Grunnleggende om olje- og gassgeologi. grunnleggende for utvikling av olje- og gassfelt

FEDERAL BUDGETARY STATE EDUCATIONAL INSTITUTION FOR HØYERE PROFESJONELL UTDANNELSE

"KUBAN STATE TECHNOLOGICAL UNIVERSITY"

Fakultet for heltidsstudier ved Institutt for olje og gassog energi.

Institutt for olje- og gassproduksjon
FORelesningsnotater
Etter disiplin:

« Geologi av olje og gass»

for studenter i alle former for studiespesialiteter:

130501 Design, konstruksjon og drift av olje- og gassrørledninger og olje- og gasslagringsanlegg;

130503 Utvikling og drift

130504 Boring av olje- og gassbrønner.

Bachelor i 131000 "Olje- og gassteknikk"

Satt sammen av: universitetslektor

Shostak A.V.

KRASNODAR 2012

FOREDRAG 3- FUNKSJONER VED AKKUMULERING OG TRANSFORMASJON AV ORGANISKE FORBINDELSER UNDER LITOGENESE………………………………….19
FOREDRAG 4 - SAMMENSETNING OG FYSISKE OG KJEMISKE EGENSKAPER TIL OLJE OG GASS….2 5
FOREDRAG 5 - ARTEN AV ENDRINGER I SAMMENSETNING OG FYSISKE OG KJEMISKE EGENSKAPER TIL OLJE OG GASS AVHENGIG AV PÅVIRKNINGEN AV ULIKE NATURLIGE FAKTORER………………………………………………………………………………… ………………….. 4 5
FOREDRAG 6 - PROBLEMER MED OLJE- OG GASS-OPPRINNELSE……………………….56
FOREDRAG 7 - HYDROCARBON MIGRASJON………………………………………………………………………………62
FOREDRAG 8 - DANNING AV INNSKUDD…………………………………………………………………………………75
FOREDRAG 9 - SONING AV OLJEDANNINGSPROSESSER………………….81

FOREDRAG 10- REGULARITETER FOR ROMLIG DISTRIBUSJON AV OLJE- OG GASSANKAMULERINGER I JORDSKORPEN…………………………………………………101

FORelesning 11 - OLJE- OG GASSFELTER OG DERES HOVEDKLASSIFIKASJONSFUNKSJONER………………………………………………………………….108

REFERANSER……………………………………………………………………….112

FOREDRAG 1
INTRODUKSJON

Blant de viktigste typer industriprodukter er en av hovedplassene okkupert av olje, gass og deres produkter.

Helt til begynnelsen av 1700-tallet. Olje ble hovedsakelig utvunnet fra graver, som var foret med wattle-gjerde. Etter hvert som olje samlet seg, ble den øset ut og fraktet til forbrukere i skinnvesker.

Brønnene ble sikret med en treramme, den endelige diameteren til den forede brønnen var vanligvis fra 0,6 til 0,9 m med en viss økning nedover for å forbedre oljestrømmen til bunnhullet.

Olje ble løftet fra brønnen ved hjelp av en håndvinsj (senere hestetrukket) og et tau som et vinskinn (en lærbøtte) ble bundet til.

På 70-tallet av XIX århundre. Hovedtyngden av oljen i Russland og i verden utvinnes fra oljebrønner. Således var det i 1878 301 av dem i Baku, hvis strømningshastighet var mange ganger høyere enn strømningshastigheten fra brønner. Olje ble utvunnet fra brønner ved hjelp av en bailer - et metallbeholder (rør) opp til 6 m høyt, i bunnen av hvilken det var montert en tilbakeslagsventil, som åpnet når baileren ble senket ned i væsken og lukket når den beveget seg oppover. Løftingen av baileren (tartan) ble utført manuelt, deretter ved hestetrekk (begynnelsen av 70-tallet av 1800-tallet) og ved hjelp av en dampmaskin (80-tallet).

De første dypbrønnpumpene ble brukt i Baku i 1876, og den første dypbrønnpumpen i Groznyj i 1895. Tannstensmetoden forble imidlertid den viktigste i lang tid. For eksempel, i 1913 i Russland ble 95% av oljen produsert ved gelering.

Formålet med å studere disiplinen "Geology of Oil and Gas" er å skape en base av begreper og definisjoner som danner grunnleggende vitenskap - grunnlaget for kunnskap om egenskaper og sammensetning av hydrokarboner, deres klassifisering, opprinnelsen til hydrokarboner, dannelsesprosessene og mønstre for lokalisering av olje- og gassfelt.

Geologi av olje og gass– en gren av geologi som studerer forholdene for dannelse, plassering og migrasjon av olje og gass i litosfæren. Dannelsen av olje- og gassgeologi som vitenskap skjedde på begynnelsen av det tjuende århundre. Grunnleggeren er Ivan Mikhailovich Gubkin.

1.1. Kort historie om utviklingen av olje- og gassproduksjon
Moderne metoder for oljeutvinning ble innledet av primitive metoder:

• 
  samling av olje fra overflaten av reservoarer;
• 
  behandling av sandstein eller kalkstein impregnert med olje;
• 
  utvinning av olje fra groper og brønner.

Å samle olje fra overflaten av åpne vannforekomster er tilsynelatende en av de eldste metodene for utvinning. Den ble brukt i Media, Assyro-Babylonia og Syria f.Kr., på Sicilia i det 1. århundre e.Kr., osv. I Russland ble olje utvunnet ved å samle den fra overflaten av Ukhta-elven i 1745. organisert av F.S. Pryadunov. I 1868, i Kokand Khanate, ble olje samlet i grøfter ved å lage en demning fra brett. Amerikanske indianere, da de oppdaget olje på overflaten av innsjøer og bekker, la et teppe på vannet for å absorbere oljen, og presset den deretter inn i en beholder.

Behandling av oljeimpregnert sandstein eller kalkstein, for utvinningens formål, ble først beskrevet av den italienske vitenskapsmannen F. Ariosto på 1400-tallet: nær Modena i Italia ble oljeholdig jord knust og varmet opp i kjeler; de ble deretter lagt i poser og presset ved hjelp av en presse. I 1819, i Frankrike, ble oljebærende lag av kalkstein og sandstein utviklet ved gruvedrift. Den utvunne steinen ble plassert i et kar fylt med varmt vann. Ved omrøring fløt olje til overflaten av vannet og ble samlet opp med en bailer. I 1833-1845. På bredden av Azovhavet ble sand dynket i olje utvunnet. Deretter ble den lagt i groper med skrå bunn og vannet. Olje vasket ut av sanden ble samlet opp fra overflaten av vannet med gresstuster.

Oljeutvinning fra groper og brønner også kjent siden antikken. I Kissia - den eldgamle regionen mellom Assyria og Media på 500-tallet. f.Kr olje ble utvunnet ved hjelp av skinnbøtter og vannskinn.

I Ukraina går de første omtalene av oljeproduksjon tilbake til begynnelsen av 1400-tallet. For å gjøre dette gravde de groper 1,5-2 m dype, hvor olje lekket sammen med vann. Deretter ble blandingen samlet i fat, forseglet i bunnen med propper. Når lettere olje fløt, ble pluggene fjernet og det sedimenterte vannet ble tappet ut. I 1840 nådde dybden av gravehullene 6 m, og senere begynte oljen å bli utvunnet fra brønner på omtrent 30 m dyp.

På Kerch- og Taman-halvøyene ble oljeproduksjon siden antikken utført ved hjelp av en stang som filt eller en bolle laget av hestehalehår var bundet til. De ble senket ned i brønnen, og deretter ble oljen presset ut i den forberedte beholderen.

På Absheron-halvøya har oljeproduksjon fra brønner vært kjent siden 1200-tallet. AD Under konstruksjonen ble et hull først revet av som en omvendt (omvendt) kjegle helt til oljereservoaret. Deretter ble det laget avsatser på sidene av gropen: med en gjennomsnittlig nedsenkingsdybde av kjeglen på 9,5 m, minst syv. Den gjennomsnittlige mengden jord som ble fjernet ved graving av en slik brønn var ca. 3100 m 3 deretter ble veggene i brønnene fra bunnen til overflaten sikret med en treramme eller plater olje. Den ble trukket fra brønner ved hjelp av vinskinn, som ble hevet med en håndvinsj eller ved hjelp av en hest.

I sin rapport om en reise til Absheron-halvøya i 1735 skrev Dr. I. Lerche: «... I Balakhany var det 52 oljeforekomster med en dybde på 20 favner (1 favn - 2,1 m), hvorav noen traff hardt , og leveres årlig 500 batmans olje...” (1 batman 8,5 kg). Ifølge akademiker S.G. Amelina (1771) dybden av oljebrønner i Balakhany nådde 40-50 m, og diameteren eller siden av den kvadratiske delen av brønnen var 0,7-1 m.

I 1803 bygde Baku-kjøpmannen Kasymbek to oljebrønner i havet i en avstand på 18 og 30 m fra kysten av Bibi-Heybat. Brønnene ble beskyttet mot vann av en boks laget av tettstrikkede brett. Det har blitt utvunnet olje fra dem i mange år. I 1825, under en storm, ble brønnene brutt og oversvømmet av vannet i Det Kaspiske hav.

Med brønnmetoden har teknologien for å utvinne olje ikke endret seg på århundrer. Men allerede i 1835 brukte en tjenestemann ved Fallendorf gruveavdeling i Taman først en pumpe til å pumpe olje gjennom et senket trerør. En rekke tekniske forbedringer er knyttet til navnet på gruveingeniør N.I. Voskoboynikova. For å redusere volumet av gravearbeidet foreslo han å bygge oljebrønner i form av en gruvesjakt, og i 1836-1837. gjennomførte rekonstruksjonen av hele oljelagrings- og distribusjonssystemet i Baku og Balakhani. Men en av hovedsakene i livet hans var å bore inn verdens første oljebrønn 1848.

I lang tid ble oljeutvinning gjennom brønnboring i vårt land behandlet med fordommer. Det ble antatt at siden tverrsnittet til brønnen er mindre enn det til en oljebrønn, så er oljestrømmen til brønnene betydelig mindre. Samtidig ble det ikke tatt hensyn til at brønnenes dybde er mye større, og arbeidsintensiteten til konstruksjonen deres er mindre.

Ved drift av brønner søkte oljeprodusenter å overføre dem til flytende modus, fordi dette var den enkleste måten å få det på. Den første kraftige oljestrømmen i Balakhany skjedde i 1873 på Khalafi-stedet. I 1887 ble 42 % av oljen i Baku produsert ved flytende metode.

Den tvangsutvinningen av olje fra brønner førte til rask uttømming av oljebærende lag ved siden av stammen deres, og resten (det meste) forble i dypet. I tillegg, på grunn av mangelen på et tilstrekkelig antall lagringsanlegg, skjedde betydelige oljetap allerede på jordoverflaten. I 1887 ble 1088 tusen tonn olje kastet ut av fontener, og bare 608 tusen tonn ble samlet opp i områdene rundt fontenene, hvor de mest verdifulle fraksjonene gikk tapt som følge av fordampning. Selve den forvitrede oljen ble uegnet for bearbeiding og ble brent. Stillestående oljesjøer brant mange dager på rad.

Olje ble hentet ut fra brønner der trykket ikke var tilstrekkelig til å strømme ut, ved hjelp av sylindriske bøtter opp til 6 m lange. Det ble installert en ventil i bunnen som åpnet seg når bøtta beveget seg ned og stengte under vekten av den ekstraherte væsken når bøtta. presset oppover. Metoden for å utvinne olje ved hjelp av bailere ble kalt tartan,V 1913 ble 95 % av all olje utvunnet med dens hjelp.

Ingeniørtanken sto imidlertid ikke stille. På 70-tallet av 1800-tallet. V.G. Shukhov foreslo kompressormetode for oljeproduksjon ved å tilføre trykkluft inn i brønnen (luftløft). Denne teknologien ble testet i Baku først i 1897. En annen metode for oljeproduksjon, gassløft, ble foreslått av M.M. Tikhvinsky i 1914

Naturgassuttak fra naturlige kilder har vært brukt av mennesker i uminnelige tider. Senere ble naturgass hentet fra brønner og borehull funnet anvendelse. I 1902 ble den første brønnen boret i Surakhani nær Baku, og produserte industrigass fra en dybde på 207 meter.

I utviklingen av oljeindustrien Fem hovedstadier kan skilles:

Trinn I (før 1917) – førrevolusjonær periode;

Trinn II (fra 1917 til 1941) perioden før den store patriotiske krigen;

Trinn III (fra 1941 til 1945) - perioden for den store patriotiske krigen;

Trinn IV (fra 1945 til 1991) - perioden før Sovjetunionens sammenbrudd;

Trinn V (siden 1991) - moderne periode.

Førrevolusjonær periode. Olje har vært kjent i Russland i lang tid. Tilbake på 1500-tallet. Russiske kjøpmenn handlet Baku-olje. Under Boris Godunov (1500-tallet) ble den første oljen produsert på Ukhta-elven levert til Moskva. Siden ordet "olje" kom inn i det russiske språket først på slutten av 1700-tallet, ble det da kalt "tykt brennende vann."

I 1813 ble Baku- og Derbent-khanatene med sine rikeste oljeressurser annektert til Russland. Denne begivenheten hadde stor innflytelse på utviklingen av den russiske oljeindustrien de neste 150 årene.

Et annet stort oljeproduksjonsområde i det førrevolusjonære Russland var Turkmenistan. Det er fastslått at det ble utvunnet svart gull i Nebit-Dag-området for rundt 800 år siden. I 1765 på øya. Cheleken hadde 20 oljebrønner med en samlet årlig produksjon på ca. 64 tonn per år. Ifølge den russiske oppdageren av det kaspiske hav N. Muravyov sendte turkmenerne i 1821 rundt 640 tonn olje til Persia med båt. I 1835 ble hun hentet fra øya. Cheleken mer enn fra Baku, selv om det var Absheron-halvøya som var gjenstand for økt oppmerksomhet fra oljeindustriister.

Utviklingen av oljeindustrien i Russland begynte i 1848.

I 1957 sto den russiske føderasjonen for mer enn 70% av oljen som ble produsert, og Tatarstan tok førsteplassen i landet i oljeproduksjon.

Hovedbegivenheten i denne perioden var oppdagelsen og starten på utviklingen av de rikeste oljefeltene i Vest-Sibir. Tilbake i 1932, akademiker I.M. Gubkin uttrykte ideen om behovet for å starte systematiske søk etter olje på den østlige skråningen av Ural. Først ble det samlet inn informasjon om observasjoner av naturlige oljesiv (Bolshoi Yugan, Belaya, etc. elver). I 1935 Geologiske letepartier begynte å jobbe her, som bekreftet tilstedeværelsen av oljelignende stoffer. Det var imidlertid ingen Big Oil. Letearbeidet fortsatte til 1943, og ble deretter gjenopptatt i 1948. Først i 1960 ble Shaimskoye-oljefeltet oppdaget, etterfulgt av Megionskoye, Ust-Balykskoye, Surgutskoye, Samotlorskoye, Varieganskoye, Lyantorskoye, Kholmogorskoye, og andre produksjonen i Vest-Sibir regnes for å være 1965, da det ble produsert ca. 1 million tonn Allerede i 1970 utgjorde oljeproduksjonen her 28 millioner tonn, og i 1981 329,2 millioner tonn. Vest-Sibir ble den viktigste oljeproduserende regionen i landet, og USSR kom ut på topp i verden i oljeproduksjon.

I 1961 ble de første oljefontenene produsert ved Uzen- og Zhetybai-feltene i Vest-Kasakhstan (Mangyshlak-halvøya). Deres industrielle utvikling begynte i 1965. Bare i disse to feltene utgjorde de utvinnbare oljereservene flere hundre millioner tonn. Problemet var at Mangyshlak-oljer var svært parafiniske og hadde et flytepunkt på +30...33 °C. Likevel ble oljeproduksjonen på halvøya i 1970 økt til flere millioner tonn.

