ

Газовая и нефтяная отрасли занимают важное место в экономике страны,
способствуя решению социальных проблем общества и развитию других отраслей.
В состоянии этих отраслей ведущее место принадлежит разведке и разработке
нефтяных и газовых месторождений. Их промышленное освоение должно
обеспечивать требуемые уровни добычи нефти и газа, возможно более полное
использование недр как по месторождениям, разрабатываемым длительное время,
так и по вновь вводимым.
Дисциплина "Геологические основы разработки нефтяных и газовых
месторождений" базируется на науке нефтегазопромысловая геология, являясь
неразрывной ее составляющей. Поэтому сначала рассматриваются
методологические аспекты науки нефтегазопромысловая геология, а уже во
второй части более тесная ее связь с задачами разработки залежей
углеводородов.
Развитие нефтяной и газовой промышленности в последние десятилетия
характеризуется рядом новых тенденций.
Для нефтяной промышленности характерно последовательное вступление
многих залежей нефти в сложную позднюю фазу разработки, когда более
половины запасов из них уже отобрано и извлечение оставшихся запасов
требует значительно больших усилий. Объективно становится все менее
благоприятной геолого-промысловая характеристика вводимых в разработку
новых залежей нефти. Среди них возрастает удельный вес залежей с высокой
вязкостью нефти, с весьма сложным геологических строением, с низкой
фильтрующей способностью продуктивных пород, а также приуроченных к большим
глубинам с усложненными термодинамическими условиями, к шельфам морей и т.
д. Таким образом, и на старых и на новых залежах возрастает доля так
называемых трудноизвлекаемых запасов нефти. Соответственно расширяется
арсенал методов разработки нефтяных залежей. Если в последние четыре
десятилетия в качестве агента, вытесняющего нефть из пластов к скважинам,
применялась вода и искусственное заводнение пластов было традиционным
методом разработки, то в настоящее время необходимо применение и других
методов на иной физико-химической основе.

1. НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯ
КАК НАУКА И ЕЕ ЗАДАЧИ

1.1. Краткая история развития нефтегазодобычи

Современным методам добычи нефти предшествовали примитивные способы:
➢ сбор нефти с поверхности водоемов;
➢ обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью;
➢ извлечение нефти из ям и колодцев.
Сбор нефти с поверхности открытых водоемов - это, по-видимому, один из
старейших способов ее добычи. Он применялся в Мидии, Ассиро-Вавилонии и
Сирии до нашей эры, в Сицилии в 1-м веке нашей эры и др. В России добычу
нефти методом ее сбора с поверхности реки Ухты в 1745г. организовал Ф.С.
Прядунов. В 1868 г. в Кокандском ханстве нефть собирали в канавах,
устраивая запруду из досок. Американские индейцы, когда обнаруживали нефть
на поверхности озер и ручьев, клали на воду одеяло, впитывающее нефть, а
затем отжимали его в сосуд.
Обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, с целью ее
извлечения впервые описаны итальянским ученым Ф. Ариосто в ХV в: недалеко
от Модены в Италии нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в
котлах; затем их помещали в мешки и отжимали с помощью пресса. В 1819 г. во
Франции нефтесодержащие пласты известняка и песчаника разрабатывались
шахтным способом. Добытую породу помещали в чан, заполненный горячей водой.
При перемешивании на поверхность воды всплывала нефть, которую собирали
черпаком. В 1833-1845 гг. на берегу Азовского моря добывали песок,
пропитанный нефтью. Затем его помещали в ямы с покатым дном и поливали
водой. Вымытую из песка нефть собирали с поверхности воды пучками травы.
Добыча нефти из ям и колодцев также известна с давних времен. В Киссии
- древней области между Ассирией и Мидией - в V в. до н.э. нефть добывали с
помощью кожаных ведер - бурдюков.
На Украине первые упоминания о добыче нефти относятся к началу ХV в.
Для этого рыли ямы-копанки глубиной 1,5-2 м, куда просачивалась нефть
вместе с водой. Затем смесь собирали в бочки, закрытые снизу пробками.
Когда более легкая нефть всплывала, пробки вынимали и отстоявшуюся воду
сливали. К 1840 г. глубина ям-копанок достигла 6м, а позднее нефть стали
извлекать из колодцев глубиной около 30 м.
На Керченском и Таманском полуостровах добыча нефти с древних времен
производилась с помощью шеста, к которому привязывали войлок или пучок,
сделанный из волос конского хвоста. Их спускали в колодец, а затем выжимали
нефть в подготовленную посуду.
На Апшеронском полуострове добыча нефти из колодцев известна с 13 в.
н.э. При их строительстве сначала отрывалась яма наподобие обращенного
(перевернутого) конуса до самого нефтяного пласта. Затем по бокам ямы
делались уступы: при средней глубине погружения конуса 9,5 м - не менее
семи. Среднее количество земли, вынутой при рытье такого колодца,
составляло около 3100 м3 далее стенки колодцев от самого дна до поверхности
крепили деревянным срубом или досками, В нижних венцах делали отверстия для
притока нефти. Ее черпали из колодцев бурдюками, которые поднимались ручным
воротом или с помощью лошади.
