Нефтегазоносность Ближнего и Среднего Востока. Уникальные месторождения.

Нефтегазоносность Ближнего и Среднего Востока. Уникальные месторождения.

(уникальные месторождения это — более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа)

Это Аравийский полуостров, Иран и азиатская часть Турции, страны Персидского залива. В тектоническом плане юго-западная часть рассматриваемой области располагается в пределах древней Африкано-Аравийской платформы, а северная и северо-восточные ее части — в альпийском складчатом поясе.

В рассматриваемом регионе размещаются пять нефтегазоносных бассейнов:

-Персидского залива,

- Аданайский,

-Деште-Кевир,

-Аденский,

-Шабва.

Это главная кладовая нефти и газа в мире. От ситуации в этом регионе завися цены на нефть и газ. Недра этого региона содержат около 65 млрд т нефти, или почти половину мировых запасов, из которых 10 млрд т уже извлечены. Запасы природного газа составляют около 26 трлн м8. Большая часть этого богатства сосредоточена в 63 гигантских месторождениях нефти и 10 гигантских месторождениях газа. Из ближневосточных 23 относятся к разряду супергигантов, которых в мире всего 33. В этой сравнительно небольшой части планеты вокруг Персидского залива к середине 80-х гг. было открыто 371 нефтяное и 55 газовых месторождений.

САУДОВСКАЯ АРАВИЯ занимает первое место в мире по запасам «чёрного золота». В её недрах разведано 22,5 млрд т нефти. Имеются и огромные запасы природного газа — более 3 трлн м3. Почти половина запасов нефти сосредоточена в самом крупном в мире месторождении Гавар, открытом в 1948 г. Его начальные запасы составляли 11 млрд т, из них добыто уже 3 млрд т. Оно объединяет несколько антиклинальных структур в осадочных породах, которые вытянуты цепочкой шириной 12—20 км на 225 км. Нефть залегает в верхнеюрских известняках. Залежь массивного типа сверху перекрывается непроницаемой толщей.

Свыше десяти месторождений расположено в Персидском заливе. Среди них уникальное — самое крупное в мире морское нефтяное месторождение Сафания-Хафджи (начальные запасы оценены в 4,2 млрд т). Оно открыто в 1953 г. Занимает четвёртое место в мире,

второе — в Саудовской Аравии. Среди других уникальных месторождений нефти выделяются Марджан-Фирдоуси (1,6 млрд т), Харсания (более 1 млрд т).

ИРАК обладает богатейшими запасами нефти (4 млрд т) и газа (800 млрд м3). На севере в 1927 г. было открыто одно из крупнейших нефтяных месторождений мира — Киркук. Его начальные запасы оценивались в 2,1 млрд т; более 1 млрд т из них уже добыто. В Южном Ираке к числу уникальных месторождений относится Румайла, где 2,8 млрд т нефти и 490 млрд м3природного газа. На долю месторождений Киркук и Румайла приходится 90% добычи нефти в стране.

В ИРАНЕ к началу 80-х гг. открыто 72 нефтяных и 21 газовое месторождения. Запасы нефти составляют 7,8 млрд т, природного газа — 13,7 трлн м3. Наиболее богата юго-западная часть Ирана в районе Персидского залива. Среди них гигантские месторождения нефти Ага-Джари (1,9 млрд т), Гечсаран (2,2 млрд т). Уникальное нефтегазовое месторождение Пазанун содержит 1415 млрд м³ газа и 500 млн т нефти.

14 месторождений открыты в иранской части Персидского залива. Среди них уникальными являются месторождения Лулу-Эсфандиер (5 млрд т), Ферейдун-Марджан (1,6 млрд т)

КУВЕЙТ — небольшое по площади и по населению государство плавает на нефти. Здесь 8 месторождений, главное из которых — Большой Бурган — второе по величине в мире. Оно образовано погребённым под осадками куполовидным поднятием песчаников мелового возраста.

Общие размеры — 46- 20 км. Запасы оцениваются в 10,7 млрд т.