Den systematiske veksten av oljeproduksjonen i landet fortsatte til 1984. I 1984-85. Det var et fall i oljeproduksjonen. I 1986-87 den vokste igjen og nådde sitt maksimum. Fra 1989 begynte imidlertid oljeproduksjonen å falle.

Moderne periode. Etter Sovjetunionens kollaps fortsatte nedgangen i oljeproduksjonen i Russland. I 1992 utgjorde den 399 millioner tonn, i 1993 354 millioner tonn, i 1994 317 millioner tonn, i 1995 307 millioner tonn.

Den fortsatte nedgangen i oljeproduksjonen skyldes at påvirkningen fra en rekke objektive og subjektive negative faktorer ikke er eliminert.

For det første har industriens råvaregrunnlag blitt dårligere. Graden av involvering i utvikling og utarming av forekomster etter region er svært høy. I Nord-Kaukasus er 91,0 % av påviste oljereserver involvert i utbygging, og uttømmingen av felt er 81,5 %. I Ural-Volga-regionen er disse tallene henholdsvis 88,0 % og 69,1 %, i Komi-republikken 69,0 % og 48,6 %, i Vest-Sibir 76,8 % og 33,6 %.

For det andre har økningen i oljereserver på grunn av nyoppdagede felt gått ned. På grunn av en kraftig nedgang i finansieringen har geologiske leteorganisasjoner redusert volumet av geofysisk arbeid og prospekteringsboring. Dette førte til en nedgang i antall nyoppdagede felt. Så hvis i 1986-90. oljereservene i nyoppdagede felt utgjorde 10,8 millioner tonn, da i 1991-95. bare 3,8 millioner tonn.

For det tredje er vannkuttet i den produserte oljen høyt. Dette betyr at med de samme kostnadene og volumene for produksjon av formasjonsvæske, produseres mindre og mindre olje i seg selv.

For det fjerde påvirker restruktureringskostnadene. Som et resultat av sammenbruddet av den gamle økonomiske mekanismen, ble rigid sentralisert styring av industrien eliminert, og en ny opprettes bare så vidt. Den resulterende ubalansen i prisene på olje på den ene siden, og på utstyr og materialer på den andre, kompliserte det tekniske utstyret på feltene. Men dette er nødvendig akkurat nå, når det meste av utstyret har gått ut på dato, og mange felt krever en overgang fra flytende produksjonsmetode til pumpemetode.

Til slutt, mange feilberegninger gjort i de siste årene tar sin toll. Dermed ble det på 70-tallet antatt at oljereservene i vårt land var uuttømmelige. I samsvar med dette ble det ikke lagt vekt på utvikling av egne typer industriell produksjon, men på kjøp av ferdige industrivarer i utlandet ved bruk av valutaen mottatt fra salg av olje. Enorme mengder penger ble brukt på å opprettholde utseendet til velstand i det sovjetiske samfunnet. Oljeindustrien fikk minimalt med finansiering.

På Sakhalin-hyllen tilbake på 70-80-tallet. Det ble oppdaget store forekomster som ennå ikke er satt i drift. I mellomtiden er de garantert et enormt marked i landene i Asia-Stillehavsregionen.

Hva er fremtidsutsiktene for utviklingen av den innenlandske oljeindustrien?

Det er ingen entydig vurdering av oljereservene i Russland. Ulike eksperter gir tall for volumet av utvinnbare reserver fra 7 til 27 milliarder tonn, som er fra 5 til 20% av verden. Fordelingen av oljereserver over Russland er som følger: Vest-Sibir 72,2 %; Ural-Volga-regionen 15,2 %; Timan-Pechora-provinsen 7,2 %; Republikken Sakha (Yakutia), Krasnoyarsk-territoriet, Irkutsk-regionen, sokkelen av Okhotskhavet omtrent 3,5%.

I 1992 begynte en strukturell omstrukturering av den russiske oljeindustrien: etter eksempel fra vestlige land begynte de å opprette vertikalt integrerte oljeselskaper som kontrollerer produksjon og raffinering av olje, samt distribusjon av oljeprodukter hentet fra den.
1.2. Mål og mål for olje- og gassfeltgeologi
I lang tid tilfredsstilte naturolje- og gassproduksjonen menneskehetens behov fullt ut. Utviklingen av menneskelig økonomisk aktivitet krevde imidlertid stadig flere energikilder. I et forsøk på å øke mengden olje som forbrukes, begynte folk å grave brønner på steder der overflateolje vises, og deretter bore brønner. Først ble de lagt der oljen kom til jordens overflate. Men antallet slike plasser er begrenset. På slutten av forrige århundre ble en ny lovende søkemetode utviklet. Boringen begynte på en rett linje som forbinder to brønner som allerede produserte olje.

I nye områder ble letingen etter olje- og gassforekomster utført nesten i blinde, og sprang fra side til side. Den engelske geologen K. Craig etterlot seg interessante minner om brønnleggingen.

For å velge en plassering gikk boreledere og feltledere sammen og bestemte i fellesskap hvilket område brønnen skulle ligge innenfor. Men med vanlig forsiktighet i slike tilfeller var det ingen som turte å angi punktet hvor boringen skulle begynne. Så sa en av de tilstedeværende, preget av stort mot, og pekte på kråken som sirklet over dem: «Mine herrer, hvis det er det samme for dere, la oss begynne å bore der kråka sitter...». Forslaget ble vedtatt. Brønnen viste seg å være uvanlig vellykket. Men hvis kråka hadde fløyet hundre meter lenger øst, ville det ikke vært håp om å møte olje... Det er klart at dette ikke kunne fortsette lenge, for boring av hver brønn koster hundretusenvis av dollar. Derfor oppsto det presserende spørsmålet om hvor man skulle bore brønner for å finne olje og gass nøyaktig.

Dette krevde en forklaring på opprinnelsen til olje og gass, og ga en kraftig drivkraft til utviklingen av geologi - vitenskapen om jordens sammensetning og struktur, samt metoder for å søke og utforske olje- og gassfelt.

Olje- og gassfeltgeologi er en gren av geologi som omhandler detaljert studie av olje- og gassfelt og forekomster i den opprinnelige (naturlige) tilstanden og i utviklingsprosessen for å bestemme deres nasjonaløkonomiske betydning og rasjonell bruk av undergrunnen.

Fra denne definisjonen er det klart at olje- og gassfeltgeologien nærmer seg studiet av hydrokarbon (HC) felt og forekomster fra to synsvinkler. For det første

, bør hydrokarbonforekomster vurderes i statisk tilstand som naturlige geologiske objekter for utbyggingsdesign basert på beregning av reserver og vurdering av produktiviteten til brønner og lag /naturlige geologiske forhold/. For det andre

, bør hydrokarbonavsetninger vurderes i en dynamisk tilstand, siden de ved igangkjøring begynner prosessene med bevegelse av olje, gass og vann til bunnen av produksjonsbrønner og fra bunnen av injeksjonsbrønner. Samtidig er det åpenbart at dynamikken til objektet ikke bare er preget av de naturlige geologiske egenskapene til forekomsten (dvs. egenskaper i en statisk tilstand), men også av egenskapene til det tekniske systemet (dvs. utviklingssystemet) . Med andre ord er en olje- eller gassforekomst satt i utvikling en uløselig helhet, bestående av to komponenter: geologisk (selve forekomsten) og teknisk (det tekniske systemet designet for utnyttelse av forekomsten). La oss kalle dette hele det geologisk-tekniske komplekset (GTC). Funksjoner ved olje- og gassfeltgeologi , bestående i det hun er bred bruker teoretiske begreper og faktadata innhentet ved metoder fra andre vitenskaper, og er i sine konklusjoner og generaliseringer svært ofte avhengige av mønstre etablert innenfor rammen av andre vitenskaper.

Mål olje- og gassfeltgeologi er konkludert i den geologiske underbyggelsen av de mest effektive måtene å organisere olje- og gassproduksjon på, og sikre rasjonell bruk og beskyttelse av undergrunnen og miljøet. Dette hovedmålet oppnås ved å studere den interne strukturen til olje- og gassreservoaret og mønstrene for dets endring under utviklingsprosessen.

Hovedmålet er brutt ned i en rekke komponenter, som fungerer som private mål for olje- og gassfeltgeologi, som inkluderer:

• 
  feltgeologisk modellering av forekomster
• 
  lagertelling olje, gass og kondensat;
• 
  geologisk underbyggelse av utbyggingssystemet olje- og gassfelt;
• 
  geologisk underbyggelse av aktiviteterå forbedre effektiviteten av utvikling og olje-, gass- eller kondensatutvinning;
• 
  begrunnelse for et sett med observasjoner i lete- og utviklingsprosessen.

En annen type komponent - relaterte mål, som er rettet mot mer effektivt å nå hovedmålet. Disse inkluderer:

• 
  beskyttelse av undergrunnen olje- og gassfelt;
• 
  geologisk service av boreprosessen brønner;
• 
  forbedre vår egen metodikk og metodiske base.

Problemer med olje- og gassfeltgeologi bestå i å løse ulike problemstillinger knyttet til: innhenting av informasjon om forskningsobjektet; med søken etter mønstre som forener de observerte forskjellige fakta om strukturen og funksjonen til forekomsten til en enkelt helhet; og opprettelsen av standarder som må oppfylles av resultatene av observasjoner og forskning; med å lage metoder for å bearbeide, oppsummere og analysere resultatene av observasjoner og forskning; med en vurdering av effektiviteten til disse metodene under ulike geologiske forhold mv.

Blant dette settet kan skilles tre typer problemer:

1. 
   spesifikke vitenskapelige oppgaver olje- og gassfeltgeologi, rettet mot kunnskapsobjektet;
2. 
   metodiske oppgaver;
3. 
   metodiske oppgaver.

Alt klart spesifikke vitenskapelige oppgaver, kan deles inn i følgende grupper.

1. Studie av bergarters sammensetning og egenskaper komponere produktive sedimenter, både som inneholder og ikke inneholder olje og gass; studie av sammensetningen og egenskapene til olje, gass og vann, geologiske og termodynamiske forhold for deres forekomst. Spesiell oppmerksomhet bør rettes mot variasjonen i sammensetningen, egenskapene og betingelsene for forekomst av bergarter og væskene som metter dem, samt mønstrene som denne variasjonen er underlagt.

2. Utvelgelsesoppgaver(basert på å løse problemer i den første gruppen) av naturlige geologiske kropper, bestemme deres form, størrelse, plassering i rommet, etc. I dette tilfellet identifiseres lag, lag, horisonter, reservoarerstatningssoner, etc. Generelt er dette gruppe kombinerer oppgaver , rettet mot å identifisere den primære strukturen til et innskudd eller innskudd.

3. Delemningsoppgaver naturlige geologiske kropper til betingede, under hensyntagen til kravene og evnene til utstyr, teknologi og økonomi i olje- og gassindustrien. De viktigste oppgavene her vil være å etablere forholdene og andre grenseverdier for naturlige geologiske kropper (for eksempel å skille høy-, middels- og lavproduktive bergarter).

4. Oppgaver knyttet til å konstruere en klassifisering av Statens tollkomité basert på flere egenskaper, og først og fremst av typene interne strukturer av innskudd og forekomster.

5. Oppgaver knyttet til studiet av arten, funksjonene, forholdsmønstrene mellom strukturen og funksjonen til Statens tollkomité, dvs. påvirkningen av strukturen og egenskapene til innskuddet på indikatorene for utviklingsprosessen og egenskapene til strukturen og parametrene til den tekniske komponenten, samt på ytelsesindikatorene til gass- og tollkomplekset som helhet (bærekraft av olje og gassutvinning, utviklingsrater, produksjonskostnader, endelig oljeutvinning, etc.).

Metodiske oppgaver utvikling av metodisk utstyr for olje- og gassfeltgeologi, d.v.s. forbedring av gamle og etablering av nye metoder for å løse spesifikke vitenskapelige produksjons- og geologiske problemer.

Behov for en løsning metodiske oppgaver oppstår på grunn av det faktum at kunnskapsnormene, metoder for organisering av kunnskap og metoder for vitenskapelig arbeid endret seg fra epoke til epoke, fra periode til periode. I dag skjer utviklingen av vitenskap ekstremt raskt. Under slike forhold, for å holde tritt med den generelle utviklingen av vitenskapen, er det nødvendig å ha en ide om hva vitenskapen er basert på, hvordan vitenskapelig kunnskap bygges og rekonstrueres. Å få svar på disse spørsmålene er essensen i metodikken. . Metodikk er en måte å forstå vitenskapens struktur og metodene for dens arbeid. Det er generell vitenskapelig og spesifikk vitenskapelig metodikk.

FOREDRAG 2
NATURLIG BRENNLIG FOSSIL
Olje er en brennbar, oljeaktig væske med en spesifikk lukt, bestående av en blanding av hydrokarboner, som ikke inneholder mer enn 35 % asfalten-harpiksstoffer og finnes i reservoarbergarter i fri tilstand. Olje inneholder 8287 % karbon, 1114 % hydrogen (i vekt), oksygen, nitrogen, karbondioksid, svovel og små mengder klor, jod, fosfor, arsen, etc.

Hydrokarboner isolert fra forskjellige oljer tilhører tre hovedserier: metan, naftenisk og aromatisk:

metan (parafin) med den generelle formel C n H 2 n +2;

naftenisk – C n H 2 n;

aromatisk – C n H 2 n -6.

De dominerende hydrokarbonene er metanserien (metan CH 4, etan C 2 H 6, propan C 3 H 8 og butan C 4 H 10), som er i gassform ved atmosfærisk trykk og normal temperatur.

Pentan C 5 H 12, heksan C 6 H 14 og heptan C 7 H 16 er ustabile og går lett fra gassform til flytende tilstand og tilbake. Hydrokarboner fra C 8 H 18 til C 17 H 36 er flytende stoffer.

Hydrokarboner som inneholder mer enn 17 karbonatomer (C 17 H 36 - C 37 H 72) er faste stoffer (parafiner, harpikser, asfaltener).
Klassifisering av oljer
Avhengig av innholdet av lette, tunge og faste hydrokarboner, samt ulike urenheter, deles oljer inn i klasser og underklasser. Dette tar hensyn til innholdet av svovel, harpiks og parafin.

Etter svovelinnhold oljer er delt inn i:

• 
  lavt svovelinnhold (0 ≤S≤0,5%);
• 
  middels svovel (0,5
• 
  svovelholdig (1
• 
  høyt svovelinnhold (S>3%).

Asfaltharpiksholdige stoffer. Harpikser– tyktflytende halvflytende formasjoner som inneholder oksygen, svovel og nitrogen, løselig i organiske løsemidler. Asfaltener– faste stoffer, uløselige i lavmolekylære alkaner, som inneholder sterkt kondenserte hydrokarbonstrukturer.

Petroleumsparafin-dette er en blanding av faste hydrokarboner to grupper som skiller seg sterkt fra hverandre i egenskaper - parafinerC 17 H 36 -MED 35 N 72 Og cesins C 36 N 74 - C 55 H 112 . Smeltepunktet for den første 27-71°C, andre- 65-88°C. Ved samme smeltepunkt har ceresiner en høyere tetthet og viskositet. Parafininnholdet i olje når noen ganger 13-14% eller mer.

Verdens oljeenheter

1 fat avhengig av tetthet ca. 0,136 tonn olje

1 tonn olje er omtrent 7,3 fat

1 tønne = 158,987 liter = 0,158 m3

1 kubikkmeter omtrent 6,29 fat

Fysiske egenskaper til olje
Tetthet(volumetrisk masse) - forholdet mellom massen til et stoff og volumet. Reservoaroljetetthet er massen av olje som trekkes ut til overflaten fra undergrunnen mens reservoarforholdene opprettholdes, per volumenhet. SI-enheten for tetthet er uttrykt i kg/m3. ρ n = m/V

Basert på tetthet er olje delt inn i 3 grupper:

lette oljer (med en tetthet fra 760 til 870 kg/m 3)

mellomstore oljer (871970 kg/m 3)

tung (over 970 kg/m3).

Tettheten av olje under reservoarforhold er mindre enn tettheten til avgasset olje (på grunn av en økning i gassinnhold i olje og temperatur).