В своем отчете о поездке на Апшеронский полуостров в 1735 г. доктор И.
Лерхе писал: ... В Балаханы было 52 нефтяных кладезя глубиной в 20 саженей
(1 сажень - 2,1м), из коих некоторые сильно бьют, и ежегодно доставляют 500
батманов нефти... (1 батман 8,5 кг). По данным академика С.Г. Амелина
(1771 г.) глубина нефтяных колодцев в Балаханах достигала 40-50 м, а
диаметр или сторона квадрата сечения колодца 0,7-1 м.
В 1803 г. бакинский купец Касымбек соорудил два нефтяных колодца в
море на расстоянии 18 и 30 м от берега Биби-Эйбата. Колодцы были защищены
от воды коробом из плотно сколоченных досок. Нефть добывалась из них много
лет. В 1825 г. во время шторма колодцы были разбиты и затоплены водами
Каспия.
При колодезном способе техника добычи нефти не менялась на протяжении
столетий. Но уже в 1835 г. чиновник горного ведомства Фаллендорф на Тамани
впервые применил насос для откачки нефти через опущенную деревянную трубу.
Ряд технических усовершенствований связан с именем горного инженера Н.И.
Воскобойникова. Чтобы уменьшить объем земляных работ он предложил сооружать
нефтяные колодцы в виде шахтного ствола, а в 1836-1837 гг. осуществил в
Баку и Балаханах переустройство всей системы хранения и отпуска нефти. Но
одним из главных дел его жизни стало бурение первой в мире нефтяной
скважины в 1848 г.
Длительное время к добыче нефти посредством бурения скважин в нашей
стране относились с предубеждением. Считалось, что раз сечение скважины
меньше, чем у нефтяного колодца, то и приток нефти к скважинам существенно
меньше. При этом не учитывалось, что глубина скважин значительно больше, а
трудоемкость их сооружения меньше.
При эксплуатации скважин нефтепромышленники стремились перевести их в
режим фонтанирования, т.к. это был наиболее легкий путь добычи. Первый
мощный нефтяной фонтан в Балаханах ударил в 1873 г. на участке Халафи. В
1887 г. 42 % нефти в Баку было добыто фонтанным способом.
Форсированный отбор нефти из скважин приводил к быстрому истощению
прилегающих к их стволу нефтеносных слоев, а остальная (большая) ее часть
оставалась в недрах. Кроме того, из-за отсутствия достаточного количества
хранилищ значительные потери нефти имели место уже на поверхности земли.
Так, в 1887 г. фонтанами было выброшено 1088 тыс. т нефти, а собрано -
всего 608 тыс. т. На площадях вокруг фонтанов образовывались обширные
нефтяные озера, где в результате испарения терялись наиболее ценные
фракции. Сама выветрившаяся нефть становилась малопригодной для
переработки, и ее выжигали. Застойные нефтяные озера горели по много дней
подряд.
Добыча нефти из скважин, давление в которых было недостаточным для
фонтанирования, производилась с помощью цилиндрических ведер длиной до 6 м.
В их дне был устроен клапан, открывающийся при движении ведра вниз и
закрывающийся под весом извлекаемой жидкости при давлении ведра вверх.
Способ добычи нефти посредством желонок назывался тартанием, в 1913 г. с
его помощью добывали 95 % всей нефти.
Тем не менее, инженерная мысль не стояла на месте. В 70-х годах 19 в.
В.Г. Шухов предложил компрессорный способ добычи нефти посредством подачи в
скважину сжатого воздуха (эрлифт). Испытана эта технология была в Баку
только в 1897 г. другой способ добычи нефти - газлифт - предложил М.М.
Тихвинский в 1914 г.
Выходы природного газа из естественных источников использовались
человеком с незапамятных времен. Позже нашел применение природный газ,
получаемый из колодцев и скважин. В 1902 г. в Сураханах близ Баку была
пробурена первая скважина, давшая промышленный газ с глубины 207 м.
В развитии нефтяной промышленности можно выделить пять основных
этапов:
I этап (до 1917 г.) – дореволюционный период;
II этап (с 1917 до 1941 гг.) период до Великой Отечественной войны;
III этап (с 1941 по 1945 гг.) – период Великой Отечественной войны;
IV этап (с 1945 по 1991 гг.) – период до распада СССР;
V этап (с 1991 г.) – современный период.
Дореволюционный период. На территории России нефть известна с давних
пор. Еще в XVI в. Русские купцы торговали Бакинской нефтью. При Борисе
Годунове (XVI в.) в Москву была доставлена первая нефть, добытая на реке
Ухте. Поскольку слово нефть вошло в русский язык лишь в конце XVIII в.,
называли ее тогда густая вода горяща.
В 1813 г. к России были присоединены Бакинское и Дербентское ханства с
их богатейшими нефтяными ресурсами. Это событие оказало большое влияние на
развитие нефтяной промышленности России в последующие 150 лет.