Есть ещё месторождение Раудатайн с запасами 1,4 млрд т.

2. Формирование подземных вод осадочных бассейнов.

По происхождению и формированию все воды делятся на:

- эндогенные (в недрах Земли) к ним относятся

а)метоморфогенные

б)магматогенные

- экзогенные (на поверхности Земли) к ним относятся

а)инфильтрационные

б) седиментогенные

Метоморфогенные — образуются за счет обезвоживания минералов при метаморфизме пород, содержащих кристаллизационную воду. Цеолитная воды (встречается в цеолитах, межслоевых промежутках глин). (Цеолиты — это минералы способные поглощать и отдавать воду.)

(Ювенальные значит перворожденные.)

Магматогенные (ювенальные ) — формирование этих вод происходит при извержении вулканов, а также из магматических тел. В процессе кристаллизации магмы вода отжимается по трещинам и разломам и посткпает наверх. Эти воды периодически и регулярно вступают в водообмен. Молекулы воды образуются в мантии из Н и О₂. Поступают в магматогенные воды из изверженных вулканов или за счет регионального восходящего потока из очагов скрытого магматизма.

Инфильтрационные — попадают в горные породы из атмосферы+часть стока за счет родников+конденсационные. Они образуются изатмосферных осадков путем просачивания (инфильтрации) в породы. (+незначительно за счет вод поверхностных водотоков)

Седиментогенные (ископаемые, реликтовые, погребенные) — были длительное время исключены из водообмена, захвачены при осадкообразовании или отжаты при уплотнении осадков. Еще они называются элизионные (отжатые). Это высокоминерализованные воды глубоких частейразреза земной коры. Происхождение их связывают с захоронением вод морского генезиса, сильноизмененных под влиянием давления и температуры. Среди этих вод выделяют сингенетичные (попали одновременно с образованием породы и сохранились ) и эпингенетичные (отжатые).

Конденсационные воды — образуются в результате конденсации водяных паров в порах и трещинах.

+

Кристаллизационная вода — входит в состав кристаллической решетки минералов и выделяется при нагревании. (например CaSo₄ 2H₂O гипс)

Конституционная вода — входит в кристаллическую решетку минералов, но выделяется при более жестких условиях и сопровождается разрушением минералов. (например мусковит KAl₂ (OH)₂ [AlSi₃O₁₀])

 

В гидрогеологии используют три рассмотренные формы. Кроме того, чтобы кратко изобразить химический состав воды используют формулу М.ГЭ. Курлова.

Формула Курлова — это псевдодробь. В числителе — содержание процент-эквивалентной формы главнейших анионов, а в знаменателе содержание катионов. Величины содержания записывают в виде индексов. Ионы располагают в убывающем порядке. Ионы, содержание которых <1% эквивалент, обычно не указывают. Перед дробью отмечаю важнейшие газообразные компоненты воды и величину минерализации. После дроби пишут температуру.

Например: сероводородная соленая вода гидрокарбонатно-хлоридного магниево-кальциево-натриевого состава имеет температуру 35 ˚С, слабощелочная, содержит йод (7.9 мг/дм3) и бром (25 мг/ дм3).

Для оценки нефтянэх вод используют характеристику Пальмера. Основана на утверждении, что ионы соединяются между собой в порядке уменьшения химической активности.

Пальмер выделил шесть солевых характеристик. Основное значение имеют: первая соленость (S1), вторая соленость (S2), первая щелочность (А1) и вторая щелочность (А2).

 

Химическая классификация вод

Типы подземных вод в осадочных бассеинах по Зайцеву

Типы вод и Класс вод (номер класса)

- Пластовые - индекс П

П1 - Поровые

П2 - Трещиноватые

П3 - Порово-трещиновые

П4 - Трещиновые

П5 - Трещинно-карстовые

- Трещинножильные - индекс Т

Регионально трещиноватые:

Т6 - Зон выветривания

Т7 - Зон литологических трещиноватостей

Т8 - Карстовожильные

Локально трещиноватые:

Т9 - Зон тектонических нарушений (относится к горноскладчатым областям)

- Лавовые - индекс Л

Л10 - Верхнелавовые

Л11 - Межлавовые

Л12 - Внутрилавовые

Все Лавовые воды приурочены к эффузивным телам.