Tettheten måles med et hydrometer. Et hydrometer er en enhet for å bestemme tettheten til en væske basert på nedsenkingsdybden til en flottør (et rør med inndelinger og en vekt i bunnen). Hydrometerskalaen har inndelinger som viser tettheten til oljen som testes.

Viskositet- egenskapen til en væske eller gass til å motstå bevegelse av noen av partikler i forhold til andre.

Dynamisk viskositetskoeffisient ( ). er friksjonskraften per arealenhet for kontakt med væskelag med en hastighetsgradient lik 1. / Pa s, 1P (poise) = 0,1 Pa s.

Den gjensidige av dynamisk viskositet kalt fluiditet.

Viskositeten til en væske er også karakterisert kinematisk viskositetskoeffisient , dvs. forholdet mellom dynamisk viskositet og væsketetthet. I dette tilfellet tas m 2 /s som en enhet. Stokes (St) = cm 2 / s = 10 -4 m 2 / s.

I praksis brukes noen ganger konseptet betinget (relativ) viskositet, som er forholdet mellom strømningstiden for et visst volum væske og strømningstiden for samme volum destillert vann ved en temperatur på 20 0 C.

Reservoaroljeviskositet er en egenskap ved olje som bestemmer graden av dens mobilitet under reservoarforhold og påvirker i betydelig grad produktiviteten og effektiviteten til reservoarutvikling.

Viskositeten til reservoarolje fra forskjellige forekomster varierer fra 0,2 til 2000 mPa s eller mer. De vanligste verdiene er 0,8-50 mPa s.

Viskositeten avtar med økende temperatur og økende mengde oppløste hydrokarbongasser.

Oljer er klassifisert etter deres viskositet

lav viskositet -  n

lav viskositet - 1

med økt viskositet-5

svært viskøs - n > 25 mPa s.

Viskositeten avhenger av den kjemiske og fraksjonerte sammensetningen av olje- og harpiksinnholdet (innholdet av asfaltenharpiksholdige stoffer i det).
Metningstrykk (begynnelsen av fordampning) av reservoarolje- trykket som de første boblene med oppløst gass begynner å slippe ut fra. Reservoarolje kalles mettet hvis den har et reservoartrykk lik metningstrykket - hvis reservoartrykket er høyere enn metningstrykket. Verdien av metningstrykket avhenger av mengden gass som er oppløst i olje, dens sammensetning og reservoartemperatur.

Metningstrykket bestemmes fra resultatene av å studere dype oljeprøver og eksperimentelle grafer.

G=Vg/V p.n.

Gassinnhold uttrykkes vanligvis i m 3 /m 3 eller m 3 /t.
Feltgassfaktor G er mengden gass produsert i m3 per 1 m3 (t) avgasset olje. Den fastsettes basert på data om olje og tilhørende gassproduksjon over en viss tidsperiode. Det er gassfaktorer: initial, bestemt for den første måneden av brønndrift, nåværende - for en hvilken som helst tidsperiode og gjennomsnitt for perioden fra begynnelsen av utviklingen til en hvilken som helst vilkårlig dato.
Overflatespenning - dette er en kraft som virker per lengdeenhet av grensesnittkonturen og har en tendens til å redusere denne overflaten til et minimum. Det skyldes tiltrekningskreftene mellom molekyler (med SI J/m 2; N/m eller dyn/cm) for olje 0,03 J/m 2, N/m (30 dyn/cm); for vann 0,07 J/m 2, N/m (73 dyn/cm). Jo større overflatespenning, jo større er kapillærstigningen til væsken. Overflatespenningen til vann er nesten 3 ganger større enn oljens, som bestemmer de forskjellige hastighetene for deres bevegelse gjennom kapillærene. Denne eiendommen påvirker utviklingen av forekomster.

Kapillaritet- en væskes evne til å stige eller falle i rør med liten diameter under påvirkning av overflatespenning.

P = 2 σ/ r

P - løftetrykk; σ - overflatespenning; r – kapillær radius .
h= 2σ/ rρ g

h - løftehøyde; ρ – væsketetthet; g - tyngdeakselerasjon.

Oljefarge varierer fra lys brun til mørk brun og svart.

En annen hovedegenskap ved olje er volatilitet. Olje mister sine lette fraksjoner, så den må oppbevares i lukkede beholdere.

Oljekompressibilitetskoeffisient β n er endringen i volumet av reservoarolje med en trykkendring på 0,1 MPa.

Det karakteriserer elastisiteten til olje og bestemmes ut fra forholdet

hvor V 0 er det opprinnelige volumet av olje; ΔV - endring i oljevolum når trykket endres med Δр;

Dimensjon β n -Pa -1.

Kompressibilitetskoeffisienten til olje øker med en økning i innholdet av lette fraksjoner av olje og mengden av oppløst gass, en økning i temperatur, en reduksjon i trykk og har verdier på (6-140) 10 -6 MPa -1 . For de fleste reservoaroljer er verdien (6-18) 10 -6 MPa -1.

Avgassede oljer er karakterisert ved en relativt lav kompressibilitetskoeffisient β n =(4-7) 10 -10 MPa -1.

Termisk ekspansjonskoeffisient  n– utvidelsesgrad av oljetemperaturendring med 1 °C

n = (1/ Vo) (V/t).

Dimensjon  - 1/°C. For de fleste oljer varierer verdiene til koeffisienten for termisk utvidelse fra (1-20) * 10 -4 1/°С.

Koeffisienten for termisk utvidelse av olje må tas i betraktning når det utvikles en avsetning under forhold med ustabile termohydrodynamiske forhold når formasjonen utsettes for forskjellige kalde eller varme midler.
Volumetrisk koeffisient for reservoaroljeb viser hvor mye volum 1 m opptar i reservoarforhold 3 avgasset olje:

b n = V pl.n /V deg =  n./ pl.n

Hvor V pl.n - volum olje under reservoarforhold; Vdeg er volumet av samme mengde olje etter avgassing ved atmosfærisk trykk og t=20°C;  pl.p - tetthet av olje i reservoarforhold; -densitet av olje under standardforhold.

Ved å bruke den volumetriske koeffisienten er det mulig å bestemme "krympingen" av olje, det vil si å bestemme reduksjonen i volumet av reservoarolje når den trekkes ut til overflaten. Oljekrymping U

U=(bn-1)/bn*100

Ved beregning av oljereserver ved hjelp av den volumetriske metoden, tas endring i volumet av reservoarolje under overgangen fra reservoar- til overflateforhold i betraktning ved bruk av såkalt konverteringsfaktor.

Konverteringsfaktor– den gjensidige verdien av den volumetriske koeffisienten til reservoarolje. =1/b=Vdeg/Vp.n.=p.n./n

Olje og naturgass

Tema studieplan

• 1. Olje, dens elementære sammensetning.
• 2. Kort beskrivelse av de fysiske egenskapene til olje.
• 3. Hydrokarbongass.
• 4. Komponentsammensetning og kort beskrivelse av gassens fysiske egenskaper.
• 5. Konseptet med gasskondensat.
• 6. Opprinnelse til olje og gass.
• 7. Olje som kilde til miljøforurensning.

Olje og naturgass er verdifulle mineraler. I.M. Gubkin bemerket at løsningen på opprinnelsen til olje ikke bare er av vitenskapelig og teknisk interesse, men også av overordnet praktisk betydning, fordi den lar deg motta pålitelige instruksjoner på hvilke steder du skal lete etter olje, og hvordan du mest hensiktsmessig organiserer letingen.

Oljens opprinnelse er et av naturvitenskapens mest komplekse og fortsatt ikke fullt løste problemer. De eksisterende hypotesene er basert på ideer om den organiske og uorganiske opprinnelsen til olje og gass.

Olje er en blanding av hydrokarboner som inneholder oksygen, svovel og nitrogenforbindelser. Avhengig av overvekt av en rekke oljehydrokarboner, kan de være: metan, nafteniske, aromatiske.

Den kommersielle kvaliteten på olje avhenger av parafininnholdet. Oljer skiller seg ut: lavparafin - ikke mer enn 1%, litt parafinisk - fra 1% til 2; svært parafinisk over 2 %.

De viktigste fysiske egenskapene til olje er preget av tetthet, volumetrisk koeffisient, viskositet, komprimerbarhet, overflatespenning og metningstrykk.

Hydrokarbongass finnes i jordens tarmer i form av uavhengige ansamlinger, som danner rene gassforekomster eller gasskapper, så vel som i oppløst vann. Brennbar gass er en blanding av mettede hydrokarboner metan, etan, propan og butan. Gassen inneholder ofte tyngre hydrokarboner pentan, heksan og heptan. Hydrokarbongasser kan vanligvis inneholde karbondioksid, nitrogen, hydrogensulfid og små mengder sjeldne gasser (helium, argon, neon).

Naturlige hydrokarbongasser har følgende fysiske egenskaper: tetthet, viskositet,, gassløselighet i væske.

Hva er olje og naturgass?

Hva er hovedegenskapene til oljer og gasser?

Hvilke teorier eksisterer om opprinnelsen til olje?

Hvilke oljer kalles parafiniske?

Hvilke egenskaper har oljer?

Grunnleggende:

Tillegg: s.93-99

Forhold for forekomst av olje, naturgass og formasjonsvann i jordskorpen

Tema studieplan

• 1. Konseptet med reservoarbergarter. Grupper av reservoarbergarter.
• 2. Porerom i bergarter, deres typer, form og størrelse.
• 3. Reservoaregenskaper til bergarter.
• 4. Granulometrisk sammensetning.
• 5. Porøsitet, brudd.
• 6. Permeabilitet.
• 7. Karbonatinnhold.
• 8. Metoder for å studere reservoaregenskaper.
• 9. Olje- og gassmetning av reservoarbergarter.
• 10. Arter - dekk. Konseptet med naturlige reservoarer og feller. Vann-olje gass-olje kontakter. Konturen av olje- og gasspotensial.
• 11. Begrepet olje- og gassforekomster.
• 12. Ødeleggelse av forekomster.
• 13. Formasjonsvann, deres kommersielle klassifisering. Mobilt og bundet vann.
• 14. Generell informasjon om trykk og temperatur i olje- og gassformasjoner. Isobar-kart, deres formål.

Kort oppsummering av teoretiske problemstillinger.

Et naturlig reservoar er en naturlig beholder for olje, gass og vann, som de kan sirkulere i og hvis form bestemmes av forholdet mellom reservoaret og de dårlig permeable bergartene som inneholder det (reservoaret). Det er tre hovedtyper av naturlige reservoarer: reservoar, massiv, litologisk begrenset på alle sider.

Bergarter som har evnen til å romme olje, gass og vann og frigjøre dem i industrielle mengder under utvikling kalles reservoarer. Samlere er preget av kapasitive og filtreringsegenskaper.

Seler er dårlig permeable bergarter som dekker og skjermer opphopning av olje og gass. Tilstedeværelsen av dekk er den viktigste betingelsen for sikkerheten til olje- og gassansamlinger.

En felle er en del av et naturlig reservoar der det på grunn av en strukturell terskel, stratigrafisk skjerming og litologisk begrensning er mulig dannelse av olje- og gassansamlinger. Enhver felle er en tredimensjonal tredimensjonal form der hydrokarboner akkumuleres og lagres på grunn av kapasitive, filtrerings- og skjermingsegenskaper.

Migrasjon av olje og gass refererer til de ulike bevegelsene til disse væskene i bergmassen. Det er et skille mellom primær og sekundær migrasjon.

Olje- og gassforekomster forstås som lokale industrielle ansamlinger av disse mineralene i permeable reservoarer - feller av ulike typer. Et romlig begrenset område av undergrunnen som inneholder en forekomst eller flere forekomster av olje og gass lokalisert i samme område kalles et felt.

Spørsmål for selvkontroll om emnet:

Hvilke typer naturlige reservoarer finnes det?

Grunnleggende egenskaper til reservoarbergarter?

Hva er en felle?

Typer olje- og gassfeller?

Typer olje- og gassmigrasjon?

Typer olje- og gassfelt?

Olje- og gassprovinser

Tema studieplan

• 1. Sonering av olje- og gassførende territorier i Russland, utsikter for deres utvikling;
• 2. Konseptet med olje- og gassprovinser, regioner og distrikter, olje- og gassakkumuleringssoner.
• 3. De viktigste olje- og gassførende provinsene og regionene i Russland.
• 4. De største og unike olje- og olje- og gassfeltene i Russland.
• 5. Kjennetegn på olje- og gassprovinser med en utviklet oljeindustri (Vest-sibir, Volga-Ural, Timan-Pechora, Nord-Kaukasus, Øst-sibir).
• 6. Hovedtrekk ved geologisk struktur og olje- og gasspotensial.

Kort oppsummering av teoretiske problemstillinger.

I den østlige delen av den europeiske delen av den russiske føderasjonen er det store olje- og gassprovinser Volga-Ural og Kaspiske hav.

Olje- og gassprovinsen Volga-Ural har gått solid inn i historien til landets olje- og gassindustri under navnet den andre Baku.

Den vestsibirske olje- og gassprovinsen tilsvarer den epi-paleozoiske plattformen og okkuperer en betydelig del av territoriet til det enorme vestsibirske lavlandet.

Den kaspiske olje- og gassprovinsen ligger sørøst i den europeiske delen av den russiske føderasjonen

Det er nødvendig å vurdere deres hovedtrekk ved geologisk struktur, olje- og gassinnhold, olje- og gassforekomster.

Spørsmål for selvkontroll om emnet:

• 1. Generelle kjennetegn ved olje- og gassprovinsen Volga-Ural?
• 2. Generelle kjennetegn ved den vestsibirske olje- og gassprovinsen?
• 3. Generelle kjennetegn ved den kaspiske olje- og gassprovinsen?
• 4. Hovedtrekkene i den geologiske strukturen i provinsene?

Grunnleggende og tilleggskilder om emnet

Grunnleggende: s.92 -110; 119 - 132; 215 - 225

Tillegg: s. 105- 122

Regimer for olje- og gassforekomster

Tema studieplan

• 1. Energikilder i formasjoner, en kort beskrivelse av driftsformene til olje- og gassforekomster
• 2. Naturlige regimer av olje- og gassforekomster, geologiske faktorer for deres dannelse og manifestasjon.
• 3. Metningstrykk og dets innflytelse på driftsmodusen til avleiringer.
• 4. Korte karakteristikker av vanntrykk, elastisk vanntrykk, gasstrykk (gasskappe-regime), oppløst gass og gravitasjonsregimer.
• 5. Kjennetegn på naturlige regimer av gass- og gasskondensatforekomster.
• 6. Bestemmelse av driftsformer for forekomster under pilotproduksjon.

Kort oppsummering av teoretiske problemstillinger.

Reservoarenergi i olje- og gassforekomster kan være som følger: marginalt vanntrykk; elastiske krefter av olje, gass og vann; utvidelse av gass oppløst i olje; komprimert gass trykk; gravitasjon. Manifestasjonen av reservoarenergi bestemmes av arten av det underjordiske reservoaret, typen av forekomst og formen på forekomsten; reservoaregenskaper for reservoaret i og utenfor reservoaret, sammensetning og forhold mellom væsker i reservoaret, avstand fra reservoarets vannforsyningsområde og utviklingsforhold.

Reservoarregimet er arten av manifestasjonen av reservoarenergi som flytter olje og gass gjennom reservoaret til bunnen av brønnene og avhenger av naturlige forhold og tiltak for å påvirke reservoaret.

Avhengig av kilden til reservoarenergi som sikrer bevegelsen av olje fra reservoaret til brønnen, er det følgende regimer av oljeavsetninger: vanntrykk, elastiske vanntrykkregimer; oppløst gass regime; gasstrykk og gravitasjonsmoduser. Når flere typer energi manifesteres samtidig, er det vanlig å snakke om en blandet eller kombinert modus.

I utviklingen av gassfelt brukes også vanntrykk, gass og blandede moduser. Vanntrykkmodus er ekstremt sjelden.