Другим крупным районом нефтедобычи в дореволюционной России была
Туркмения. Установлено, что в районе Небит-Дага черное золото добывалось
уже около 800 лет назад. В 1765 г. на о. Челекен насчитывалось 20 нефтяных
колодцев с суммарной годовой добычей около 64 т в год. По свидетельству
русского исследователя Каспийского моря Н. Муравьева, в 1821 г. туркмены на
лодках отправили в Персию около 640 т нефти. В 1835 г. ее вывезли с о.
Челекен больше, чем из Баку, хотя именно Апшеронский полуостров являлся
объектом повышенного внимания нефтепромышленников.
Началом развития нефтяной промышленности в России является 1848 год,
когда под руководством В.Н. Семенова и Н.И. Воскобойникова в Биби-Эйбате
была пробурена первая в мире нефтяная скважина.
В связи с несовершенством техники строительства горных выработок
(колодцев, скважин) нефтяной пласт обычно не удавалось вскрывать на полную
мощность. Как правило, вскрытая нефтенасыщенная мощность составляла 1-3 м.
Каких-либо принципов разработки месторождений не было. Оценка значимости
нефтеносных земель производилась отдельными лицами и нередко носила
спекулятивный характер.
В то время господствовала гипотеза американского геолога Бриггса (1868
г) - единственной силой, продвигающей нефть к забоям скважин, могла быть
лишь сила упругости газа, растворенного в нефти.
В 1888 г. геолог А.М.Коншин впервые произвел подсчет запасов нефти,
применив объемный метод.
В 1905 г. И.Н.Стрижев подсчитал запасы нефти Грозненского района.
В 1910-1912 гг. выходят из печати работы по Майкопскому нефтяному
району академика И.М.Губкина, который по праву считается основоположником
нефтяной науки в нашей стране. Тогда И.М. Губкин впервые объяснил механизм
образования рукавообразной залежи и ввел само понятие о стратиграфических
залежах нефти.
Сведений о находках нефти в Сибири в дореволюционный период нет.
Вместе с тем в декабре 1902 г. Министерство земледелия и государственных
имуществ установило подесятинную плату за разведку нефти в пределах
Тобольской, Томской и Енисейской губерний. А в 1911 г. промышленное
товарищество Пономарев и К° получило в Тобольске дозволительное
свидетельство на разведку черного золота в низовьях р. Конда.
В 1911 же году дала первую нефть скважина, пробуренная на о. Сахалин.
Динамика изменения нефтедобычи в России в дореволюционный период
такова. Если в 1860 г. она составляла всего 4 тыс. т, то в 1864 г. - 9 тыс.
т, в 1890 г. - 3,8 млн. т, а в 1900 г. - 10,4 млн. т. Перед революцией в
силу известных событий добыча нефти снизилась до 8,8 млн. т.
Период до Великой Отечественной войны. Первая мировая и гражданская
войны, иностранная интервенция нанесли огромный ущерб нефтяной
промышленности. В 1920 г. добыча нефти в России составила 3,9 млн. т, т.е.
около 41 % от уровня 1913 г. Многие нефтепромыслы были разрушены, а их
оборудование вывезено за границу.
После завершения гражданской войны восстановление нефтяной
промышленности было одной из главных задач страны. Это годы национализации
и технической реконструкции нефтяной промышленности, плановое ведение
разработки нефтяных месторождений, бурное развитие нефтяной промышленности.
Резкое увеличение объемов разведочного бурения. Возросла глубина добывающих
скважин. Открываются новые месторождения. Все это обеспечило увеличение
добычи нефти в стране. Начинается разработка научных основ рациональной
разведки и разработки нефтяных месторождений.
В результате в 1928 г. добыча нефти составила 11,6 млн. т, в 1930 г. -
18,5 млн. т, а в 1932 г. - 22,3 млн. т. По объемам добычи нефти (19,5 %
мировой) СССР вышел на 2-е место в мире.
1925 г. Всесоюзное совещание по вопросам охраны и рационального
использования нефтяных залежей, на котором М.В.Абрамович впервые в мире
поставил вопрос о рациональной системе разработки нефтеносного пласта-
резервуара как отдельного эксплуатационного объекта.
В 1927 г. в стране начинаются систематические работы по подсчету
запасов. М.В.Абрамович впервые предложил выделять категории запасов по
степени их разведанности.
С 1929 г. для изучения разрезов скважин стали применять геофизические
метод определения кажущегося сопротивления пород. Первые же результаты
показали высокую эффективность метода.
В 1931 г. советскими геофизиками и сотрудниками фирмы Шлюмберже был
разработан второй метод электрометрии скважин - метод потенциалов
собственной поляризации пород. Эти два метода позволили составлять
непрерывные геологические разрезы скважин.
В 1935 г. была создана Центральная комиссия по запасам полезных
ископаемых (ЦКЗ). В этом же году была разработана гидравлическая теория
пластовых водонапорных систем.
В 1936-39 гг. профессором В.Н.Щелкачевым разрабатывается новая теория
взаимодействия скважин, изучены особенности различных систем расстановки
скважин.
В ноябре 1937 г. на базе существующей в Бугуруслане нефтеразведки
возникает первый нефтепромысел в Оренбургской области. А уже в 1938 г.
