Теоретическое обоснование геохимических методов поисков нефти и газа.

Геохимические поиски основаны на том, что месторождения негерметичны. Абсолютно герметичных месторождений не бывает, потому что нет например абсолютно герметичных покрышек нефтегазовых месторождений. Даже если это глины, даже если это каменная соль, то все равно через любую покрышку углеводороды просачиваются. Значит есть ореол рассеивания над залежью углеводородов, это теоретическое обоснование геохимических поисков.

Изучаются метан и его гомологи. Первым будет выходить из залежи гелий и метан, потом пропан и т.д. Ну есть диффузия (при разности концентрации вещества), но основной способ движения углеводородов (и вообще флюидов) под землей важный для поисков на нефть и газ — это фильтрация. Происходит она в основном по пористым породам, коллекторам. Движущая сила фильтрации — это разность давлений. Есть еще конвекция, это когда перемещение из-за разницы температур. Есть зона А-В-Г-О — это зона активного водогазообмена, там крутятся вода и газ. Там кислород, а он окислитель, поэтому углеводороды, которые восстановители исчезают. В этом трудность поиска. Значит надо бурить скважины ниже зоны АВГО, более глубокие.

 

Обзор основных нефтегазоносных бассейнов Северной Америки.

Нефтегазоносные бассейны Северой Америки: Мичиганский, Западный Внутренний, Пермский, Западно-Канадский, Предаппалачский, Биг-Хорн, Сан-Хуан, Лос-Анжелес, Вентура-Санта-Барбара, Грейт-Вэлли, Западно-Арктический, Мексикансского залива.

Самым крупным структурным элементом Северной Америки является древняя Северо-Американская платформа. В ее составе выделяется обширный Канадско-Гренландский щит. На отдельных довольно значительных площадях присутствует палеозойский осадочный чехол мощностью до 2—3 км. Осадочный чехол более молодого возраста и значительной мощности находится под водами моря Баффина.

Южная и юго-западная части Северо-Американской платформы образуют ее плиту. Часть платформы, расположенная южнее Канад-ско-Гренландского щита, выделяется под названием плиты Мидконтинента или Мидленда. Почти на всей ее площади осадочный чехол слагается породами палеозоя. Западная окраина Северо-Американской платформы представляет плиту Великих Равнин. В этой значительно погруженной части платформы осадочный чехол характеризуется очень широким возрастным диапазоном (от кембрия до кайнозоя включительно).

 

-НГБ Мексиканского залива (Это один из крупнейших н/г бассейнов мира)

Бассейн Мексиканского залива богат нефтью и газом. В нем располодены все месторождения Мексики и около 10000 месторождений США (320 на шельфе). Начальные извлекаемые запасы нефти 17,5 млрд. т и 14 трл. м³ газа. Здесь известны крупные месторождения США и Мексики.

- П ермский бассейн (Это один из важных бассейнов США) В современной структуре выделяется ряд крупных впадин и поднятий. Среди поднятий: мегавалы Матадор-Ред-Ривер, Централ-Бэйсин, свод Бенд. Из впадин: Делавер, Мидленд, Вал-Верде, Форт-Уэрс (СВ) и Пало-Дуро (Юг). Пологие борта называются шельфами.

Из недр извлечено более 2,0 млрд. т нефти (Р и С₃), более 1 трл. м³ газа. Наибольшая часть запасов в Р и С₃, а газа – в О. В бассейне известно около 5000 нефтяных и 600 газовых месторождений.

- За падный Внутренний НГБ (один из самых крупных)

Это сложно построенная впадина. Фундамент бассейна до Сm. Осадочный чехол Сm – Р. Терригенно-карбонатный, угленосны (С₂-С₃), соленосны (Р). Максимальная мощность 12 км во впадине Анадарко, Ардмор – 7, на севере во впадинах – до 1,5 км, а на Ц. Канз. поднятии – несколько сот метров.

Н/г распространена по всему разрезу от Сm до Р. Есть залежи в трещиноватом до Сm. Наибольшее значение имеют песчаники О, известняки Сm-О и песчаники С₂-С₃, в отдельных районах Р₁ и К. Всего около 40 продуктивных пластов.

Выделяется много районов.

Наиболее крупный - Амарилло-Хьюготон, объединяющий зоны газонакопления, обусловленные выклиниванием коллекторов.

Район Южной Оклахомы – складки разбиты сбросами. Ловушки – тектонически экранированные и сводовые. Продуктивны песчаники О, С₁ и С₃. Залежи преимущественно нефтяные.

Западный Внутренний НГБ один из крупных; уже добыто более 2 млрд. т нефти и около 2 трлн. м³ газа из 3,4 млрд. нефти и боле 4 трл м³ газа.

Более 5000 нефтяных и 1800 газовых месторождений (залежей).

Самые глубокие газовые залежи – более 5,8 км.

-Мичиганский НГБ – это крупная синеклиза, с пологими бортами. Выполнена отложениями Рz (до Р) мощностью 4-5 км – терригенно-карбонатными. Есть эвапориты – силур, нижний – карбон. Рифы – S, угленосные отложения С₃ (Пенсильваний).

Основные типы месторождений в них: антиклинальные пологие, рифовые (Гурон-Эрийский район), вдоль нарушений на моноклинали (Альбион-Сципио) – трещинные породы.

-Иллинойский НГБ бассейн близок к Мичиганскому, но строение его более сложное. Борта – пологие, называются шельфами, в центре прогиб Фейрфилд, на границе его с Восточным шельфом, мегавал Ла-Саль, в южной части бассейна система сбросов Раф-Крин и синеклиза Мурмен.