Teknologien for å åpne produktive horisonter øker brønnproduktiviteten og forbedrer tilstrømningen av olje og gass fra lag med lav permeabilitet, noe som til syvende og sist bidrar til å øke oljeutvinningen fra reservoarene.

Metoder for å åpne opp formasjoner avhengig av reservoartrykk og graden av metning av formasjonen med olje, graden av drenering, plasseringen av gass-olje-vann-kontakten og dybden av formasjonen og andre faktorer.

Utformingen av brønnflatene velges under hensyntagen til de litologiske og fysiske egenskapene og plasseringen av brønnene i forekomsten, slik at brønnflatene kan være åpne eller med forede sjakter.

Spørsmål for selvkontroll

Opprinnelsen til olje

Det er 4 stadier i utviklingen av syn på opprinnelsen til olje:

1) pre-vitenskapelig periode;

2) en periode med vitenskapelig spekulasjon;

3) perioden for dannelsen av vitenskapelige hypoteser;

4) moderne periode.

Levende førvitenskapelige ideer er synspunktene til den polske naturforskeren på 1700-tallet. Kanon K. Klyuk. Han trodde at olje ble dannet i paradis og er en rest av den fruktbare jorda som paradisets hager blomstret på.

Et eksempel på synspunktene fra perioden med vitenskapelige spekulasjoner er ideen uttrykt av M.V. Lomonosov om at olje ble dannet av kull under påvirkning av høye temperaturer.

Med begynnelsen av utviklingen av oljeindustrien fikk spørsmålet om oljens opprinnelse viktig praktisk betydning. Dette ga en kraftig drivkraft til fremveksten av ulike vitenskapelige hypoteser.

Blant de mange hypotesene om opprinnelsen til olje er de viktigste: organisk og uorganisk.

For første gang en hypotese organisk opprinnelse uttrykt i 1759 av den store russiske vitenskapsmannen M.V. Lomonosov. Deretter ble hypotesen utviklet av akademiker I.M. Gubkin. Forskeren mente at utgangsmaterialet for dannelsen av olje var det organiske stoffet i sjøsilt, bestående av plante- og dyreorganismer. Gamle lag dekkes raskt av yngre lag, noe som beskytter organisk materiale mot oksidasjon. Den første nedbrytningen av plante- og dyrerester skjer uten oksygen under påvirkning av anaerobe bakterier. Videre synker laget som dannes på havbunnen som et resultat av den generelle innsynkningen av jordskorpen, karakteristisk for marine bassenger. Når sediment synker, øker trykket og temperaturen. Dette resulterer i transformasjon av dispergert organisk materiale til diffust dispergert olje. De mest gunstige trykkene for oljedannelse er 15...45 MPa og temperaturer 60...150°C, som eksisterer på dybder på 1,5...6 km. Videre, under påvirkning av økende trykk, blir olje tvunget inn i permeable bergarter, gjennom hvilke den migrerer til stedet for dannelse av avsetninger.

Ved uorganisk hypotese regnes som D.I. Mendeleev. Han la merke til et fantastisk mønster: oljefeltene i Pennsylvania (USA) og Kaukasus ligger som regel i nærheten av store forkastninger i jordskorpen. Når han visste at jordens gjennomsnittlige tetthet overstiger tettheten til jordskorpen, konkluderte han med at metaller hovedsakelig ligger i dypet av planeten vår. Etter hans mening må det være jern. Under fjellbyggingsprosesser trenger vann dypt inn i jordskorpen langs sprekker og forkastninger. Når den møter jernkarbider på sin vei, reagerer den med dem, noe som resulterer i dannelse av jernoksider og hydrokarboner. Deretter stiger sistnevnte langs de samme forkastningene inn i de øvre lagene av jordskorpen og danner oljefelt.

I tillegg til disse to hypotesene, fortjener den oppmerksomhet "kosmisk" hypotese. Den ble fremsatt i 1892 av professor V.D. Sokolov i Moskva. Etter hans mening var hydrokarboner opprinnelig til stede i gass- og støvskyen som jorden ble dannet av. Deretter begynte de å bli frigjort fra magmaen og stige i gassform gjennom sprekker inn i de øvre lagene av jordskorpen, hvor de kondenserte og dannet oljeavsetninger.

Hypoteser fra den moderne perioden inkluderer " magmatisk" hypotese Leningrad petroleumsgeolog, professor N.A. Kudryavtsev. Etter hans mening, på store dyp under forhold med svært høy temperatur, danner karbon og hydrogen karbonradikaler CH, CH 2 og CH 3. Så stiger de opp langs dype forkastninger, nærmere jordoverflaten. På grunn av nedgangen i temperatur, kombineres disse radikalene i de øvre lagene av jorden med hverandre og med hydrogen, noe som resulterer i dannelsen av forskjellige petroleumshydrokarboner.

N.A. Kudryavtsev og hans støttespillere mener at gjennombruddet av petroleumshydrokarboner nærmere overflaten skjer langs forkastninger i mantelen og jordskorpen. Realiteten av eksistensen av slike kanaler er bevist av den brede distribusjonen på jorden av klassiske og gjørmekanaler, samt kimberlitt-eksplosjonsrør. Spor av vertikal migrasjon av hydrokarboner fra den krystallinske kjelleren til lag av sedimentære bergarter ble funnet i alle brønner boret til store dyp - på Kolahalvøya, i Volga-Ural oljeprovinsen, i Sentral-Sverige, i delstaten Illinois (USA) . Vanligvis er dette inneslutninger og årer av bitumen som fyller sprekker i magmatiske bergarter; Flytende olje ble også oppdaget i to brønner.

Inntil nylig var hypotesen generelt akseptert organisk olje(dette ble forenklet av det faktum at de fleste oppdagede oljefelt er begrenset til sedimentære bergarter), ifølge hvilke "svart gull" ligger på en dybde på 1,5...6 km. Det er nesten ingen hvite flekker igjen i innvollene på jorden på disse dypet. Derfor gir teorien om organisk opprinnelse praktisk talt ingen utsikter for leting av nye store oljefelt.

Det er selvfølgelig fakta om oppdagelsen av store oljefelt som ikke er i sedimentære bergarter (for eksempel det gigantiske "White Tiger"-feltet, oppdaget på sokkelen i Vietnam, hvor olje ligger i granitt), en forklaring på dette faktum er levert av hypotese om uorganisk opprinnelse til olje. I tillegg er det i dypet av planeten vår en tilstrekkelig mengde kildemateriale for dannelse av hydrokarboner. Kildene til karbon og hydrogen er vann og karbondioksid. Deres innhold i 1 m 3 materie i jordens øvre mantel er henholdsvis 180 og 15 kg. Et kjemisk miljø som er gunstig for reaksjonen er gitt av tilstedeværelsen av jernholdige metallforbindelser, hvis innhold i vulkanske bergarter når 20%. Dannelsen av olje vil fortsette så lenge det er vann, karbondioksid og reduksjonsmidler (hovedsakelig jernoksid) i jordens tarmer. I tillegg støttes hypotesen om den uorganiske opprinnelsen til olje, for eksempel av praksisen med å utvikle Romashkinskoye-feltet (på Tatarstans territorium). Den ble oppdaget for 60 år siden og ble ansett som 80 % oppbrukt. Ifølge statsrådgiveren til presidenten i Tatarstan R. Muslimov fylles oljereservene på feltet opp med 1,5-2 millioner tonn hvert år, og ifølge nye beregninger kan oljen. produseres opp til 2200 g. Dermed forklarer teorien om den uorganiske opprinnelsen til olje ikke bare fakta som forvirrer "organiske stoffer", men gir oss også håp om at oljereservene på jorden er mye større enn de som utforskes i dag, og viktigst av alt, de fortsetter å bli etterfylt .

Generelt kan vi konkludere med at de to hovedteoriene om opprinnelsen til olje ganske overbevisende forklarer denne prosessen, og gjensidig utfyller hverandre. Og sannheten ligger et sted i midten.

Opprinnelsen til gassen

Metan er utbredt i naturen. Det er alltid inkludert i reservoarolje. Mye metan er oppløst i formasjonsvann på 1,5...5 km dyp. Metangass danner avleiringer i porøse og oppsprukkede sedimentære bergarter. Det er tilstede i små konsentrasjoner i vannet i elver, innsjøer og hav, i jordluften og til og med i atmosfæren. Hovedtyngden av metan er spredt i sedimentære og magmatiske bergarter. La oss også huske at tilstedeværelsen av metan er registrert på en rekke planeter i solsystemet og i det dype rom.

Den utbredte forekomsten av metan i naturen tyder på at det ble dannet på en rekke måter.

I dag er det kjent flere prosesser som fører til dannelse av metan:

Biokjemiske;

termokatalytisk;

Stråling-kjemiske;

Mekanokjemiske;

Metamorfe;

Kosmogent.

Biokjemisk prosess Metandannelse skjer i silt, jord, sedimentære bergarter og hydrosfæren. Mer enn et dusin bakterier er kjent hvis vitale aktivitet produserer metan fra organiske forbindelser (proteiner, fiber, fettsyrer). Selv olje på store dyp, under påvirkning av bakterier som finnes i formasjonsvann, blir ødelagt til metan, nitrogen og karbondioksid.

Termokatalytisk prosess Metandannelse innebærer transformasjon av organisk materiale fra sedimentære bergarter til gass under påvirkning av forhøyet temperatur og trykk i nærvær av leirmineraler, som spiller rollen som katalysator. Denne prosessen ligner på dannelsen av olje. Til å begynne med gjennomgår organisk materiale som samler seg på bunnen av reservoarer og på land biokjemisk nedbrytning. Bakterier ødelegger de enkleste forbindelsene. Ettersom organisk materiale synker dypere ned i jorden og temperaturen stiger tilsvarende, blekner bakterieaktiviteten og stopper helt ved en temperatur på 100°C. Imidlertid har en annen mekanisme allerede slått på - ødeleggelsen av komplekse organiske forbindelser (rester av levende stoffer) til enklere hydrokarboner og spesielt metan, under påvirkning av økende temperatur og trykk. En viktig rolle i denne prosessen spilles av naturlige katalysatorer - aluminosilikater, som er en del av forskjellige, spesielt leirholdige bergarter, samt mikroelementer og deres forbindelser.

Hvordan skiller dannelsen av metan seg fra dannelsen av olje i dette tilfellet?

For det første dannes olje fra organisk materiale av typen sapropel - sedimenter fra havet og havhyllene, dannet av plante- og dyreplankton, anriket på fettstoffer. Kilden for dannelsen av metan er organisk materiale av humustypen, bestående av rester av planteorganismer. Dette stoffet produserer hovedsakelig metan under termokatalyse.

For det andre tilsvarer hovedoljedannelsessonen bergtemperaturer fra 60 til 150°C, som finnes på en dybde på 1,5...6 km. I hovedsonen for oljedannelse, sammen med olje, dannes det også metan (i relativt små mengder), så vel som dets tyngre homologer. En kraftig sone med intens gassdannelse tilsvarer temperaturer på 150...200°C og mer den ligger under hovedsonen for oljeformasjon. I hovedsonen for gassdannelse, under alvorlige temperaturforhold, skjer dyp termisk ødeleggelse ikke bare av dispergert organisk materiale, men også av hydrokarboner fra oljeskifer og olje. Dette produserer store mengder metan.

Strålingskjemisk prosess Metandannelse skjer når ulike karbonforbindelser utsettes for radioaktiv stråling.

Det har blitt bemerket at svarte fine leirholdige sedimenter med høy konsentrasjon av organisk materiale som regel er anriket på uran. Dette skyldes det faktum at akkumulering av organisk materiale i sedimenter favoriserer utfelling av uransalter. Når det utsettes for radioaktiv stråling, forfaller organisk materiale og danner metan, hydrogen og karbonmonoksid. Sistnevnte brytes selv ned til karbon og oksygen, hvoretter karbonet kombineres med hydrogen, og danner også metan.

Mekanokjemisk prosess metandannelse er dannelse av hydrokarboner fra organisk materiale (kull) under påvirkning av konstante og variable mekaniske belastninger. I dette tilfellet dannes høye spenninger ved kontaktene til korn av mineralbergarter, hvis energi er involvert i transformasjonen av organisk materiale.

Metamorf prosess metandannelse er assosiert med omdannelse av kull under påvirkning av høye temperaturer til karbon. Denne prosessen er en del av den generelle prosessen med transformasjon av stoffer ved temperaturer over 500 °C. Under slike forhold blir leire til krystallinske skifer og granitt, kalkstein til marmor, etc.

Kosmogen prosess Dannelsen av metan er beskrevet av den "kosmiske" hypotesen om oljedannelse av V. D. Sokolov.

Hvilken plass har hver av disse prosessene i den totale prosessen med metandannelse? Det antas at hoveddelen av metan i de fleste gassfelt i verden er av termokatalytisk opprinnelse. Den er dannet på en dybde på 1 til 10 km. En stor andel metan er av biokjemisk opprinnelse. Dens hovedmengde dannes på dybder på opptil 1...2 km.

Jordens indre struktur

Nå har generelle ideer om jordens struktur blitt dannet, siden de dypeste brønnene på jorden bare har avslørt jordskorpen. Flere detaljer om ultra-dyp boring vil bli diskutert i avsnittet om boring av brønner.

I jordens faste kropp er det tre skjell: det sentrale - kjernen, det mellomliggende - mantelen og det ytre - jordskorpen. Fordelingen av interne geosfærer etter dybde er presentert i tabell 16.

Tabell 16 Jordens indre geosfærer

For tiden er det ulike ideer om den indre strukturen og sammensetningen av jorden (V. Goldshmidt, G. Washington, A.E. Fersman, etc.). Gutenberg-Bullen-modellen er anerkjent som den mest avanserte modellen av jordens struktur.

Kjerne – Dette er det tetteste skallet på jorden. I følge moderne data skilles det mellom den indre kjernen (som anses å være i fast tilstand) og den ytre kjernen (som anses å være i flytende tilstand). Det antas at kjernen hovedsakelig består av jern med en blanding av oksygen, svovel, karbon og hydrogen, og den indre kjernen har en jern-nikkel-sammensetning, som fullt ut tilsvarer sammensetningen av en rekke meteoritter.

Neste er mantel. Mantelen er delt inn i øvre og nedre. Det antas at den øvre mantelen består av magnesium-jernsilikatmineraler som olivin og pyroksen. Den nedre mantelen er preget av en homogen sammensetning og består av et stoff rikt på jern- og magnesiumoksider. For tiden er mantelen vurdert som en kilde til seismiske og vulkanske fenomener, fjellbyggingsprosesser, samt en sone for magmatisme.

Over mantelen er jordskorpen. Grensen mellom jordskorpen og mantelen er etablert av en skarp endring i hastigheten til seismiske bølger, den kalles Mohorovic-seksjonen, til ære for den jugoslaviske vitenskapsmannen A. Mohorovic, som først etablerte den endres kraftig på kontinentene og i havene og er delt inn i to hoveddeler - kontinentale og oseaniske og to mellomliggende - subkontinentale og suboseaniske.

Denne naturen til den planetariske topografien er assosiert med den forskjellige strukturen og sammensetningen av jordskorpen. Under kontinentene når tykkelsen på litosfæren 70 km (gjennomsnittlig 35 km), og under havene 10-15 km (gjennomsnittlig 5-10 km).

Kontinentalskorpen består av tre lag: sedimentær, granittgneis og basalt. Havskorpen har en tolagsstruktur: under et tynt løst sedimentært lag er det et basaltisk lag, som igjen erstattes av et lag sammensatt av gabbro med underordnede ultrabasitter.

Den subkontinentale skorpen er begrenset til øybuer og har økt tykkelse. Den suboseaniske skorpen ligger under store havbassenger, i de intrakontinentale og marginale hav (Okhotsk, Japan, Middelhavet, Svart, etc.) og har, i motsetning til havskorpen, en betydelig tykkelse av det sedimentære laget.

Struktur av jordskorpen

Jordskorpen er den mest studerte av alle skjell. Den er laget av steiner. Bergarter er mineralforbindelser med konstant mineralogisk og kjemisk sammensetning som danner uavhengige geologiske kropper som utgjør jordskorpen. Bergarter i henhold til deres opprinnelse er delt inn i tre grupper: magmatisk, sedimentær og metamorfe.