Бугурусланская нефтяная площадь дала стране 2246 т нефти. Всего в районах
Второго Б6аку в 1938 г. было добыто около 1,3 млн. т черного золота.
Башкирия в предвоенные годы стала самым крупным нефтяным районом в Урало-
Поволжье.
В 1940 г. в стране было добыто 31,1 млн. т нефти, из которых около 71%
давал Азербайджан.
Период Великой Отечественной войны. Вероломное нападение фашистской
Германии нарушило поступательное развитие нашей страны в целом и нефтяной
промышленности в частности. По мере приближения вражеских армий к главным
центрам нефтедобычи - Баку, Грозному, Майкопу - производились демонтаж и
вывоз оборудования на Восток, скважины консервировались. Работа
нефтепромыслов, находящихся вблизи от линии фронта, была осложнена
регулярными бомбардировками.
25 июля 1942 г. фашисты начали операцию Эдельвейс по захвату
кавказской нефти. В августе они вышли на Терек - последний рубеж перед
броском на Баку Возможности доставки нефти с Кавказа в центр страны стали
серьезно ограничены.
В результате, несмотря на то, что ведение военных действий требовало
огромного количества нефтепродуктов, поставки всех видов топлива в 1942 г.
по сравнению с 1940 г. сократились более чем в 2 раза.
В сложившихся условиях нефтяная промышленность страны развивалась
благодаря освоению месторождений в восточных районах.
1940 год. Л.С Лейбензон и Б.Б Лапук организовали спец. группу для
создания научно-обоснованной методики проектирования рациональной
разработки нефтяных и газовых месторождений. Вопросы разработки, особенно
вопросы размещения скважин на залежи, в этот период приобретают особую
значимость.
1942 г. утвердили новую классификацию запасов нефти и газа, в основу
которой была положена степень изученности (разведанности) залежей.
В 1945 г. район Второго Баку дал 2,6 млн. т черного золота - почти
половину всей нефтедобычи в РСФСР (57 млн. т).
Период до распада СССР. В первые послевоенные годы было разведано
значительное количество нефтяных месторождений, в том числе Ромашкинское
(Татария), Шкаповское (Башкирия), Мухановское (Куйбышевская область).
Соответственно, росла и добыча нефти: в 1950 г. она составила 37,9 млн. т,
а в 1956 г. - 83,8 млн. т.
В 1957 г. на долю Российской Федерации приходилось более 70 %
добываемой нефти, а Татария вышла на первое место в стране по добыче нефти.
Главным событием данного периода стало открытие и начало разработки
богатейших нефтяных месторождений в Западной Сибири. Еще в 1932 г. академик
И.М. Губкин высказал мысль о необходимости начала систематических поисков
нефти на восточном склоне Урала. Сначала были собраны сведения о
наблюдениях естественных нефтяных выходов (реки Большой Юган, Белая и др.).
В 1935г. здесь начали работать геологоразведочные партии, которые
подтвердили наличие выходов нефтеподобных веществ. Однако большой нефти
не было. Разведочные работы продолжались до 1943 г., а за тем были
возобновлены в 1948 г. Лишь в 1960 г. было открыто Шаимское нефтяное
месторождение, а вслед за ним Мегионское, Усть-Балыкское, Сургутское,
Самотлорское, Варьеганское, Лянторское, Холмогорское и др. Началом
промышленной добычи нефти в Западной Сибири считается 1965 г., когда ее
было добыто около 1 млн. т. Уже в 1970 г. добыча нефти здесь составила 28
млн. т, а в 1981 г. - 329,2млн.т. Западная Сибирь стала основным
нефтедобывающим районом страны, а СССР вышел на первое место в мире по
добыче нефти.
В 1961 г. были получены первые фонтаны нефти на месторождениях Узень и
Жетыбай в Западном Казахстане (полуостров Мангышлак). Промышленная их
разработка началась в 1965 г. Только по этим двум месторождениям
извлекаемые запасы нефти составляли несколько сот миллионов тонн. Проблема
заключалась в том, что мангышлакские нефти - высокопарафинистые и имели
температуру застывания +30...33 °С. Тем не менее в 1970 г. добыча нефти на
полуострове была доведена до нескольких миллионов тонн.
Планомерный рост добычи нефти в стране продолжался до 1984 г. В 1984-
85 гг. произошло падение нефтедобычи. В 1986-87 гг. она снова росла,
достигнув максимума. Однако, начиная с 1989 г., добыча нефти стала падать.
Современный период. После распада СССР падение добычи нефти в России
продолжилось. В 1992 г. она составила 399 млн. т, в 1993 г. - 354 млн. т, в
1994 г. - 317 млн. т, в 1995 г. - 307 млн. т.
Продолжение падения добычи нефти связано с тем, что не устранено
влияние ряда объективных и субъективных негативных факторов.
Во-первых, ухудшилась сырьевая база отрасли. Степень вовлеченности в
разработку и выработанность месторождений по регионам весьма высоки. На
Северном Кавказе в разработку вовлечены 91,0 % разведанных запасов нефти, а
выработанность месторождений составляет 81,5 %. В Урало-Поволжье эти цифры
составляю соответственно 88,0 % и 69,1 %, в Республике Коми - 69,0 % и 48,6
%, в Западной Сибири - 76,8 % и 33,6 %.