Типы вод по Сулину

В нефтегазовой гидрогеологии широко распространена классификация В.А. Сулина, использующая и элементы классификации Ч. Пальмера.

В классификации Сулина природные воды подразделяются на четыре типа по характерным соотношениям между главнейшими ионами и затем на группы и подгруппы по преобладанию различных анионов и катионов. Характерные отношения между ионами, положенные в основу классификации, выражаются тремя коэффициентами, названными Сулиным «генетическими»:

rNa/ rCl; (rNa – rCl)/ rSO₄ ; (rCl—rNa)/rMg.

 

Типы вод	r Na^+/ r Cl^-	(r Na^+- r Cl^-)/ r SO^2-4	(r Cl^- - r Na^+)/ r Mg^2+
Гидрокарбонатно-натриевый	>1	>1	-
Сульфатно-натриевый	>1	<1	-
Хлоридно-магниевый	<1	-	<1
Хлоридно-кальциевый	<1	-	>1

 

 

Пористость.

Пористость – способность пород вмещать в себе нефть, газ, воду, при этом порода должна содержать пустоты (поры).

Пористость — это удельный объем порового пространства в единице объема образца.(определение Лысова)

 

Закон Дарси

Фильтрационный поток — это условный поток жидкости через пористую среду.

Границы платформы

На северо-востоке и востоке — Верхояно-Чукотская складчатая область, от которой отделяется на северо-востоке Предверхоянским краевым прогибом.

На востоке и юго-востоке - Охотско-Чукотский вулканический пояс, Урало-Монгольский подвижный пояс

На юге - Байкальская область

На юго-западе - Енисейско-Присаянская область

На западе - условно под чехлом Западно-Сибирской плиты, западнее Енисея

На севере - условно под четвертичными и меловыми отложениями Енисей-Хатангской впадины Рассохинско-Балахнинской зоны валообразных поднятий и далее к востоку до дельты Лены — вдоль Оленекской антиклинальной зоны, ограничивающей с севера Лено-Хатангскую впадину.

В строении платформы выделяются:

Алдано-Становой щит - выступы архейско-нижнепротерозойского фундамента

Анабарский щит - выступы архейско-нижнепротерозойского фундамента

Лено-Енисейская плита — верхнепротерозойско-фанерозойский платформенный чехол

авлакогены - рифей (частично регенерированы в девоне)(Хастахский авлакоген,

 

Выделяются следующие тектонические провинции:

Классификация

 

А. По области применения.

а) Глубинное сейсмическое зондирование земной коры.

б) Региональные исследования.

 

Б. По степени детальности.

а) Поисковая

б) Детальная

 

В. По типу использования волн.

а) Продольные

б) Поперечные

в) Поверхностные

 

Основные методы

Метод отраженных волн

Главный метод при поиске месторождений нефти и газа. Используется для определения глубины и характера залегания, выявления структурных и неструктурных ловушек, а также для получения данных о составе пород и характере насыщения порового пространгства.

Метод преломленных волн

(рефракция - преломление)

Основан на записи и исследовании волн рефрагированных преломленно-рефрагированных

(...на удалениях 120 км от источника возбуждения регистрируются преломленно-рефрагированные волны, распространяющиеся в верхней части коры. Кажущиеся скорости изменяются в широких пределах - 5,5 - 6,5 км/с и постепенно возрастают по мере удаления от источника возбуждения)

отраженных при больших углах падения.

3. Метод проходящих волн (скважинная сейсморазведка)

Используется при изучении крупно падающих границ с резкой дифференциацией скоростей.