Magmatiske bergarter dannet som et resultat av størkning og krystallisering av magma på jordoverflaten i dypet av jordoverflaten eller i dens indre. Disse bergartene har en hovedsakelig krystallinsk struktur. De inneholder ikke rester av dyr eller planter. Typiske representanter for magmatiske bergarter er basalter og granitter.

Sedimentære bergarter dannet som følge av avsetning av organiske og uorganiske stoffer på bunnen av vannbassenger og overflaten av kontinenter. De er delt inn i klastiske bergarter, samt bergarter av kjemisk, organisk og blandet opprinnelse.

Klassiske bergarter dannet som et resultat av avsetning av små biter av ødelagte bergarter. Typiske representanter: steinblokker, småstein, grus, sand, sandstein, leire.

Bergarter av kjemisk opprinnelse dannet som følge av utfelling av salter fra vandige løsninger eller som følge av kjemiske reaksjoner i jordskorpen. Slike bergarter er gips, steinsalt, brune jernmalmer og kiselholdige tuffer.

Økologiske raser er de fossiliserte restene av dyre- og planteorganismer. Disse inkluderer kalkstein og kritt.

Blandede raser sammensatt av materialer av klassisk, kjemisk og organisk opprinnelse. Representanter for disse bergartene er mergel, leire og sandholdige kalksteiner.

Metamorfe bergarter dannet av magmatiske og sedimentære bergarter under påvirkning av høye temperaturer og trykk i jordskorpen. Disse inkluderer skifer, marmor og jaspis.

Berggrunnen til Udmurtia kommer ut fra jordsmonnet og kvartære sedimenter langs bredden av elver og bekker, i raviner, så vel som i forskjellige arbeidsområder: steinbrudd, groper, etc. Terrigene bergarter dominerer absolutt. Disse inkluderer varianter som siltstein, sandstein og, mye mindre, konglomerater, grusstein og leire. Karbonatbergarter, som er sjeldne, inkluderer kalkstein og mergel. Alle disse bergartene, som alle andre, består av mineraler, det vil si naturlige kjemiske forbindelser. Så, kalksteiner består av kalsitt - en forbindelse med sammensetningen CaCO 3. Kalsittkorn i kalkstein er svært små og kan bare sees under et mikroskop.

Mergel og leire inneholder i tillegg til kalsitt store mengder mikroskopisk små leirmineraler. Av denne grunn, etter eksponering av mergel for saltsyre, dannes lysne eller mørkere flekker på reaksjonsstedet - resultatet av konsentrasjonen av leirpartikler. I kalkstein og mergel finnes noen ganger reir og årer av krystallinsk kalsitt. Noen ganger kan du se druser av kalsitt - sammenvekster av krystaller av dette mineralet, festet i den ene enden til berget.

Terrigenøse bergarter er delt inn i klastiske og leireaktige. Det meste av republikkens berggrunnsoverflate er sammensatt av klastiske bergarter. Disse inkluderer de allerede nevnte siltsteinene, sandsteinene, samt sjeldnere gravelitter og konglomerater.

Siltsteiner består av detritelle korn av mineraler som kvarts (SiO 2), feltspat (KAlSi 3 O 8; NaAlSi 3 O 8 ∙CaAl 2 Si 2 O 8), og andre siltholdige partikler med en diameter på ikke mer enn 0,05 mm. Som regel er siltsteiner svakt sementert, klumpete og ser leireaktig ut. De skiller seg fra leire ved større fossilisering og mindre plastisitet.

Sandsteiner er den andre vanlige berggrunnen i Udmurtia. De består av klastiske partikler (sandkorn) av forskjellige sammensetninger - kvartskorn, feltspat, fragmenter av kiselholdige og effusive (basalter) bergarter, som et resultat av at disse sandsteinene kalles polymiktiske eller polyminerale. Størrelsen på sandpartikler varierer fra 0,05 mm til 1 - 2 mm. Som regel er sandsteiner svakt sementert, lett å løsne og brukes derfor til konstruksjonsformål som vanlig (moderne elvesand). I løse sandsteiner finnes ofte mellomlag, linser og knuter av kalkholdige sandsteiner, hvis klastiske materiale er sementert med kalsitt. I motsetning til siltstein er sandstein preget av både horisontal og tverrstrø. Små kalkholdige skjell av ferskvannsmuslinger finnes av og til i sandsteinene. Alt samlet (kryssende lag, sjeldne fossile bløtdyr) indikerer den fluviale eller alluviale opprinnelsen til de polymiktiske sandsteinene. Sementering av sandstein med kalsitt er assosiert med nedbryting av kalsiumbikarbonat i grunnvann som sirkulerer gjennom porene i sanden. Kalsitt ble frigjort som et uløselig reaksjonsprodukt som et resultat av fordampning av karbondioksid.

Mindre vanlig er terrigene bergarter representert av gravelitter og konglomerater. Dette er sterke bergarter som består av avrundede (runde, ovale) eller glattede fragmenter av brune mergel sementert med kalsitt. Mergel er av lokal opprinnelse. Som en blanding i det klastiske materialet finnes mørke cherts og vulkanske bergarter (gamle basalter) brakt av permiske elver fra Ural. Størrelsen på gravelittfragmenter varierer fra henholdsvis 1 (2) mm til 10 mm i konglomerater fra 10 mm til 100 mm eller mer.

I utgangspunktet er oljeforekomster begrenset til sedimentære bergarter, selv om det er oljeforekomster begrenset til enten metamorfe (Marokko, Venezuela, USA) eller magmatiske bergarter (Vietnam, Kasakhstan).

13. Reservoarlag. Porøsitet og permeabilitet.

Samler er en bergart som har slike geologiske og fysiske egenskaper som sikrer den fysiske mobiliteten til olje eller gass i dens tomrom. Reservoarbergarten kan være mettet med både olje eller gass og vann.

Bergarter med slike geologiske og fysiske egenskaper som gjør bevegelse av olje eller gass i dem fysisk umulig kalles ikke-samlere.

Astrakhan State Technical University

Institutt for geologi for olje og gass

FOREDRAGSKURS

etter disiplin:

Geologisk grunnlag for utbygging av olje-, gass- og gasskondensatfelt

Introduksjon

Forelesningskurset "Geologiske grunnlag for utvikling av olje-, gass- og gasskondensatfelt" består av tre sammenhengende deler:

1.Grunnleggende om olje- og gassfeltgeologi

2.Beregning av reserver og vurdering av hydrokarbonressurser

.Geologisk grunnlag for utbygging av olje- og gassfelt.

Hovedmålet med å studere denne disiplinen er geologisk støtte for effektiv utvikling av olje og gass.

Den første delen viser at olje- og gassfeltgeologi er en vitenskap som studerer olje- og gassforekomster i statisk og dynamisk tilstand som kilder til hydrokarbonråstoffer.

Olje- og gassfeltgeologi som vitenskap oppsto i begynnelsen av forrige århundre (1900) og har gått gjennom en lang utviklingsvei. Denne veien er delt inn i flere stadier, forskjellig i omfanget av problemer som skal løses, metoder og måter å løse dem på. Den moderne scenen, som begynte på slutten av 40-tallet av det tjuende århundre, er preget av den utbredte bruken av metoder for å påvirke produktive formasjoner i utviklingen av oljeforekomster. Resultatene fra olje- og gassfeltgeologiske studier tjener som det geologiske grunnlaget for design og regulering av hydrokarbonforekomster. Olje- og gassfeltgeologi anser et olje- og gassreservoar før utvikling som et statisk geologisk system bestående av sammenkoblede elementer:

et naturlig reservoar av en viss form med et spesifikt tomromsvolum;

formasjonsvæsker;

termobariske forhold.

Den utviklede hydrokarbonforekomsten betraktes som et komplekst dynamisk system som endrer tilstand over tid.

Den andre delen av håndboken gir definisjoner av grupper og kategorier av reserver og ressurser av olje, gass og kondensat. Metoder for å beregne reserver og vurdere ressurser av olje, gass, kondensat og tilhørende komponenter diskuteres i detalj. For å beregne olje- og gassreserver er det nødvendig med en omfattende geologisk studie av feltet som olje- og gassforekomster er knyttet til og kunnskap om de spesifikke forholdene for deres forekomst.

Den tredje delen gir de grunnleggende konseptene for geologisk og feltstøtte for utvikling av olje- og gassforekomster. Systemer for utbygging av flerlags olje- og gassfelt og et eget produksjonsanlegg vurderes, systemer for utbygging av oljefelt med opprettholdelse av reservoartrykk er også gitt, metoder for geologisk og feltkontroll over prosessen med å utvikle hydrokarbonforekomster og metoder for å øke oljeutvinningen diskuteres i detalj.

Kurset avsluttes med emnet: "Beskyttelse av undergrunn og miljø i prosessen med å bore brønner og utvikle hydrokarbonforekomster." Derfor er hovedmålene for denne disiplinen som følger:

detaljert studie av hydrokarbonforekomster

geologisk begrunnelse for valg av utbyggingssystemer

kontroll med utviklingen av olje- og gassforekomster for å begrunne og velge tiltak for å styre utbyggingsprosesser

generalisering av erfaring med utbygging av olje- og gassfelt

planlegging av olje, gass, kondensat produksjon;

beregning av reserver av olje, gass, kondensat og tilhørende komponenter;

beskyttelse av undergrunn og miljø under boring av brønner og utnyttelse av hydrokarbonforekomster.

Hvert olje-, gass- og kondensatfelt settes i utvikling i henhold til et prosjektdokument utarbeidet av en spesialisert forskningsorganisasjon og sørger for det utviklingssystemet som nasjonalt sett er det mest rasjonelle for et gitt felt.

Utvikling av en olje (gass) forekomst er et sett med arbeider utført for å kontrollere prosessen med bevegelse av formasjonsvæsker gjennom formasjonen til bunnen av produksjonsbrønner. Utvikling av en olje (gass) forekomst inkluderer følgende elementer:

Ø antall brønner per innskudd;

Ø plassering av brønner på forekomster;

Ø prosedyre (sekvens) for å sette brønner i drift;

Ø brønndriftsmodus;

Ø reservoar energibalanse;

Systemet for å utvikle en olje (gass) forekomst er boring av forekomsten med produksjonsbrønner i henhold til en bestemt ordning og en akseptert plan, tatt i betraktning tiltak for å påvirke formasjonen. Et utbyggingssystem kalles rasjonelt når det med full utnyttelse av reservoarenergi og anvendelse av tiltak for å påvirke reservoaret sikrer maksimal utvinning av olje og gass fra undergrunnen på kortest mulig tid til minimal kostnad, tatt i betraktning de spesifikke geologiske og økonomiske forhold i regionen.

Utviklingen av olje- og gassindustrien i Russland har en historie på mer enn et århundre. Fram til midten av 40-tallet av 1800-tallet ble utbyggingen av oljefelt kun utført ved bruk av forekomstenes naturlige energi. Dette skyldtes det utilstrekkelige høye nivået på teknologi og utviklingsteknologi, samt mangel på objektive forutsetninger for en radikal endring i denne tilnærmingen til utvikling.

Siden midten av 40-tallet, som et resultat av oppdagelsen av nye olje- og gassførende områder, har utviklingen av oljeindustrien vært assosiert med utviklingen av felt av plattformtype med store oljeførende områder, betydelig dybde av produktive formasjoner og et ineffektivt naturlig regime - elastisk vanntrykk, som raskt blir til det oppløste gassregimet. Russiske forskere og produksjonsarbeidere har på kort tid teoretisk underbygget og bevist i praksis behovet og muligheten for å bruke fundamentalt nye utviklingssystemer med kunstig innføring av ekstra energi i produktive oljereservoarer ved å injisere vann i dem.

Det neste trinnet i vitenskapelig og teknologisk fremgang var søket etter prosesser som ytterligere ville øke effektiviteten ved å utvikle oljeforekomster. I de siste årene har vitenskapelig og teknisk tankegang jobbet for å skape måter å øke effektiviteten av vannoversvømmelser. Samtidig søkes og testes nye metoder for å påvirke oljereservoarer, som er basert på fundamentalt nye fysiske og kjemiske prosesser for å fortrenge olje fra reservoarbergarter, testes og introduseres industrielt.

Utviklingen av gassforekomster, tatt i betraktning den høye effektiviteten til deres naturlige regimer, har så langt blitt utført ved bruk av naturlig energi uten kunstig påvirkning på formasjonen.

I den siste perioden spiller gasskondensatfelt en stor rolle i balansen av hydrokarbonforekomster.

Og her er en av de mest presserende oppgavene søket etter økonomisk gjennomførbare metoder for å utvikle gasskondensatfelt som hindrer tap av kondensat i reservoaret.

Seksjon 1: "Metoder for å studere den geologiske strukturen til undergrunnen og hydrokarbonforekomstene i feltområder"

Kapittel 1. Geologiske observasjoner og forskning ved boring av brønner

Hydrokarbonforekomster er alltid isolert fra overflaten og ligger på forskjellige dyp - fra flere hundre meter til flere kilometer - 5,0-7,0 km.

Hovedmålet med geologiske observasjoner av brønnboringsprosessen er å studere den geologiske strukturen til avsetninger og individuelle produktive horisonter og væskene som metter disse horisontene. Jo mer fullstendig og bedre denne informasjonen er, jo bedre vil feltutviklingsprosjektet være.

Prosessen med å bore brønner må overvåkes nøye geologisk. Etter fullføring av boring av en brønn, bør geologen motta følgende informasjon om den:

geologisk del av brønnen, litologi av arbeidet fullført;

posisjon i delen av reservoarbergbrønner;

arten av metning av reservoarbergarter, hva de er mettet med, hvilken formasjonsvæske

teknisk tilstand til brønner (brønndesign, trykk- og temperaturfordeling langs brønnhullet)

Spesielt nøye geologisk kontroll bør utføres ved boring av letebrønner, på informasjonen som boring av produksjonsbrønner for olje og gass vil være basert på.

Metoder for å studere seksjoner av borede brønner er delt inn i 2 grupper:

1.direkte metoder

2.indirekte metoder

Direkte metoder lar oss direkte få informasjon om den beståtte delen av bergartologi, materialsammensetning, reservoarplassering og deres metning.

Indirekte metoder gir informasjon om delen av brønner basert på indirekte tegn, nemlig forholdet til deres fysiske egenskaper med samme egenskaper som motstand mot passasje av elektrisk strøm, magnetisk, elastisk.

Direkte metoder er basert på å studere:

bergprøver tatt fra brønnen under boreprosessen (kjerne, borekaks, sidejordbærer)

prøvetaking av væsker under tilfeldig og stasjonær testing.

prøvetaking av formasjonsvæske ved testing i et produksjonshus

gasslogging

overvåking av komplikasjoner under boreprosessen (kollaps av brønnveggene, absorpsjon av borevæske, manifestasjoner av formasjonsvæske)

Indirekte metoder gjør det mulig å bedømme materialsammensetningen til en brønndel, reservoaregenskaper, arten av metning av reservoarbergarter med formasjonsvæske basert på indirekte tegn: naturlig eller kunstig radioaktivitet, bergartens evne til å lede elektrisk strøm, akustiske egenskaper , magnetisk, termisk.

Kjernestudie

Kjernemateriale er hovedinformasjonen om en brønn.

Valg av boreintervall med kjernevalg avhenger av de geologiske målene.

I nye, fortsatt dårlig studerte felt, anbefales det ved boring av de første brønnene å gjennomføre kontinuerlig kjerneprøvetaking i forbindelse med komplekser av geofysisk forskning. For avsetninger hvor den øvre delen av seksjonen er studert, og den nedre delen fortsatt er gjenstand for studier, bør kjernen i det studerte intervallet kun tas ved kontaktene til formasjonene, og i det ustuderte intervallet bør kontinuerlig kjerneprøvetaking utføres (se fig. 1)

Det tas ingen kjerne fra produksjonsbrønner og alle observasjoner er basert på logginformasjon og observasjoner av boreprosessen. I dette tilfellet tas en kjerne fra den produktive horisonten for dens detaljerte studie.