Во-вторых, уменьшился прирост запасов нефти за счет вновь открытых
месторождений. Из-за резкого снижения финансирования геологоразведочные
организации сократили объем геофизических работ и поисково-разведочного
бурения. Это привело к снижению числа вновь открытых месторождений. Так,
если в 1986-90 гг. запасы нефти во вновь открытых месторождениях составляли
10,8 млн. т, то в 1991-95 гг. - лишь 3,8 млн. т.
В третьих, велика обводненность добываемой нефти. Это означает, что
при тех же издержках и объемах добычи пластовой жидкости самой нефти
добывается все меньше.
В четвертых, сказываются издержки перестройки. В результате ломки
старого хозяйственного механизма жесткое централизованное управление
отраслью было ликвидировано, а новое - еще только создается. Возникший
дисбаланс цен на нефть, с одной стороны, и на оборудование и материалы, с
другой, затруднил техническое оснащение промыслов. А ведь это необходимо
именно сейчас, когда большинство оборудования отработало свой срок, а
многие месторождения требуют перехода с фонтанного способа добычи на
насосный.
Наконец, сказываются многочисленные просчеты, допущенные в прошлые
годы. Так, в 70-е годы считалось, что запасы нефти в нашей стране
неисчерпаемы. В соответствии с этим ставка делалась не на развитие
собственных видов промышленного производства, а на покупку готовых
промышленных товаров за рубежом на валюту, получаемую от продажи нефти.
Огромные средства ушли на поддержание видимости благополучия в советском
обществе. Нефтяная же промышленность финансировалась по-минимуму.
На сахалинском шельфе еще в 70-80-х гг. были открыты крупные
месторождения, которые до сего времени не введены в эксплуатацию. Между тем
им гарантирован огромный рынок сбыта в странах Азиатско-Тихоокеанского
региона.
Каковы же дальнейшие перспективы развития отечественной нефтяной
промышленности?
Однозначной оценки запасов нефти в России нет. Различные эксперты
называют цифры объема извлекаемых запасов от 7 до 27 млрд. т, что
составляет от 5 до 20 % мировых. Распределение запасов нефти по территории
России таково: Западная Сибирь - 72,2 %; Урало-Поволжье - 15,2 %; Тимано-
Печорская провинция - 7,2 %; Республика Саха (Якутия), Красноярский край,
Иркутская область, шельф Охотского моря - около 3,5 %.
В 1992 г. началась структурная перестройка нефтяной промышленности
России: по примеру западных стран стали создавать вертикально
интегрированные нефтяные компании, контролирующие добычу и переработку
нефти, а также распределение получаемых из нее нефтепродуктов.

1.2. Цели и задачи нефтегазопромысловой геологии

В течение длительного времени естественные выходы нефти и газа
полностью удовлетворяли потребности человечества. Однако развитие
хозяйственной деятельности человека требовало все больше источников
энергии. Стремясь увеличить количество потребляемой нефти, люди стали рыть
колодцы в местах поверхностных нефтепроявлений, а за тем бурить скважины.
Сначала их закладывали там, где нефть выходила на поверхность земли. Но
количество таких мест ограничено. В конце прошлого века был разработан
новый перспективный способ поиска. Бурение стали вести на прямой,
соединяющей две скважины, уже дающие нефть.
В новых районах поиск месторождений нефти и газа велся практически
вслепую, шарахаясь из стороны в сторону. Любопытные воспоминания о закладке
скважины оставил английский геолог К. Крэг.
Для выбора места съехались заведующие бурением и управляющие
промыслами и сообща определили ту площадь, в пределах которой должна быть
заложена скважина. Однако с обычной в таких случаях осторожностью никто не
решался указать ту точку, где следовало начинать бурение. Тогда один из
присутствующих, отличавшийся большой смелостью, сказал, указывая на
кружившую над ними ворону: Господа, если вам все равно, давайте начнем
бурить там, где сядет ворона.... Предложение было принято. Скважина
оказалась необыкновенно удачной. Но если бы ворона пролетела на сотню ярдов
дальше к востоку, то встретить нефть не было бы никакой надежды... Понятно,
что так не могло долго продолжаться, ведь бурение каждой скважины стоит
сотни тысяч долларов. Поэтому остро встал вопрос о том, где бурить
скважины, чтобы безошибочно находить нефть и газ.
Это требовало объяснить происхождение нефти и газа, дало мощный толчок
развитию геологии - науки о составе, строении Земли, а также методов поиска
и разведки нефтяных и газовых месторождений.
Нефтегазопромысловая геология - отрасль геологии, занимающаяся
детальным изучением месторождений и залежей нефти и газа в начальном
(естественном) состоянии и в процессе разработки для определения их
народнохозяйственного значения и рационального использования недр. Из этого
определения видно, что нефтегазопромысловая геология подходит к изучению
месторождений и залежей углеводородов (УВ) с двух точек зрения.