Сейсмокаротажем был назван способ наблюдений в скважинах, предназначенный для определения средних скоростей в среде путем измерения времени распространения сейсмических волн, возбуждаемых у устья скважины или на некотором расстоянии от него, до скважинного приемника, погружаемого на разные глубины. Такой сейсмокаротаж называют интегральным, поскольку при одиночном скважинном сейсмоприемнике он позволяет определять лишь общее время пробега волн и скорости, усредненные (интегральные) для значительных по мощности толщ пород, пройденных скважиной. Дифференциальный сейсмокаротаж позволяет определять интервальные и пластовые скорости в разрезе, пройденном скважиной, с помощью зонда из двух (или более) скважинных сейсмоприемников, закрепленных на постоянной базе, путем измерения разности времен пробега волны между сейсмоприемниками.

Особенности

1. Глубина исследования (до 10-15 км)

2. Депольное расчленение среды

ДОПОЛНЕНИЕ

ДОПОЛНЕНИЕ

По составу определяющих геологических факторов выделяют четыре класса или группы барьеров – носителей реальных и потенциальных зон нефтегазонакопления.

1 Структурные барьеры. На платформах к ним относятся: вершины сводов, линейные дислокации склонов, микрорифтовые структуры. Преобладают ловушки сводового типа и тектонического экранирования.

2 Структурно-формационные барьеры. Тектонические структуры этих барьеров (, разломы, уступы, валы, своды) сопровождаются существенно важными изменениями состава и распространения резервируемых толщ (например, барьерные рифы), что обеспечивает широкое распространение ловушек экранирования.

3 Формационные барьеры. Не обнаруживают видимой генетической связи с тектоническими структурами. Их появление обязано главным образом палеогеоморфологии (прибрежные, русловые и дельтовые песчаные образования, эндотические выступы древнего рельефа.

4 Гидродинамические барьеры. Возникают главным вблизи бортовых уступов или в бортовых зонах глубоких впадин при взаимодействии иллюзионного и инфильтрационного гидродинамических режимов водонапорных систем природных резервуаров.

Каждому типу тектонической структуры нефтяного или газового месторождения свойственна характерная для него ассоциация или совокупность ловушек. Тектоническая, седиментогенная или геоморфологическая структура месторождения нефти и газа — важнейший признак, которым прежде всего руководствуются при прогнозировании нефтяных и газовых месторождений и при проведении поисковых геолого-геофизических работ. Установив в процессе этих работ тип структуры, определяют состав вероятных типов ловушек, на которые ориентируются при постановке поискового и разведочного бурения. Таким образом, важнейшими признаками месторождений нефти и газа, которые должны учитываться при их поисках и классификации, являются структура месторождения и типы залежей. Но характер структур, контролирующих месторождения нефти и газа, предопределяется, в свою очередь, принадлежностью этой структуры к тем или иным геоструктурным элементам земной коры и особенностями развития этих эле­ментов.

Охрана почв

- взрывные скважины целесообразно заполнить порубочными остатками после помещения в них заряда для уменьшения выброса грунта при взрыве.

- при использовании вибрационных генераторов необходимо принимать меры по максимальному сохранению растительного покрова и минимизации разлива гидравлической жидкости.

- в полевом лагере все производственные и бытовые отходы (стеклотара, консервные банки, кухонные отбросы, ветошь, бумага и т. д.) помещают в специальные мусорные ямы. Металлолом складируют в отведенном для этого месте, по окончании сезона его обязательно вывозят. После завершения всех работ твердые бытовые отходы утрамбовывают бульдозером и покрывают слоем почвы, а поверхность ям выравнивают.

 

 

Характеристика стадий

 

Региональный этап

- стадия прогноза нефтегазоносности (итоговая оценка ресурсов Д₂ - Д₃ )

Объект исследования: нефтегазоносные осадочные бассеины, провинции и их части

1. Выявлениелитолого-стратиграфических комплексов, структурных этажей, ярусов, структурно-фациальных зон, тектоническое районирование.