Når du studerer kjernen, er det nødvendig å skaffe følgende informasjon om brønnen:

tilstedeværelse av tegn på olje og gass

materialsammensetning av bergartene og deres stratigrafiske tilhørighet

reservoaregenskaper til bergarter

strukturelle trekk ved bergarter og mulige forhold for deres forekomst

Steinprøver som sendes til laboratoriet for å studere hydrokarboninnholdet parafiniseres (pakkes inn i gasbind og senkes i smeltet parafin flere ganger, hver gang lar parafinen dynket i gasbindet herde). De voksede prøvene legges deretter i metallkrukker med flatt lokk. Prøvene dekkes med bomullsull eller mykt papir og sendes til laboratoriet for testing. Resterende del av kjernen leveres til kjernelageret.

Tegn på olje og gass i kjerner må først studeres på borestedet ved hjelp av ferske prøver og brudd og deretter mer detaljert i feltforvaltningslaboratoriet.

Fig. 1 - a - boring uten kjerneprøvetaking; b - boring med kjerneprøvetaking

Intervallene for boring av en brønn med kjerneprøvetaking bestemmes av formålet med boringen og seksjonens studiegrad. Alle dype brønner er delt inn i 5 kategorier: - referanse, parametrisk, prospektering, leting, produksjon.

Referansebrønner bores for å studere den generelle geologiske strukturen i nye territorier som ikke er undersøkt ved dypboring. Kjerneprøvetaking utføres jevnt gjennom hele brønnhullet. I dette tilfellet varierer boring med kjerneprøvetaking fra 50 til 100 % av brønnenes totale dybde.

Parametriske brønner bores for å studere den geologiske strukturen og olje- og gasspotensialet til nye territorier, samt for å koble geologiske og geofysiske materialer. Boring med kjerneprøvetaking er minst 20 % av brønnens totale dybde.

Det bores letebrønner for å søke etter olje- og gassforekomster. Kjerneprøvetaking her utføres i intervallene for forekomst av produktive horisonter og kontakter til forskjellige stratigrafiske enheter. Ved kjerneprøvetaking dekkes ikke mer enn 10-12 % av brønndybden.

Det bores letebrønner innenfor områder med etablert olje- og gasspotensial for å forberede forekomster for utbygging. Kjerne tas kun i intervaller av produktive horisonter innenfor 6-8 % av brønndybden.

Utbyggingsbrønner bores for å utvikle olje- og gassforekomster. Kjerne er som regel ikke valgt. Men i noen tilfeller, for å studere en produktiv formasjon, utføres kjerneprøvetaking i 10 % av brønnene jevnt fordelt over området.

Intervaller med kjerneprøvetaking utføres med spesialbits - kjernebor, som etterlater uboret stein, kalt kjerne, i midten av borkronen og løfter den til overflaten. Den borede delen av fjellet kalles borekaks, som føres til overflaten av en strøm av borevæske under boreprosessen.

Valg av steinprøver ved bruk av laterale jordbærere

Denne metoden brukes når det ikke var mulig å velge en kjerne i det planlagte intervallet. I tillegg, selv når det, som et resultat av geofysisk forskning etter fullført boring, er identifisert horisonter av interesse med tanke på olje- og gassinnhold, men dette intervallet er ikke belyst av kjerne. Ved hjelp av sidejordbærer tas en steinprøve fra borehullsveggen. For tiden brukes 2 typer avskjeder:

1.skyte sidejordbærere

2.bore sidejordbærere

Prinsippet for drift av en skytebanebærer: en krans med patroner faller ned på rør mot intervallet av interesse for oss. Når en eksplosjon oppstår, krasjer granatene inn i brønnens vegger. Når verktøyet løftes, stiger hylsene på stålledninger med oppfanget stein fra borehullsveggen oppover.

Ulemper med denne metoden:

vi får knust stein

lite utvalg

Spissen trenger ikke inn i hard rock

løs stein renner ut

Boring sidejordbærere - imitasjon av horisontal boring, vi får små volumprøver.

Slamvalg

Under boreprosessen ødelegger borekroner stein og en strøm av borevæske fører steinfragmenter til overflaten. Disse fragmentene, steinpartiklene kalles slurry. På overflaten velges de, vaskes fra borevæsken og studeres nøye, d.v.s. bestemme materialsammensetningen til disse fragmentene. Forskningsresultatene er plottet i samsvar med dybden på slamprøvetakingen. Et slikt diagram kalles et slurrydiagram (se fig. 2).

Ris. 2 Slamdiagram

Geofysiske metoder for brønnutforskningstuderes selvstendig når du studerer GIS-kurset.

Geokjemiske forskningsmetoder

Gasslogging

Under prosessen med å bore brønner, vasker borevæsken den produktive formasjonen. Olje- og gasspartikler faller ned i løsningen og føres med til overflaten, hvor en spesiell prøvetaker avgasser borevæsken, og innholdet av lette hydrokarboner og det totale innholdet av hydrokarbongasser studeres. Forskningsresultatene er plottet på et spesielt gassloggingsdiagram (se fig. 3).

Fig.3 Gassloggingsdiagram

Hvis tilstedeværelsen av en produktiv formasjon bestemmes under boreprosessen, undersøkes gassprøven ved hjelp av en kromatograf for innhold av enkeltkomponenter direkte ved borehullet.

Mekanisk logging

Penetrasjonshastigheten studeres, tiden brukt på boring 1 m registreres og resultatene plottes på et spesielt skjema (se fig. 4).

Ris. 4. mekanisk loggingsskjema

Kalipermetri

Kalipermetri -kontinuerlig bestemmelse av brønndiameteren ved hjelp av en skyvelære.

Under boreprosessen er hullets diameter forskjellig fra borkronens diameter og varierer avhengig av den litologiske bergarten. For eksempel, i intervallet for forekomst av permeable sandbergarter, oppstår en innsnevring, en reduksjon i diameteren til brønnen, som et resultat av dannelsen av en leirekake på brønnens vegger. I intervallet for forekomst av leirholdige bergarter, tvert imot, er det en økning i diameteren til brønnen sammenlignet med diameteren til borkronen som et resultat av metning av de leirholdige bergartene med borevæskefiltrat og ytterligere kollaps av brønnveggene (se fig. 5). I intervallet av karbonatbergarter tilsvarer brønnens diameter diameteren til borkronen.

Ris. 5. Øke og redusere diameteren til brønnen avhengig av bergartenes litologi

Observasjoner av borevæskeparametere, olje-, gass- og vannshow

Under prosessen med å bore en brønn kan følgende komplikasjoner oppstå:

kollaps av brønnvegger, noe som fører til fastsittende boreverktøy;

absorpsjon av borevæske, opp til dets katastrofale tap - når du åpner soner med diskontinuerlige feil;

flytendegjøring av borevæsken, redusere densiteten, noe som kan føre til utslipp av olje eller gass.

Tilfeldig og stasjonær testing av den produktive formasjonen

Det er tilfeldig og stasjonær testing av den produktive formasjonen.

Tilfeldig testing av en produktiv formasjon innebærer å ta prøver av olje, gass og vann fra produktive formasjoner under boreprosessen ved hjelp av spesielle instrumenter:

formasjonstester på loggekabel OPK

formasjonstester på borerør - KII (sett med testinstrumenter)

Stasjonær testing utføres etter fullført boring av brønnen.

Som et resultat av formasjonstesting oppnås følgende informasjon:

Karakter av formasjonsvæske;

Informasjon om reservoartrykk;

Stilling til VNK, GVK, GNK;

Informasjon om permeabiliteten til reservoarbergarten.

Designdokumentasjon for brønnkonstruksjon

Hoveddokumentet for bygging av brønner er den geologiske og tekniske arbeidsordren. Den består av 3 deler:

geologisk del

teknisk del

Den geologiske delen inneholder følgende informasjon om brønnen:

design brønnseksjon

bergalder, gravdybde, fallvinkler, styrke

intervaller for mulige komplikasjoner, kjerneprøvetakingsintervaller.

Den tekniske delen gir:

boremodus (belastning på borkrone, slampumpeytelse, rotorhastighet)

nedstigningsdybde av søyler og deres antall, diameter

høyde på sementløfting bak søylen, etc.

Kapittel 2 Metoder for geologisk prosessering av brønnboringsmaterialer og studie av feltets geologiske struktur

Geologisk prosessering av brønnboringsmaterialer gjør det mulig å konstruere en feltprofil og strukturelle kart over toppen av den produktive formasjonen, noe som gjør det mulig å få et fullstendig bilde av strukturen til feltet. For en detaljert studie av alle problemstillinger i feltstrukturen, er det nødvendig å gjennomføre en grundig korrelasjon (sammenligning av brønnseksjoner).

Korrelasjon av brønnseksjoner består i å identifisere støttelag og bestemme dybden av deres forekomst for å etablere sekvensen av forekomst av bergarter, identifisere lag med samme navn for å spore endringer i deres tykkelse og litologiske sammensetning. I oljefeltindustrien skilles det mellom generell korrelasjon av brønnseksjoner og sone (detaljert) korrelasjon. Med generell korrelasjon sammenlignes brønnsnitt som en helhet fra brønnhodet til bunnen langs en eller flere horisonter (benchmarks) Se figur 6.

Det utføres detaljert (sonal) korrelasjon for en detaljert studie av individuelle lag og enheter.

Korrelasjonsresultatene presenteres i form av et korrelasjonsdiagram. Et referansepunkt (markeringshorisont) er et lag i et brønnsnitt som avviker kraftig i sine egenskaper (materialsammensetning, radioaktivitet, elektriske egenskaper osv.) fra de overliggende og underliggende lag. Han må:

lett å finne i brønndelen;

være tilstede i alle brønner;

har en liten, men konstant verdi.

Ris. 6. Referanseflate

Ved sonekorrelasjon tas toppen av den produktive formasjonen som referanseflate. Hvis den er uskarp, bruk sålen. Hvis det også er utvasket, velg et hvilket som helst lag som opprettholdes innenfor området, et mellomlag i laget.

Tegning av deler av feltet - typisk, gjennomsnittlig normal, oppsummering

Når vi utfører en generell korrelasjon, får vi informasjon om underlaget til bergarter og deres tykkelse. Denne informasjonen er nødvendig for å konstruere en del av feltet. Denne delen viser de gjennomsnittlige egenskapene til bergarter, deres alder og tykkelse.

Hvis den vertikale tykkelsen på lagene brukes, kalles seksjonen en standard seksjon. Slike seksjoner lages i fiskeområder. I leteområder sammenstilles gjennomsnittlige normalsnitt, hvor det benyttes sanne (normale) formasjonstykkelser.

I tilfelle feltseksjonen endrer seg vesentlig i areal, bygges oppsummeringsseksjoner. Når du kompilerer en litologisk kolonne på en oppsummeringsseksjon, brukes den maksimale tykkelsen på hvert lag, og dens maksimums- og minimumsverdier er gitt i kolonnen "tykkelse".

Tegning av et geologisk profilutsnitt av feltet

Geologisk profilseksjon - en grafisk representasjon av strukturen til undergrunnen langs en bestemt linje i projeksjon på et vertikalplan. Avhengig av posisjonen på strukturen, skilles profil (1-1), tverrgående (2-4) og diagonale (5-5) kutt.

Det er visse regler for orientering av profillinjen i tegningen. Til høyre er nord, øst, nordøst, sørøst.

Fra venstre - sør, vest, sørvest, nordvest.

For å konstruere en profilseksjon av et felt, er de mest brukte skalaene 1:5000, 1:10000, 1:25000, 1:50000, 1:100000.

For å unngå forvrengning av fallvinkler, antas den vertikale og horisontale skalaen å være den samme. Men for klarhet i bildet er de vertikale og horisontale skalaene antatt å være forskjellige. For eksempel er den vertikale skalaen 1:1000, og den horisontale skalaen er 1:10000.

Hvis brønnene er buede, bygger vi først horisontale og vertikale projeksjoner av de buede brønnhullene, legger vertikale projeksjoner på tegningen og bygger en profil.

Sekvens for å konstruere en profilseksjon av feltet

En havnivålinje er tegnet - 0-0 og posisjonen til brønnen er plottet på den. Plasseringen av den første brønnen er valgt vilkårlig. Gjennom de oppnådde punktene tegner vi vertikale linjer, der vi plotter høydene til brønnhodene på profilskalaen. Vi kobler brønnhodene med en jevn linje - vi får terrenget.

Ris. 9. Profildelen av innskuddet

Fra brønnhodet bygger vi brønnsjakter til bunnen. Vi kuttet fremspringene til de buede stammene i en tegning. Langs brønnhullet plotter vi dybdene til stratigrafiske horisonter, forekomstelementer og dybder av forkastninger, som er gitt først.

Konstruksjon av et strukturkart

Et strukturkart er en geologisk tegning som viser i horisontale linjer det underjordiske relieffet av taket eller bunnen av en hvilken som helst horisont, i motsetning til et topografisk kart som i horisontale linjer viser relieffet av jordens overflate, hvis struktur kan involvere horisonter av forskjellige aldre.

Strukturkartet gir en klar idé om strukturen til undergrunnen, sikrer nøyaktig utforming av produksjons- og letebrønner, letter studiet av olje- og gassforekomster og fordelingen av reservoartrykk over forekomstområdet. Et eksempel på å konstruere et strukturelt kart er vist i figur 10.

Ris. 10. Eksempel på å konstruere et strukturkart

Når man konstruerer et strukturkart, er grunnplanet vanligvis tatt for å være havnivå, hvorfra de horisontale konturene (isohypsene) til det underjordiske relieffet måles.

Høyder under havoverflaten tas med minustegn, over med plusstegn.

Like høye mellomrom mellom isohypser kalles isohypsum tverrsnitt.

I fiskepraksis brukes vanligvis følgende metoder for å konstruere strukturkart:

trekantmetoden er for uforstyrrede strukturer.

profilmetode - for sterkt skadede strukturer.

kombinert.

Å konstruere et strukturkart ved hjelp av trekantmetoden innebærer å forbinde brønner med linjer, danne et system av trekanter, fortrinnsvis likesidet. Deretter interpolerer vi mellom formasjonsåpningspunktene. Vi kobler sammen merkene med samme navn og får et strukturkart.

Den absolutte høyden av formasjonsåpningspunktet bestemmes av formelen:

+ A.O.=+Al-,

A.O.-Den absolutte høyden av formasjonens åpningspunkt er den vertikale avstanden fra havnivå til formasjonens åpningspunkt, m.

Al- brønnhodets høyde - vertikal avstand fra havnivå til brønnhodet, m.

l- formasjonsåpningsdybde - avstand fra brønnhodet til punktet for formasjonsåpning, m.

ΣΔ l- korreksjon for brønnkurvatur, m.

Figur 11 viser ulike alternativer for å åpne formasjonen:

Ris. 11. Ulike alternativer for å åpne opp formasjonen

Forhold for forekomst av olje, gass og vann i undergrunnen

For å implementere et rasjonelt system for utvikling og organisering av effektiv drift av olje- og gassførende formasjoner, er det nødvendig å kjenne deres fysiske egenskaper og reservoaregenskaper, de fysisk-kjemiske egenskapene til formasjonsvæskene i dem, betingelsene for deres fordeling i formasjonen. , og de hydrogeologiske egenskapene til formasjonen.

Fysiske egenskaper til reservoarbergarter

Produktive formasjoner av oljefelt som inneholder hydrokarboner er preget av følgende grunnleggende egenskaper:

porøsitet;

permeabilitet;

metning av bergarter med olje, gass, vann under forskjellige forhold for deres forekomst;

granulometrisk sammensetning;

molekylære overflateegenskaper ved interaksjon med olje, gass, vann.

Porøsitet

Porøsiteten til en stein betyr tilstedeværelsen av hulrom (porer, huler, sprekker) i den. Porøsitet bestemmer bergartens evne til å romme reservoarvæske.