Разрез с Сm до С₁ – переслаивание известняков, доломитов, песчаников и глин – 3,3 км, С_2-С₃ – угленосные песчаники и глины – 0,8 км. Мощность карбона больше, чем в Мичиганском бассейне. Суммарная мощность около 4 км (прогиб Фейерфилд).

Преобладают нефтяные (около 1000) месторождения, газовых – 200

- Западно-Канадский бассеин (расположен в сочленении Сев-Амер платформы и Кордильерами.)

На западе он ограничен Кордильерами, В-СВ – Канадским щитом, ЮВ – поднятием Суитграсс, на С – поперечным поднятием в районе Большого Медвежьего озера.

Наиболее крупное месторождение Пембина ( 240 млн. т нефти и 45 млрд м³ газа).

Есть зоны выклинивания и др. Сильвия-Хондо (Сm и Д₂).

З. Канадский бассейн, кроме того, известен своими крупными месторождениями твердых битумов, высоковязких битумов в песчаниках мела. Атабаска – запасы 135 млн. т., а в целом в бассейне 435 млрд.т. нефти.

+

-Бассейны складчатой глыбовой системы Кордильер

-НГБ Лос-Анджелес

-Западно-Арктический бассейн

Гидрогеологический цикл и его этапы. Роль этапов в формировании залежей нефти и газа.

Вся история гидрогеологического развития подземных водных резервуаров подчиняется закону тектонической цикличности и теснейшим образом с ней связана.

Гидрогеологический цикл – отрезок гидрогеологической истории, состоящий из двух этапов:

1) седиментационный, соответствующий тектоническому погружению (трансгрессии моря);

2) инфильтрационный – при тектоническом воздымании территории.

На седиментационном этапе происходит накопление огромных масс осадочных пород, их уплотнение с отжатием поровых вод из глин (т.н. элизионный водообмен - от «элизио» - выжимаю, выдавливаю). При этом в процессах литогенеза происходит глубочайшая перестройка геохимического облика подземных вод по сравнению с таковым морских бассейнов осадконакопления (рис.7). Это первый этап гидрогеологического цикла.

На инфильтрационном этапе в результате тектонического воздымания происходит усиленное промывание геологического разреза инфильтрационными водами, их взаимодействие с седиментационными (элизионными) подземными водами вплоть до полного вытеснения (опреснения) последних. Это второй этап гидрогеологического цикла.

В случае дальнейшего тектонического погружения проявляется следующий гидрогеологический цикл (1 и 2 этапы) и т.д.

Подготовка скважин к опробованию и его производство.

После завершения буровыхработ скважину готовят к вызову притока пластовой жидкости киспытанию. Для этого на верхний конец эксплуатационной колонныустанавливают фонтанную арматуру, а на территории близ скважиныразмещают и обвязывают с этой арматурой емкости для сбора ихранения жидкостей, сепараторы, факельное устройство, мерники,аппаратуру для измерения дебитов жидкой и газообразной фаз, давления и температуры для отбора проб жидкости, выходящей изскважины. Временно устанавливают и обвязывают с устьем скважины компрессоры и насосные агрегаты, которые нужны для промывки скважины и вызова притока пластовой жидкости.

Фонтанную арматуру можно разделить на две части: трубную головку и фонтанную елку. Трубная головка служит для подвески НКТ, а фонтанная елка - для отвода добываемой из скважины жидкости в наземные емкости и для герметизации устья. Между трубной головкой и фонтанной елкой расположена центральная задвижка высокого давления. Трубная головка и фонтанная елка снабжены боковыми отводами, каждых из которых оборудован двумя задвижками высокого давления, манометрами, а отводы елки - также термометрами и штецерными камерами. К боковым отводам трубной головки при необходимости подсоединяют компрессоры и насосные агрегаты (например, для вызова притока из пласта, глушения скважины).
Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не меньше наивысшего ожидаемого давления на устье скважины. До установки на скважине арматуру опрессовывают пробным давлением, указанным в паспорте. После монтажа арматуры на устье проверяют опрессовкой герметичность трубкой головки и фонтанной елки. Штурвал управления центральной задвижкой арматуры выводят на расстояние не менее 10 м от устья скважины в сторону от выкидных линий и ограждают щитом с навесом.

До начала работ по испытанию скважины необходимо тщательно очистить все емкости от грязи, промыть и заполнить темы жидкостями, которые потребуются для вторичного пласта и вызова притока из него, а также промывкой жидкостью с плотностью, достоточной для глушения нефтегазопроявлений в случае, если в этом возникнет небходимость. Объем последней должен быть не менее двух объемов эксплуатационной колонны.

 

П осле первичного вскрыти я в большинстве случаев всю скважину укрепляют эксплуатационной обсадной колонной, а заколонное пространство цементируют. Чтобы после этого можно было получить приток пластовой жидкости в скважину, необходимо пробить достаточно большое число отверстий через обсадную колонну, тампонажный камень и кольматационный слой. Операцию по созданию таких отверстий называют вторичным вскрытием продуктивного пласта.

В настоящее время известны три способа вторичного вскрытия пласта для обеспечения гидродинамической связи обсаженной скважины с пластом: перфорация кумулятивными или пулевыми перфораторами; гидропескоструйная (гидроабразивная) перфорация; торпедирование.

 

П од освоением подразумевают ком плекс работ по вызову притока жидкости из продуктивного пласта, очистке приствольной зоны от загрязнения и обеспечению условий для получения возможно более высокой продуктивности скважины.

Чтобы получить приток из продуктивного горизонта, необходимо давление в скважине снизить значительно ниже пластового.