2. Выделение нефтегазоперспективных комплексов и зон возможного нефтегазонакопления.

3. Количественная и качественна яоценка перспектив нефтегазоносности.

4. Нефтегазогеологическое районирование, выбор основных направлений и первоочередных объектов для дальнейшего исследований

- стадия оценки зон нефтегазонакопления (итоговая оценка ресурсов Д₁ - Д₂ )

Объект исследования: нефтегазоперспективные районы и зоны нефтегазонакопления.

1. Выделение субрегиональных и зональных структурных соотношений между различными газоперспективными литологостратиграфическими комплексами.

2.Выделение более крупных ловушек, уточнение типа и характера основных зон нефтегазонакопления.

3. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности установленных и прогнозируемых зон нефтегазонакопления.

4. Нефтегазогеологическое районирование, выборрайона и зон, установление очередности проведения в нихрегиональных и детальных геологогеофизических исследований.

 

 

Поисковый этап

- стадия выявления и подготовки объектов к поисковому бурению

 

А) выявление объектов (оценка ресурсов Д₁ )

Объект исследования: районы с установленнойи возможной нефтегазоносность.

1. Выявление условий залегания геологогеофизических свойств нефтегазоперспективных комплексов.

2. Выявление перспективных ловушек.

3. Количественная оценка УВ в выявленных ловушках.

4. Выбор объектов и определение очередности их подготовки к поисковому бурению.

 

В) подготовка объектов (оценка ресурсов Д₁ - С₃)

Объект исследования: выявленные ловушки.

1.Детализация выявленных перспективных ловушек, позволяющая прогнозировать пространственное положение залежи.

2. Выбор места заложения поисковых скважин на подготовленных объектах.

3. Количественная оценка ресурсов на объектах, подготовленных к потсковому бурению.

4. Выбор объектов, определение их очередности ввода в поисковое бурение.

 

- стадия поиска месторождений и залежей-поисковое бурение

(оценка запасов С₂ частично С₃)

Объект исследования: подготовленние ловушек.

1. Выявление в разрезе нефтегазоносных и перспективных комплексов. Определение их геологогеофизических свойств.

2. Выделение, опробование, испытание нефтегазонасыщенных пластов и гоиризонтов, получение промышленных притоков нефти и газа, установление свойств флюидов и фильтрационных и емкостных характеристик.

3. Оценка запасов открытых залежей.

4. Выбор объектов для проведения детальных геофизических и оценочных буровых работ.

 

Разведочный этап

-стадия оценки месторождений или залежей (итоговая оценка запасов С₁ - С₂ )

Объект исследования :открытое месторождение или залежи.

1. Установление основных характеристик для определения их промышленной значимости.

2. Подсчет запасов УВ.

3. Деление на промышленные и непромышленные объекты.

4.Выбор объектов этажей разведки, определение очередности проведение опытнопромышленной эксплуатации и подгогтовка к разработке.

- стадия подготовки месторождений или залежей к разработке (итоговая оценка запасов С₁ )

Объект исследования: промышленные месторождения и залежи

1.Оценка достоверности геологопромысловых фильтрационных и подсчетных параметров по скважинам.

2. Подсчет геологических запасов УВ и определение коэффициентов извлечения.

 

- стадия эксплуатационной разведки (итоговая оценка запасов А - В - С₁ )

Объект исследования: разрабатываемые месторождения или залежи.

1. Разведка разрабатываемых объектов.

2. Разведка второстепенных горизонтов, куполов и блоков.

3. Подготовка запасов УВ более высоких категорий, дифференциация их применительно к методам повышения их извлечения.

17. Методы определения пластовых и забойных давлений. Карты приведённых давлений.

Пластовое давление это важнейший параметр, без которого мы не можем вести разработку, считать запасы.

Пластовое давление образуется вследствии 2 факторов:

1. Гидростатическое давление столба флюида.

2. Сжимание пластов.

Метод определения — это снять КВД (кривую восстановления давления) и обработать её в координатах. Предельное значение даст пластовое давлени е.