Porøsitet er forholdet mellom porevolumet til en prøve og volumet, uttrykt i prosent.

n=Vn/VO *100%

Porøsitet er kvantitativt karakterisert ved porøsitetskoeffisienten - forholdet mellom porevolumet til prøven og volumet av prøven i fraksjoner av en enhet.

kn=Vn/VO

Ulike bergarter har forskjellige porøsitetsverdier, for eksempel:

leirskifer - 0,54 - 1,4 %

leire - 6,0 - 50 %

sand - 6,0 - 52 %

sandsteiner - 3,5 - 29 %

kalkstein, dolomitt - 0,65 - 33 %

I fiskepraksis skilles følgende typer porøsitet ut:

total (absolutt, fysisk, total) er forskjellen mellom volumet av prøven og volumet av dens bestanddeler.

åpen (metningsporøsitet) - volumet av alle sammenkoblede porer og sprekker som væske eller gass trenger inn i;

effektiv - volumet av porer mettet med olje eller gass minus innholdet av bundet vann i porene;

Porøer produktet av den åpne porøsitetskoeffisienten og olje- og gassmetningskoeffisienten.

Karbonatbergarter er produktive med en porøsitet på 6-10 % og over.

Porøsiteten til sandbergarter varierer fra 3 til 40%, for det meste 16-25%.

Porøsitet bestemmes ved laboratorieanalyse av prøver eller ved GIS-resultater.

Bergpermeabilitet

Bergpermeabilitet [Til]- dens evne til å passere formasjonsvæske.

Noen bergarter, som leire, har høy porøsitet, men lav permeabilitet. Andre kalksteiner - tvert imot - har lav porøsitet, men høy permeabilitet.

I oljefeltpraksis skilles følgende typer permeabilitet ut:

absolutt;

effektiv (fase);

slektning;

Absolutt permeabilitet er permeabiliteten til et porøst medium når en fase (olje, gass eller vann) beveger seg gjennom det. Den absolutte permeabiliteten anses å være permeabiliteten til bergarter bestemt av gass (nitrogen) - etter utvinning og tørking av bergarten til konstant vekt. Absolutt permeabilitet karakteriserer selve mediets natur.

Fasepermeabilitet (effektiv) er permeabiliteten til en bergart for en gitt væske i nærvær og bevegelse i porene til flerfasesystemer.

Relativ permeabilitet er forholdet mellom fasepermeabilitet og absolutt permeabilitet.

Når man studerer permeabiliteten til bergarter, brukes formelen til Darcys lineære filtreringslov, ifølge hvilken filtreringshastigheten til en væske i et porøst medium er proporsjonal med trykkfallet og omvendt proporsjonal med væskens viskositet.

V=Q/F =kΔP/ μL ,

Q- volumetrisk strømningshastighet av væske gjennom fjellet på 1 sekund. - m 3

V-lineær filtreringshastighet - m/s

μ - dynamisk viskositet av væsken, n s/m2

F- filtreringsområde - m2

ΔP- trykkfall langs prøvens lengde L,MPa

k- proporsjonalitetskoeffisient (permeabilitetskoeffisient), bestemt av formelen:

K=QML/FΔP

Måleenhetene er som følger:

[L]th [F]th2 [Q]-m3 /s [P]-n/m2 [ μ ]-ns/m2

For alle koeffisientverdier lik enhet, er dimensjonen k m2

Fysisk betydning av dimensjon kdette er området. Permeabilitet karakteriserer tverrsnittsarealet til kanalene til det porøse mediet som formasjonsvæsken filtreres gjennom.

I fiske brukes en praktisk enhet for å vurdere permeabilitet - Darcy- som er klokken 10 12ganger mindre enn k=1 m2 .

Per enhet i 1dta permeabiliteten til et slikt porøst medium, når det filtreres gjennom en prøve med et område 1 cm2 lengde 1 cmmed trykkfall 1 kg/cm2 væskestrømningsviskositet 1 sp(centi-poise) er 1 cm3 /Med. Størrelse 0,001 d- ringte millidarcy.

Olje- og gassbærende formasjoner har en permeabilitet i størrelsesorden 10-20 md til 200 md.

Ris. 12. Relativ permeabilitet av vann og parafin

Fra fig. 12, er det klart at den relative permeabiliteten for parafin Kokk- avtar raskt med økende vannmetning av formasjonen. Når vannmetningen er nådd Kv- opptil 50 % relativ permeabilitetskoeffisient for parafin Kokkredusert til 25 %. Ved økning Kvopptil 80 %, Kokksynker til 0 og rent vann filtreres gjennom det porøse mediet. Endringen i relativ permeabilitet for vann skjer i motsatt retning.

Forhold for forekomst av olje, gass og vann i forekomster

Olje- og gassforekomster er lokalisert i de øvre delene av strukturer dannet av porøse og overliggende ugjennomtrengelige bergarter (dekk).Disse strukturene kalles feller.

Avhengig av forekomstforholdene og det kvantitative forholdet mellom olje og gass, er forekomster delt inn i:

ren gass

gasskondensat

gassolje (med gasslokk)

olje med gass oppløst i olje.

Olje og gass er lokalisert i reservoaret i henhold til deres tettheter: gass ligger i den øvre delen, olje ligger under, og vann ligger enda lavere (se figur 13).

I tillegg til olje og gass inneholder olje- og gassdelene i formasjonene også vann i form av tynne lag på veggene av porer og underkapillære sprekker, holdt på plass av kapillære trykkkrefter. Dette vannet kalles "tilknyttet" eller "rest".Innholdet av "bundet" vann er 10-30 % av det totale volumet av porerommet.

Fig. 13. Distribusjon av olje, gass og vann i reservoarer

Innskuddselementer olje og gass:

olje-vann-kontakt (OWC) - grensen mellom olje- og vanndelen av forekomsten.

gass-oljekontakt (GOC) - grensen mellom gass- og oljedelene av forekomsten.

gass-vannkontakt (GWC) - grensen mellom de gassmettede og vannmettede delene av forekomsten.

den ytre konturen av oljebærende kapasitet er skjæringspunktet mellom vann-oljekontakten med taket til den produktive formasjonen.

den indre oljebærende konturen er skjæringspunktet mellom OWC og bunnen av den produktive formasjonen;

marginalsonen er delen av oljeavsetningen mellom de ytre og indre oljebærende konturene;

Brønner boret innenfor den indre oljebærende konturen avslører hele tykkelsen på oljereservoaret.

Brønner boret innenfor grensesonen viser det oljemettede laget i øvre del, og den vannmettede delen under OWC.

Brønner boret bak profilene til den ytre oljeførende konturen avslører den vannmettede delen av formasjonen.

Vannmetningskoeffisient er forholdet mellom volumet av vann i prøven og porevolumet til prøven.

KV=Vvann/Vsiden da

Oljemetningskoeffisient er forholdet mellom volumet av olje i prøven og porevolumet til prøven.

TILn=Vnave/Vpore

Det er følgende forhold mellom disse koeffisientene:

TILn+KV=1

Reservoartykkelse

I oljefeltpraksis skilles følgende typer produktive formasjonstykkelser ut (se fig. 14):

total formasjonstykkelse hgenerelt- den totale tykkelsen på alle mellomlag - permeable og ugjennomtrengelige - avstanden fra taket til bunnen av formasjonen.

effektiv tykkelse hef- den totale tykkelsen av porøse og permeable lag som væskebevegelse er mulig gjennom.

effektiv olje- eller gassmettet tykkelse hefn-oss- den totale tykkelsen av mellomlag mettet med olje eller gass.

hgenerelt-(total tykkelse)

ef= h1 +h2efn-nese= h1 +h3

Ris. 14 Endring av tykkelse på produktive lag

For å studere mønsteret av tykkelsesendringer, er det satt sammen et kart - totale, effektive og effektive olje- og gassmettede tykkelser.

Linjer med like tykkelsesverdier kalles isopachs, og kartet er et isopach-kart.

Konstruksjonsteknikken ligner på å konstruere et strukturkart ved hjelp av trekantmetoden.

Termobariske forhold i undergrunnen til olje- og gassfelt

Å kjenne til temperaturen og trykket i dypet av olje- og gassfelt er nødvendig for å kunne nærme seg løsningen på spørsmål av både vitenskapelig og nasjonal økonomisk betydning:

1.dannelse og plassering av olje- og gassforekomster.

2.bestemmelse av fasetilstanden til hydrokarbonansamlinger på store dyp.

.spørsmål om teknologi for boring og pumping av dype og ultradype brønner.

.brønnutvikling.

Temperatur i tarmene

Tallrike temperaturmålinger i ledige brønner har registrert at temperaturen øker med dybden og denne økningen kan karakteriseres av et geotermisk trinn og en geotermisk gradient.

Når dybden av produktive formasjoner øker, øker også temperaturen. Endringen i temperatur per dybdeenhet kalles. geotermisk gradient. Verdien varierer fra 2,5 - 4,0 %/100 m.

Geotermisk gradient er økningen i temperatur per lengdeenhet (dybde).

grad t= t2 -t1 /H2 -H1 [ 0 Cm]

Geotermisk trinn [G] er avstanden du må gå dypere til for at temperaturen skal øke med 10 MED.

G=H2 -H1 / t2 -t1 [m/0 MED]

Ris. 15. Temperaturendring med dybde

Disse parameterne bestemmes fra temperaturmålinger i ledige brønner.

Målinger av temperatur med dybde utføres enten med et elektrisk termometer langs hele brønnhullet, eller med et maksimalt termometer for vitenskapelige formål.

Maksimumstermometeret viser maksimumstemperaturen på dybden det senkes til. Et elektrisk termometer registrerer en kontinuerlig registrering av temperatur langs brønnhullet når enheten løftes.

For å oppnå den sanne temperaturen til bergartene, må brønnen være i ro i lang tid, minst 25-30 dager, slik at det naturlige termiske regimet forstyrret av boring etableres i den. Basert på resultatene av temperaturmålinger konstrueres termogrammer - kurver for temperatur kontra dybde. Ved hjelp av termogramdata kan geotermisk gradient og trinn bestemmes.

I gjennomsnitt over hele kloden har den geotermiske gradienten en verdi på 2,5-3,0 0S/100m.

Reservoartrykk i dypet av olje- og gassfelt

Hvert underjordisk reservoar er fylt med olje, vann eller gass og har energien til et reservoarvannsystem.

Reservoarenergi er den potensielle energien til formasjonsvæsken i jordens gravitasjonsfelt. Etter at en brønn er boret, oppstår det en ubalanse i det naturlige vanntrykksystemet: potensiell energi blir til kinetisk energi og brukes på å flytte væsker i formasjonen til bunnen av produksjonsbrønner og heve dem til overflaten.

Et mål på reservoarenergi er reservoartrykk - dette er trykket til væske eller gass som ligger i reservoarlag under naturlige forhold.

I olje- og gassfelt, reservoartrykk (P pl ) øker med dybden for hver 100 m dybde med 0,8 - 1,2 MPa, dvs. med omtrent 1,0 MPa/100m.

Trykket som balanseres av en kolonne med mineralisert vann med en tetthet ρ = 1,05 - 1,25 g/cm 3 (103kg/m 3) kalles normalt hydrostatisk trykk. Det beregnes slik:

Rn.g.= Hρ V/ 100 [MPa]

H - dybde, m.

ρ V- vanntetthet, g/cm3 , kg/m3 .

Hvis ρ V tatt lik 1,0, kalles dette trykket betinget hydrostatisk

Betinget hydrostatisk trykk er trykket som skapes av en søyle av ferskvann med en tetthet på 1,0 g/cm 3høyde fra brønnhodet til bunnen.

Rf.eks.= N / 100 [MPa]

Trykket som balanseres av spylevæsken med en tetthet ρ og = 1,3 g/cm 3og mer, høyden fra brønnhodet til bunnen av brønnen kalles superhydrostatisk (SGPD) eller anomalt høyt formasjonstrykk (AHRP). Dette trykket er 30 % eller mer høyere enn det betingede hydrostatiske trykket og 20-25 % høyere enn det normale hydrostatiske trykket.

Forholdet mellom høytrykkstrykket og det normale hydrostatiske trykket kalles reservoartrykkanomali-koeffisienten.

TILEN=(PAVPD/Pn.g..) >1,3

Trykk under hydrostatisk er unormalt lavt reservoartrykk (ANPR) - dette er trykk som balanseres av en kolonne med borevæske med en tetthet på mindre enn 0,8 g/cm 3. Hvis Ka< 0,8 - это АНПД.

En av de viktigste egenskapene til en formasjon er bergtrykk - dette er trykket som er en konsekvens av den totale påvirkningen av geostatisk og geotektonisk trykk på formasjonen.

Geostatisk trykk er trykket som utøves på en formasjon av massen til den overliggende bergmassen.

Rf.eks.= Hρn/100 [MPa]

Hvor, ρ n = 2,3 g/cm 3 - gjennomsnittlig tetthet av bergarter.

Geotektonisk trykk (stresstrykk) er trykket som dannes i lag som følge av kontinuerlig intermitterende tektoniske bevegelser.

Steintrykk overføres av bergartene selv, og innenfor bergartene av skjelettet deres (kornene som utgjør laget). Under naturlige forhold motvirkes bergtrykket av reservoartrykket. Forskjellen mellom geostatisk trykk og reservoartrykk kalles komprimeringstrykk.

Roppl=Pf.eks- Rpl

I feltpraksis forstås reservoartrykk som trykket på et bestemt punkt i reservoaret som ikke er påvirket av depresjonstraktene til nabobrønner (se fig. 16) Forsenkning på reservoaret Δ Pberegnet ved hjelp av følgende formel:

Δ P=Ppl-Pzab ,

Hvor, Ppl-reservoar trykk

Glemme-trykk i bunnen av en aktiv brønn.

Ris. 16 Reservoartrykkfordeling under drift av brønner

Innledende reservoartrykk P0 - dette er trykket målt i den første brønnen som penetrerte formasjonen, før noen merkbar mengde væske eller gass ble trukket ut av formasjonen.

Nåværende reservoartrykk er trykket målt på en bestemt dato i en brønn der relativ statistisk likevekt er etablert.

For å utelukke påvirkningen av den geologiske strukturen (måling av dybden) på verdien av reservoartrykket, beregnes trykket målt i brønnen til midten av olje- eller gassinnholdet, til midtpunktet av avsetningsvolumet, eller til et plan som faller sammen. med OWC.

Under utviklingen av olje- eller gassforekomster endres trykket kontinuerlig ved overvåking av utviklingen, trykket måles periodisk i hver brønn.

For å studere arten av trykkendringer innenfor forekomstområdet, konstrueres trykkkart. Linjer med likt trykk kalles isobarer, og kartene kalles isobarkart.

Ris. 17. Graf over trykkendringer over tid ved brønner

Systematisk overvåking av endringer i reservoartrykket gjør det mulig å bedømme prosessene som skjer i reservoaret og regulere utviklingen av feltet som helhet.

Reservoartrykket bestemmes ved å bruke nedihulls trykkmålere senket ned i brønnen på en wire.

Væsker og gass i formasjonen er under trykk, som kalles plastovy.Fra reservoartrykkverdien Ppl- reserven av reservoarenergi og egenskapene til væsker og gasser under reservoarforhold avhenger. Pplbestemmer gassreserver, brønnstrømningshastigheter og driftsforhold for forekomstene.

Erfaring viser det P0 (initialt reservoartrykk) målt i den første borede brønnen avhenger av dybden på forekomsten og kan tilnærmet bestemmes ved følgende formel:

P= Hρg [MPa]

H - avsetningsdybde, m

ρ- væsketetthet, kg/m 3

g- akselerasjon av fritt fall

Hvis brønnen renner (flyter over), P pl bestemt av formelen:

P pl =Hρg +P (brønnhodetrykk)

Hvis væskenivået i brønnen ikke når munnen

P pl =H 1ρg

H 1- høyde på væskekolonnen i brønn, m.

Ris. 18. Bestemmelse av redusert reservoartrykk

I en gassforekomst eller gassdel av et oljereservoar er reservoartrykket nesten det samme gjennom hele volumet.