Во-первых, залежи УВ следует рассматривать в статическом состоянии как
природные геологические объекты для проектирования разработки на основе
подсчета запасов и оценки продуктивности скважин и пластов естественные
геологические условия.
Во-вторых, залежи УВ следует рассматривать в динамическом состоянии,
так как в них при вводе в эксплуатацию начинаются процессы движения нефти,
газа и воды к забоям добывающих и от забоев нагнетательных скважин. При
этом, очевидно, что особенности динамики объекта характеризуются не только
естественными геологическими свойствам залежи (т.е. свойствами в
статическом состоянии), но и характеристиками технической системы (т.е.
системы разработки). Другими словами, залежь нефти или газа, введенная в
разработку, представляет собой неразрывное целое, состоящее уже из двух
компонент: геологической (сама залежь) и технической (тех. система,
запроектированная для эксплуатации залежи). Это целое назовем геолого-
техническим комплексом (ГТК).
Особенность нефтегазопромысловой геологии, заключающаяся в том, что
она широко использует теоретические представления и фактические данные,
получаемые методами других наук, и в своих выводах и обобщениях очень часто
опирается на закономерности, установленные в рамках других наук.
Цели нефтегазопромысловой геологии заключаются в геологическом
обосновании наиболее эффективных способов организации добычи нефти и газа,
обеспечение рационального использования и охраны недр и окружающей среды.
Эта основная цель достигается путем изучения внутренней структуры залежи
нефти и газа и закономерностей ее изменения в процессе разработки.
Основная цель разбивается на ряд компонент, выступающих в виде частных
целей нефтегазопромысловой геологии, к которым относятся:
➢ промыслово-геологическое моделирование залежей
➢ подсчет запасов нефти, газа и конденсата;
➢ геологическое обоснование системы разработки нефтяных и
газовых месторождений;
➢ геологическое обоснование мероприятий по повышению
эффективности разработки и нефте-, газо- или конденсатоотдачи;
➢ обоснование комплекса наблюдений в процессе разведки и
разработки.
Другой вид компонент - сопутствующие цели, которые направлены на более
эффективное достижение основной цели. К ним относятся:
➢ охрана недр нефтяных и газовых месторождений;
➢ геологическое обслуживание процесса бурения скважин;
➢ совершенствование собственной методологии и методической базы.
Задачи нефтегазопромысловой геологии состоят в решении различных
вопросов, связанных: с получением информации об объекте исследований; с
поисками закономерностей, объединяющих наблюденные разрозненные факты о
строении и функционировании залежи в единое целое; и созданием нормативов,
которым должны удовлетворять, результаты наблюдений и исследований; с
созданием методов обработки, обобщения и анализа результатов наблюдений и
исследований; с оценкой эффективности этих методов в различных
геологических условиях и т. д.
Среди этого множества могут быть выделены задачи трех типов:
1) конкретно-научные задачи нефтегазопромысловой геологии, направленные
на объект познания;
2) методические задачи;
3) методологические задачи.
Все множество конкретно-научных задач, можно подразделить на следующие
группы.
1. Изучение состава и свойств горных пород, слагающих продуктивные
отложения, как содержащие, так и не содержащие нефть и газ; изучение
состава и свойств нефти, газа и воды, геологических и термодинамических
условий их залегания. Особое внимание должно уделяться вопросам
изменчивости состава, свойств и условий залегания горных пород и насыщающих
их флюидов, а также закономерностям, которым эта изменчивость подчиняется.
2. Задачи выделения (на основе решения задач первой группы)
естественных геологических тел, определения их формы, размеров, положения в
пространстве и т. п. При этом выделяются слои, пласты, горизонты, зоны
замещения коллекторов и т. д. В общем, эта группа объединяет задачи,
направленные на выявление первичной структуры залежи или месторождения.
3. Задачи расчленения естественных геологических тел на условные с
учетом требований и возможностей техники, технологии и экономики
нефтегазодобывающей промышленности. Важнейшими здесь будут задачи
установления кондиций и других граничных значений естественных
геологических тел (например, для разделения высоко-, средне- и
низкопродуктивных пород).
4. Задачи, связанные с построением классификации ГТК по множеству
признаков, и в первую очередь по типам внутренних структур залежей и
месторождений.
5. Задачи, связанные с изучением характера, особенностей,
закономерностей взаимосвязи структуры и функции ГТК, т.е. влияния строения
и свойств залежи на показатели процесса разработки и характеристику
структуры и параметров технической компоненты, а также на показатели
эффективности функционирования ГТК в целом (устойчивость отборов нефти и
газа, темпов разработки, себестоимость продукции, конечная нефтеотдача и
др.).
Методические задачи - развитие методического вооружения
нефтегазопромысловой геологии, т.е. совершенствование старых и создание
новых методов решения конкретно-научных промыслово-геологических задач.