 

Пластовое давление определяет состояние жидкости, а также тот запас естественной энергии, в результате использования которого пластовые жидкости извлекаются на поверхность. Значения его в различных точках одной и той же залежи неодинаковы. Они меняются также во времени и в процессе разработки.

Под пластовым давлением понимается давление в некоторой точке пласта, не подверженной воздействию воронок депрессии соседних скважин. Однако в связи с тем, что непосредственный замер пластового давления возможен лишь с помощью скважин, можно считать, что под пластовым давлением фактически понимается статическое забойное давление, т. е. давление на забое остановленной скважины, начиная с того момента, когда после ее остановки в пласте (в районе расположения этой скважины) установилось относительное статическое равновесие.

За начальное пластовое давление обычно принимается статическое забойное давление первой скважины, вскрывшей пласт, замеренное до нарушения статического равновесия, т. е. до отбора из пласта сколько-нибудь значительного количества пластовой жидкости. Естественно, что этот один или несколько замеров характеризуют начальное пластовое давление лишь в определенных точках пласта и не могут быть приняты для залежи в целом. Для определения среднего начального пластового давления полученные замеры по первой скважине (или по первым скважинам) должны быть пересчитаны на среднюю точку объема залежи, на середину этажа нефтеносности, или приведены к поверхности начального водо-нефтяного контакта.

Для наблюдения за процессом разработки пласта необходимо систематически замерять пластовые давления в эксплуатируемых скважинах. Эти замеры лучше всего производить глубинными манометрами. Существуют глубинные манометры двух типов: 1) максимальные и 2) регистрирующие с непрерывной записью показаний. Измерение пластовых давлений манометром по стволу скважины дает возможность определить истинную плотность жидкости и газа при данных давлении и температуре с учетом наличия растворенного газа в водо-нефтяной, смеси. Это может оказать помощь при построении карт изобар.

В тех случаях, когда при фонтанном или компрессорном способе эксплуатации невозможно применить глубинный манометр, пластовые (забойные) давления определяют расчетным путем по формулам. Эти формулы позволяют получить величины, приближающиеся к действительным пластовым давлениям.

При глубиннонасосной эксплуатации для определения забойных давлений расчетным путем используют данные о статических уровнях в скважинах. Уровни в скважинах (в затрубном пространстве) замеряют либо специальной желонкой, спускаемой при помощи лебедки Яковлева, либо эхолотом. Знания уровней нефти и воды в скважине дают возможность подсчитать забойное давление.

Для наблюдения за поведением пласта в процессе разработки необходимо изучать характер изменения и распределения пластовых давлений. Для этого строят карты изобар, т. е. карты равных пластовых давлений. Данными для этого служат замеры давлений в скважинах после их поочередной остановки при работе всех других скважин.

При замерах давления с целью построения карт изобар в каждой скважине должно быть свое время выдержки на забое глубинного манометра, обусловленное системой взаимодействия пласт — сквжина и физическими свойствами пород и флюидов.

При всем многообразии условий работы пласта и скважин практически не представляется возможным найти универсальные зависимости для определения времени выдержки глубинного манометра при замере пластового давления в скважинах. Поэтому можно принять такое время выдержки глубинного манометра для каждой скважины, в течение которого забойное давление в ней восстановится до среднего значения давления в пределах некоторой прилегающей к скважине области, или же определять непосредственно величину этого среднего давления в пределах участка, примыкающего к скважине при работе всех скважин пласта.

При наличии данных о давлениях по скважинам построение карт изобар не вызывает затруднений и методически аналогично построению структурных карт с той лишь разницей, что для них используют не приведенные глубины залегания пласта, а величины статических пластовых давлений по скважинам. При построении карт изобар необходимо учитывать:

5 наличие, как правило, исходных данных о давлениях на различные даты и необходимость приведения их на дату построения карты изобар;

6зависимость давлений от глубины залегания пласта (давление связано с углом падения пород) и необходимость приведения их

к избранной условной поверхности; 3) отсутствие в пласте статического равновесия и необходимость применения в связи с этим соответствующих приемов интерполяции и особенно экстраполяции давлений. Рассмотрим особенности построения карт изобар более детально.

Приведение пластовых давлений по скважинам на дату построения карты изобар проще всего осуществлять графическим методом, который обеспечивает достаточную для практических целей точность. Сущность метода заключается в следующем. Все замеры пластовых давлений на различные даты наносят в виде точек на график (рис.). По полученным точкам (диаграмме «мушиных» точек) строят среднюю (хронологическую) кривую падения

давления. Затем, полагая, что указанный средний темп падения давления характеризует всю залежь, и следуя этому темпу, приближенно определяют давление на искомую дату в любой скважине. Например, требуется определить давления в скв. 1 и 2 на дату составления карты изобар (на январь, соответствующего года). В этом случае, следуя параллельно средней кривой падения давления, находят искомые давления.

Совершенно очевидно, что предлагаемый метод является приближенным. В связи с этим давления следует приводить к искомой дате лишь по близким скважинам, не используя для расчетов данные скважин, полученные задолго (например, за шесть месяцев) до даты, на которую приводятся давления для построения карты изобар. При неравномерных замерах пластовых давлений по скважинам и сосредоточении фактических данных по отдельным локальным участкам пласта более точные результаты при приведении давлений к одной дате достигаются использованием индивидуальных кривых изменения пластовых давлений по скважинам. Метод приведения давлений на искомую дату по индивидуальным кривым отдельных скважин аналогичен изложенному выше методу. Использование средней кривой падения давлений по пласту для приведения давлений по скважинам на определенную дату в случае неравномерных изменений давлений по отдельным скважинам может привести к неточным результатам, так как неравномерный отбор жидкости из скважин и литоло-го-физические особенности коллектора (особенно его проницаемость) создают различный темп падения давления по отдельным скважинам.

Давления необходимо приводить к уровню моря во всех случаях, когда изменения давлений вследствие падения пород превышают принятую точность (0,5 кПсм² карты изобар.

Давления, приведенные к уровню моря, в дальнейшем будем называть приведенными изобарами.

Элементный состав нефти

Из пяти основных элементов, входящих в состав нефти (+ сера, азот, кислород), главными являются у глерод и водород. Именно они в различных сочетаниях образуют молекулы углеводородов, которые являются главной составной частью нефти. Сера, азот и кислород входятв состав различных сернистых, азотистых и кислородных соединений, присутствующих в нефти в виде примеси. Главным химическим элементом нефти является углерод;водорода обычно в 6–7 раз меньше, а на долю гетероэлементов (S, N, O) приходится не более 3–5 % и то, в основном, за счет серы. Эти соотношения характерны для любой нефти.

В большинстве нефтей содержание углерода колеблется от 83 до 87%, количество же водорода редко превышает 12—14%.

В очень малых количествах в нефти присутствуют и другие элементы, главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, германий а также фосфор и кремний, некоторые из которых являются ценным сырьем. Изучение содержания в нефти этих микроэле­ментов дает важную информацию, позволяющую судить о ее генезисе.

 

Компонентный состав нефти

Главными компонентами нефти, как это уже упоминалось,являются углеводороды. Эту часть нефти условно называют маслами. Кроме масел в нефти присутствуют сложные высокомолекулярные кислородсодержащие вещества – смолы и асфальты, определяющие окраску нефти и сильно влияющие на ее удельный вес. Масла, смолы и асфальтены присутствуют в нефтях в различных соотношениях, но обычно масел больше, чем смол, а смол больше, чем асфальтенов. Существует несколько методов компонентного анализа нефтей, наиболее употребительным и точным в настоящее время считается адсорбционный метод разделения нефти на хроматографической колонке.

Компонентный анализ применяется для суждения о количестве асфальтово-смолистых веществ в нефти и для их раздельно го изучения: определения молекулярного веса, элементного состава и т. д.