Необходимость решения методологических задач возникает в связи с тем,
что от эпохи к эпохе, от периода к периоду менялись нормы познания, способы
организации знания, способы научной работы. В наше время развитие науки
происходит чрезвычайно быстро. В таких условиях, чтобы не отстать от общих
темпов развития науки, необходимо иметь представления о том, на чем
основана наука, как строится и перестраивается научное знание. Именно
получение ответов на эти вопросы и составляет суть методологии. Методология
есть способ осознания устройства науки и методов ее работы. Различают
методологию общенаучную и частнонаучную.

1.3. Методы получения промыслово-геологической информации

Источниками первичной информации в нефтегазопромысловой геологии
служат исследования разными методами, объединенные общей решаемой задачей.
Геологическое наблюдение при бурении скважин.
В процессе бурения скважин, особенно разведочных, должен быть
установлен тщательный геологический контроль за их проходкой.
Геологическое изучение месторождения по данным бурения скважин
позволяет установить стратиграфию и тектонику пород, не обнажающихся на
поверхности, а также их литолого-физическую характеристику: коллекторские
свойства продуктивных пластов (гранулометрический состав, пористость,
проницаемость), изменение их мощности, условия насыщения нефтью, газом и
водой и т. п.
В настоящее время в связи со значительным усовершенствованием
промыслово-геофизических методов исследования скважин (особенно
электрометрических и радиоактивных) для полноценного изучения
геологического разреза в скважине и осуществления надежной корреляции
требуется применять комплексно геологические и геофизические методы
исследования. Ценным является также использование так называемых косвенных
методов (изучение шлама, микрофауны, микроминералов, карбонатности пород и
т. д.), позволяющих получить дополнительные данные о характере проходимых
пород.
Совершенно очевидно, что в тех случаях, когда необходимо решить одну
из частных задач, каждый из указанных выше косвенных методов может явиться
прямым. Например, стратиграфия пород может быть определена по микрофауне,
петрография - путем исследования минералов, характеристика карбонатных
пород - путем изучения их карбонатности и т.д.
Отбор кернов в пределах продуктивных горизонтов для изучения
содержания в них нефти, газа и воды, а также их коллекторских свойств
следует считать обязательным.
В процессе бурения скважин необходимо:
1) отбирать керны для составления стратиграфической и литологической
характеристик проходимых пород, изучения коллекторских свойств продуктивных
горизонтов и содержания в них нефти, газа и воды;
2) изучать разрез скважины в целом путем геофизических (электрических
и радиоактивных методов) и косвенных наблюдений с целью установления
стратиграфической последовательности залегания пройденных пород, их
мощности и фациальной характеристики, а также положения нефтеносных,
газоносных и водоносных горизонтов и их взаимных соотношений;
3) определять свойства и качества нефти, газа и воды, обнаруженных при
бурении, а также производительность вскрытых пластов путем опробования,
если для этого имеются технические возможности;
4) изучать особенности бурения скважины путем наблюдения за появлением
признаков нефти, газа и воды, появлением обвалов, нарушением циркуляции в
связи с уходом глинистого раствора и т. д.
Отбор образцов пород. При роторном и турбинном бурении для отбора
образцов пород из скважин применяют колонковые долота. Колонковые долота
позволяют в процессе проходки ствола скважины отобрать образцы пород
разреза в том состоянии и в той последовательности, как они залегают в
недрах. Такие долота разбуривают забой не сплошь, а лишь по некоторому
кольцу, оставляя внутренний целик породы, называемый керном, неразрушенным.
Извлеченный из грунтоноски керн следует очистить от глинистого
раствора и затем плотно уложить в специальный ящик. Керн надо укладывать в
ящик строго в той последовательности, в которой он был отобран, т. е. в
порядке возрастания глубины скважины (с указанием верха и низа).
Если керн разбит, то при укладке в ящик его совмещают по плоскости
раскола; рыхлый рассыпающийся керн, особенно если в сечении его наблюдается
фауна, следует при укладке в ящик предварительно завернуть в чистую бумагу,
а в случае необходимости проложить вату.
Уложенный в ящик керн снабжают этикеткой, составленной в двух
экземплярах, каждый из которых завертывают в плотную бумагу и укладывают в
начале и в конце колонки керна.
Современными колонковыми долотами в зависимости от литологического
состава пород можно отбирать керн в пределах 40-90% от пройденного
интервала.
Боковые грунтоносы позволяют отбирать образцы пород из стенки скважины
в любом пробуренном интервале разреза. Следует, однако, иметь в виду, что
отбор образцов пород боковым грунтоносом не может полностью заменить отбор
керна колонковым долотом, так как размеры образцов, извлекаемых боковым
грунтоносом, небольшие.
Максимальная длина образца породы 70 мм, максимальный диаметр 30 мм.
Кроме того, в очень плотных породах боковой грунтонос оказывается
малоэффективным.
Небольшие размеры образцов не позволяют получать достаточно
полноценные сведения о нефтегазонасыщенности пород и надежно судить о
величине угла падения пород.
Однако применение бокового грунтоноса весьма полезно в интервалах, где
керн взять не удалось или в которых геофизические исследования дают
благоприятные показания о возможной газонефтеносности пород.
При применении боковых грунтоносов вынос керна в среднем составляет
около 50 %. В мягких породах он может достигать 100 %, а в твердых - быть
равным нулю.