Уменьшение содержания асфальтово-смолистых компонентов в нефти по продуктивному пласту указывает направление миграции.

 

 

 

Методы испытания скважин.

Испытание - заключительный этап выполнения работ по строительству скважин. От их результативности во многом зависит выполнение планов прироста запасов и, как следствие, возможность увеличения объемов добычи нефти и газа.
Метод испытания скважины выбирают исходя из конкретных условий, к которым относятся: глубина скважины, ее техническое состояние, геолого-геофизические характеристики пласта, наличие оборудования и материалов. Основным фактором, влияющим на выбор метода испытания, является величина ожидаемого пластового давления. По этому показателю скважины делят на две группы: с давлением меньше гидростатического и больше гидростатического.
Для вызова притока из пласта можно применять как методы плавного увеличения депрессии, так и большие знакопеременные нагрузки на пласт, способствующие улучшению условий притока флюидов.
Работы по испытанию скважин начинают после проверки эксплуатационной колонны на герметичность.
Особое место в испытании скважины занимают исследовательские работы. По результатам исследований определяют добывшую способность, а также гидродинамические характеристики скважины и пласта. Таким образом в процессе испытания скважины выполняют комплекс работ, обеспечивающих установление оптимальных условий ее эксплуатации.

В современных условиях пласты, вскрытые скважиной, испытывают на различных этапах строительства скважины. В процессе бурения, например, с помощью испытателей пластов производят опробование пласта. При этом определяют, чем насыщен пласт, его давление и температуру, а также проводят ограниченный комплекс исследовательских работ.
Испытание скважины проводят после окончания бурения.

Под испытанием понимается комплекс мероприятий по вызову и интенсификации притока флюида и определению дебита, физико-химических свойств жидкостей и газа, давления и температуры. На основе этих показателей можно найти некоторые фильтрационные характеристики пласта.

В промысловой практике еще нередки случаи, когда скважину, из которой получен приток нефти или газа, закрывают вследствие отсутствия или несвоевременной установки эксплуатационного оборудования и монтажа нефтесборных трубопроводов. После обустройства приходится производить повторный вызов притока.
Законченную испытанием продуктивную скважину осваивают. Освоению подлежат как эксплуатационные, так и разведочные скважины, давшие промышленный приток нефти и газа, а также нагнетательные скважины.
Таким образом, в промысловой практике выполняют три качественно отличающейся друг от друга процесса: опробование пласта, испытание и освоение скважины. Поскольку при выполнении этих процессов есть одинаковые технологические операции, в практике часто разные процессы называют одинаково - освоением, испытанием, опробованием. Чтобы избежать терминологической путаницы в оценке отличающемся по характеру и назначению процессов получения притока из пластов, предлагаются следующие определения.
Опробование пласта - процесс, связанный с вызовом притока и исследованием пласта с помощью испытателей пластов различного типа при бурении скважины. Использование испытателей пластов для получения притока флюидов после окончания бурения относится к испытанию скважины.

Испытание скважины - процесс вызова и интенсификации притока из обсаженной или не обсаженной скважины, его исследования с целью определения добычных возможностей скважины и физико-химических свойств пласта и пластового флюида.

Освоение скважины - процесс, связанный с выполнением работ по вводу эксплуатацию скважины, законченной испытанием.

На успешность и продолжительность работ по испытанию скважин влияет ряд факторов, среди которых ведущее место занимают физические характеристики пласта и насыщающих его жидкостей, состояние геолого-геофизической изученности разреза, качество вскрытия пласта бурением, качество крепления пласта, способ вскрытия пласта перфорацией, продолжительность между вскрытием пласта бурением и началом испытания, техническое состояние скважины, уровень организации работ.
По числу применяемых методов испытания и способов их осуществления, числу проводимых операций, а следовательно, и времени испытания скважины могут быть подразделены на три группы сложности.

В скважинах первой группы приток из пласта получают после осуществ