Боковые грунтоносы широко применяют только в песчано-глинистых
отложениях.
Выбор интервала. Выбор интервала для отбора керна зависит от
поставленных геологических задач.
На новых, еще не изученных месторождениях при бурении первых скважин
рекомендуется производить сплошной отбор керна, применяя в то же время
геофизические, а также косвенные методы исследования скважин.
На месторождениях, где верхняя часть разреза изучена, а нижняя еще
подлежит исследованию, в изученном интервале нужно отбирать керн лишь в
контактах свит (а также в зонах наличия маркирующих прослоев) или же
применять каротаж (электрический и радиоактивный), а в неизученном
интервале производить сплошной отбор керна и другие указанные выше
исследования.
В эксплуатационных скважинах керн для контроля за проходкой скважины,
как правило, не отбирается и все наблюдения базируются на данных каротажа и
косвенных исследованиях. В этом случае керн берут лишь в продуктивном
горизонте для его детального изучения, а также в маркирующих горизонтах и
характерных контактах свит на тех участках расположения скважин, где
тектоника и строение залежи требуют уточнения.
Помимо указанного выше, скважины могут быть пробурены со специальными
целями: 1) опорные скважины - для изучения геологического строения недр; в
них обязательно проводится сплошной отбор керна; 2) оценочные скважины -
для изучения строения продуктивных горизонтов и содержания в них нефти; в
этом случае обязательным является сплошной отбор керна по всей мощности
продуктивного горизонта.
Изучение керна. Отобранный керн следует детально и послойно изучать и
описывать. Для этого его разрезают вдоль. В наиболее интересных участках
керна отбирают образцы и для них составляют отдельные этикетки. В
интервалах, в которых имеются признаки нефти или газа, выбирают
цилиндрические образцы длиной не менее 10 см и диаметром не менее 40 см,
которые используют для определения пористости и проницаемости пород.
В кернохранилище керн должен храниться в ящиках на стеллажах и иметь
этикетку с указанием номера буровой и участка, наименования промысла,
глубины взятия образца, стратиграфического горизонта, даты отбора, длины
извлеченного керна, способа взятия керна.
При изучении керна необходимо получить следующие основные данные:
1) наличие признаков нефти и газа;
2) литологическую характеристику пород и их стратиграфическую
принадлежность;
3) коллекторские свойства пород;
4) структурные особенности пород и возможные условия их залегания.
В геологическом отделе при изучении признаков нефти в керне обычно
применяют бензиновую вытяжку. Для этого образец размельчают и помещают в
пробирку, в которую затем наливают чистый бензин на 1-2 см выше образца.
После этого содержимое в пробирке взбалтывают и оставляют на несколько
минут в покое. Если бензин окрашивается в желтый цвет той или иной
интенсивности, то это указывает на наличие нефти в образце. Керн из
нефтяного или газового горизонта обычно не смачивается при нанесении на его
поверхность капли разбавленной соляной кислоты. Для выяснения признаков
нефти применяют также более тонкие и сильные растворители (например,
хлороформ), которые после обработки ими образца породы и фильтрования
оставляют на фильтре коричневую полоску.
В лабораторных условиях применяют и более совершенные методы, например
люминесцентный анализ, позволяющий обнаружить в керне ничтожные доли
битума.
При макроскопическом изучении признаков нефти в керне следует иметь в
виду, что легкая нефть обычно дает слабые внешние признаки, но на свежих
плоскостях излома образца чувствуется сильный запах бензина; наоборот,
тяжелая нефть дает обильные признаки, но на свежих плоскостях излома
отсутствует запах бензина.
При оценке признаков нефти в керне необходимо учитывать ложные
признаки, являющиеся следствием попадания в него нефти при освобождении
прихваченного в скважине инструмента и освобождения последнего посредством
так называемой нефтяной ванны. Интенсивность признаков нефти в кернах
нельзя связывать с возможным дебитом скважины, так как обилие их зависит
главным образом от качества нефти.
Литологический состав породы определяют внешним осмотром ее, причем
записывают следующие данные.
1. Для глин - их цвет, слоистость, песчанистость, плотность, вязкость,
жирность, карбонатность и т. д.
2. Для песков и песчаников - их зернистость, однородность,
окатанность, состав зерен, отсутствие или наличие цемента и его
характеристику, примесь зерен других пород, глинистость, карбонатность и т.
д. Макроскопически зернистость песков определяют визуально и растиранием
породы между пальцами. При растирании тонкозернистых пород отдельные зерна
не чувствуются. При растирании мелкозернистого песка ощущаются отдельные
зерна, но глазом они четко не различаются. В крупнозернистом песке
отдельные зерна отчетливо наблюдаются невооруженным глазом.
3. Для карбонатных пород - наличие известняков, доломитов, мергелей;
содержание их определяют на глаз и по реакции с разбавленной соляной
кислотой, от воздействия которой порода шипит вследствие выделения
углекислого газа. Известняк при этой реакции обычно бурно вскипает, а
доломит лишь слабо кипит в порошке.
При переслаивании пород указывают характер прослоев, ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.