I oljeforekomster er reservoartrykket forskjellig i forskjellige deler: på vingene - maksimum, i taket - minimum. Derfor er analysen av endringer i reservoartrykk under reservoardrift vanskelig. Det er mer praktisk å relatere reservoartrykkverdier til ett plan, for eksempel til planet for olje-vann-kontakten (WOC). Trykket som refereres til dette planet kalles redusert (se fig. 18) og bestemmes av formlene:

P1pr=P1 + x1 ρg

P2pr=P2 - X2 ρg

Fysiske egenskaper til olje, gass og vann

Gasser fra gassfelt kalles naturgasser, og gasser produsert sammen med olje kalles petroleum eller tilhørende gasser.

Natur- og petroleumsgasser består hovedsakelig av mettede hydrokarboner av C-serien n N 2n+2 : metan, etan, propan, butan. Starter med pentan (C 5H 12) og over er væsker.

Hydrokarbongasser inneholder ofte hydrokarbon (CO 2, hydrogensulfid H 2S, nitrogen N, helium He, argon, Ar, kvikksølvdamp og merkaptaner. CO-innhold 2 og H 2S når noen ganger titalls prosent, og andre urenheter - fraksjoner av prosent, for eksempel i AGCF-reservoarblandingen, er innholdet av karbondioksid 12-15%, og hydrogensulfid 24-30%.

Molekylmasse (M) av hydrokarbongasser bestemmes av formelen:

M= ∑MjegYjeg

Mjeg- molekylvekten til den i-te komponenten

Yjeg- andelen av den i-te komponenten i blandingen etter volum.

Tetthet er forholdet mellom massen til et stoff og dets okkuperte volum.

ρ =m/V [kg/m3 ].

Tettheten er i området 0,73-1,0 kg/m 3. I praksis bruker de den relative tettheten til en gass - forholdet mellom massen til en gitt gass og massen av luft med samme volum.

De relative tetthetene til forskjellige gasser er gitt nedenfor:

Luft - 1,0 CH 4 - 0,553N 2-0,9673C 8H 6 - 1,038CO 2- 1,5291C 3H 8 - 1,523H 2S - 1,1906C 4H 10 - 2,007

For å gå over fra volumet under normale forhold til volumet okkupert med samme mengde under reservoarforhold, brukes den volumetriske koeffisienten til reservoargass V - volumet som vil oppta 1 m 3 gass ​​under reservoarforhold.

V=V0 Z (TP0 /T0 *P)

Hvor, V0 - volum av gass under normale forhold ved starttrykk P 0 , og temperatur T0 .

V er volumet av gass ved gjeldende trykk P og temperatur T. er koeffisienten over komprimerbarheten til gassen.

Volumetrisk koeffisient for reservoargass V er innenfor 0.01-0.0075

Gassviskositet er egenskapen til en gass for å motstå bevegelsen til noen partikler i forhold til andre. I SI-systemet måles dynamisk viskositet i mPa*s (miles-pascals per sekund), for eksempel den dynamiske viskositeten til vann ved t 0 200C er µ=1 mPa*s. Viskositeten til gass fra gassfelt varierer fra 0,0131 til 0,0172 mPa*s.

Viskositeten til AGCM-reservoarblandingen er 0,05 - 0,09 mPa*s.

Løselighet av gasser i olje

Volumet av en en-komponent gass som løses opp i en enhetsvolum væske er direkte proporsjonal med trykket

VG/Vog = αP

Hvor, V G - volum av oppløsende gass

V og - volum av væske

GRUNNLEGGENDE FOR PETROLEUMSVIRKSOMHETEN

GRUNNLEGGENDE OM OLJE OG GASS GEOLOGI

GRUNNLEGGENDE OM UTVIKLING AV OLJE- OG GASSFELT

Konsept av et oljefelt. Reservoaregenskaper til bergarter. Konseptet med porøsitet og permeabilitet. Reservoartrykk. Fysiske egenskaper til oljer i reservoar- og overflateforhold. Virkende krefter i formasjonen, formasjonsvanntrykk, komprimert gasstrykk, etc. Konseptet med oljefeltutvikling. Brønnplasseringsskjema, metoder for å påvirke formasjonen - intrakrets og perifer flom. Konseptet med kontroll over feltutvikling.

Konseptet med metoder for å øke oljeutvinningen. Termiske metoder.

Oljefelt

Bergartene som utgjør jordens lag er delt inn i to hovedtyper - magmatiske og sedimentære.

· Magmatiske bergarter- dannes når flytende magma størkner i jordskorpen (granitt) eller vulkanske lavaer på jordoverflaten (basalt).

· Sedimentære bergarter - dannes ved nedbør (hovedsakelig i et vannmiljø) og påfølgende komprimering av mineralske og organiske stoffer av ulik opprinnelse. Disse bergartene forekommer vanligvis i lag. En viss tidsperiode hvor dannelsen av steinkomplekser fant sted under visse geologiske forhold kalles en geologisk epoke (erathema). Forholdet mellom disse lagene i seksjonen av jordskorpen i forhold til hverandre studeres av STRATIGRAFI og oppsummeres i en stratigrafisk tabell.

Stratigrafisk tabell

Mer gamle forekomster tilhører den kryptozoiske eonothem, som er delt inn i ARCHEAN og PROTEROSOIC. En taksometrisk skala for prekambriske avsetninger er ikke utviklet.

Alle bergarter har porer, ledige rom mellom korn, d.v.s. ha porøsitet. Industrielle ansamlinger av olje (gass) finnes hovedsakelig i sedimentære bergarter - sand, sandstein, kalkstein, som er gode reservoarer for væsker og gasser. Disse rasene har permeabilitet, dvs. evnen til å føre væsker og gasser gjennom et system av mange kanaler som forbinder hulrom i fjellet.

Olje og gass finnes i naturen i form av ansamlinger som ligger på dyp fra flere titalls meter til flere kilometer fra jordoverflaten.

Lag av porøs bergart, hvis porer og sprekker er fylt med olje, kalles oljereservoarer (gass) eller horisonter.

Lag der det er ansamlinger av olje (gass) kalles olje (gass) forekomster.

Sett med olje- og gassforekomster , konsentrert i dypet av det samme territoriet og underordnet en tektonisk struktur i dannelsesprosessen kalles olje (gass) felt .

Vanligvis er en olje (gass) forekomst begrenset til en viss tektonisk struktur, som refererer til formen på bergartene.

Lag av sedimentære bergarter, som opprinnelig lå horisontalt, som et resultat av trykk, temperatur og dype brudd steg eller falt som en helhet eller i forhold til hverandre, og bøyde seg også i folder av forskjellige former.

Bretter som er konvekse oppover kalles antiklinier , og folder konvekst rettet nedover - synkroniserer .

Antiklinisk synlinje

Det høyeste punktet på antiklinen kalles dens topp, og den sentrale delen hvelv. De skrånende laterale delene av folder (antikliner og synkliner) dannes vinger. En antikline hvis vinger har helningsvinkler som er like på alle sider kalles kuppel.

De fleste av verdens olje- og gassforekomster er begrenset til antiklinale folder.

Typisk er ett foldet system av lag (lag) en veksling av konveksiteter (antikiner) og konkaviteter (synkliner), og i slike systemer er bergartene av synkliner fylt med vann, fordi de okkuperer den nedre delen av strukturen, mens olje (gass), hvis de oppstår, fyller porene i antiklinbergartene. Hovedelementene som karakteriserer forekomsten av lag er

fallretning;

· utmattelse;

helningsvinkel

Fallende lag- dette er hellingen av lagene i jordskorpen til horisonten Den største vinkelen som dannes av overflaten av formasjonen med et horisontalt plan kalles formasjonsdykkvinkel.

En linje som ligger i formasjonens plan og vinkelrett på retningen av dens innfallsretning kalles ved strekning formasjon

Strukturer som er gunstige for oljeakkumulering, er i tillegg til antikliner også monokliner. Monoklin- dette er gulvet av steinlag med samme helning i én retning.

Når det dannes folder, blir lagene vanligvis bare knust, men ikke revet. Men under prosessen med fjellbygging, under påvirkning av vertikale krefter, gjennomgår lagene ofte brudd, det dannes en sprekk, langs hvilken lagene forskyves i forhold til hverandre. I dette tilfellet dannes forskjellige strukturer: feil, omvendte feil, skyver, raker, brannskader.

· Tilbakestill- forskyvning av steinblokker i forhold til hverandre langs en vertikal eller bratt skrånende overflate av et tektonisk brudd. Den vertikale avstanden som lagene har forskjøvet seg kalles forkastningsamplituden.

· Hvis det langs samme plan ikke er et fall, men en heving av lag, kalles et slikt brudd omvendt feil(omvendt tilbakestilling).

· Drivkraft- en forkastning der noen steinmasser skyves over andre.

· Grabel- en del av jordskorpen senket langs forkastninger.

Brenner- en del av jordskorpen hevet langs forkastninger.

Geologiske forstyrrelser har stor innflytelse på distribusjonen av olje (gass) i jordens tarmer - i noen tilfeller bidrar de til akkumulering, i andre, tvert imot, kan de være måter å oversvømme olje- og gassmettede formasjoner eller utslipp av olje og gass til overflaten.

Følgende forhold er nødvendige for dannelsen av en oljeforekomst:

§ Tilgjengelighet av reservoar

§ Tilstedeværelsen av ugjennomtrengelige lag over og under (bunnen og toppen av laget) for å begrense bevegelsen av væske.

Settet med disse betingelsene kalles oljefelle. Skjelne

§ Hvelvfelle

§ Litologisk skjermet

§

Tektonisk skjermet

§ Stratigrafisk skjermet

Petroleumsgasser og deres egenskaper

Gasser utvunnet fra olje og gassforekomster sammen med olje kalles petroleumsgasser. De er en blanding av hydrokarboner - metan, propan, butan, pektan, etc.

Den letteste av alle hydrokarboner er metan. Gasser utvunnet fra olje- og gassfelt inneholder fra 40 til 95 % metan.

En av hovedkarakteristikkene til hydrokarbongasser er relativ tetthet, som forstås som avviket av massen til et volum av en gitt gass til massen av samme volum luft under normale forhold.

Den relative tettheten til petroleumsgasser varierer fra 0,554 for metan til 2,49 for pentan og høyere. Jo flere lette hydrokarboner i oljegass - metan CH 4 og etan C 2 H 6 (relativ tetthet - 1,038), jo lettere er denne gassen. Under normale forhold er metan og etan i gassform. Følgende når det gjelder relativ tetthet, propan C 3 H 8 (1.522) og butan C 4 H 0 (2.006) tilhører også gasser, men blir lett til væske selv ved lavt trykk.

Naturgass- en blanding av gasser. Komponentene i naturgass er parafinhydrokarboner: metan, etan, propan, isobutan, samt ikke-hydrokarbongasser: hydrogensulfid, karbondioksid, nitrogen.

Under utnyttelse av gass- og gasskondensatfelt i brønner, gassinnsamlingsnettverk og hovedgassrørledninger, dannes krystallinske hydrater under visse termodynamiske forhold. I utseende ser de ut som en sotlignende masse eller is. Hydrater dannes i nærvær av dryppende fuktighet og visse trykk og temperaturer.

Avhengig av overvekt av lette (metan, etan) eller tunge (propan og høyere) hydrokarboner i oljegasser gasser er delt inn i

· Tørr - naturgass som ikke inneholder tunge hydrokarboner eller inneholder dem i små mengder.

· Fett- gass som inneholder tunge hydrokarboner i slike mengder at det er tilrådelig å produsere flytende gasser eller gassbensin fra den.

I praksis er det generelt akseptert at en fettgass er en som inneholder mer enn 60 g gassbensin per 1 m 3 . Med et lavere innhold av gassbensin kalles gassen tørr. Med tungoljer produseres overveiende tørr gass, hovedsakelig bestående av metan. Petroleumsgasser inneholder i tillegg til hydrokarboner små mengder karbondioksid, hydrogensulfid osv.

En viktig egenskap ved naturgass er dens løselighet i olje.

Gassløselighetskoeffisient(gassfaktor) viser hvor mye gass som løses opp i en enhetsvolum væske når trykket øker med én enhet. Løselighetskoeffisienten, avhengig av oppløsningsforholdene, varierer fra 0,4x10 -5 til 1x10 -5 Pa -1. Med en reduksjon i trykket til en viss verdi ( metningstrykk) gass oppløst i olje begynner å slippes ut.

Når olje og gass strømmer fra bunnen av brønnen, har gassen en tendens til å utvide seg, som et resultat av at volumet av gass er større enn volumet av olje som tilføres.

Gassfaktoren er ikke den samme i alle felt og formasjoner. Det varierer vanligvis fra 30 m 3 /m 3 til 100 m 3 /m 3 og over.

Trykket der de første boblene av oppløst gass begynner å komme ut av oljen kalles reservoaroljemetningstrykk. Dette trykket avhenger av sammensetningen av olje og gass, forholdet mellom volumene og temperaturen.

Den høyeste temperaturen der en gass ikke forvandles til flytende tilstand, uansett hvor høyt trykket er, kalles kritisk temperatur.

Trykket som tilsvarer den kritiske temperaturen kalles kritisk press. Slik, kritisk press- dette er det maksimale trykket ved hvilket eller mindre gassen ikke blir til flytende tilstand, uansett hvor lav temperaturen er.

Så for eksempel er det kritiske trykket for metan 4,7 MPa, og den kritiske temperaturen er 82,5 0 C (minus).

Reservoarvann

Reservoarvann finnes i de fleste olje- og gassfelt og er en vanlig følgesvenn til olje. I tillegg til formasjonene der vann opptrer sammen med olje, er det også rene vannholdige formasjoner.

Produsert vann i olje- og gassforekomster finnes ikke bare i den rene vannsonen, men også i olje- og gasssonen, og metter de produktive bergartene i forekomstene sammen med olje og gass. Dette vannet kalles relatert eller begravd.

Før olje trengte inn i sedimentavsetningene, ble porerommet mellom bergkornene fylt med vann. Under og etter tektoniske vertikale bevegelser av bergarter (olje- og gassreservoarer) migrerte hydrokarboner til høyere deler av formasjonene, hvor væsker og gasser ble fordelt avhengig av deres tetthet. Innholdet av bundet vann i bergartene til oljeforekomster varierer fra en brøkdel av en prosent til 70 % av porevolumet og i de fleste reservoarene er det 20-30 % av dette volumet.

Formasjonsvann er vanligvis høyt mineralisert. Graden av mineraliseringen varierer fra flere hundre gram per 1 m 3 i ferskvann og opp til 80 kg/m 3 i konsentrert saltlake.

Mineralstoffer inneholdt i formasjonsvann er representert av salter av natrium, kalsium, magnesium, kalium og andre metaller. Hovedsaltene av formasjonsvann er klorider, samt karbonater av alkalimetaller. Av de gassformige stoffene inneholder formasjonsvann hydrokarbongasser og noen ganger hydrogensulfid. Tetthet formasjonsvann, avhengig av mengden salter som er oppløst i det, varierer fra 1,01-1,02 g/cm 3 eller mer.

Basert på tetthetsverdien, sammen med andre data, bedømmes opprinnelsen til vannet.

Viskositeten til formasjonsvann i de fleste oljefelt er mindre enn viskositeten til olje. Når temperaturen øker, synker vannets viskositet. Reservoarvann har elektrisk ledningsevne, som avhenger av graden av mineralisering.

· Sand- finkornet løs bergart bestående av korn (sandkorn), delt inn i grovkornet, finkornet, mellomkornet og finkornet. Basert på formen på kornene er sand delt inn i avrundede og kantete.

· Sandstein- klastisk sedimentær bergart laget av sementert sand. Består hovedsakelig av kvartskorn.

· Leire- finkornede bergarter som hovedsakelig består av leirmineraler - silikater med lagdelt krystallinsk struktur. I olje- og gassfelt spiller leire rollen som ugjennomtrengelige tak som ligger mellom lag av steiner fylt med olje, gass og vann.

PLAST

Væsker og gasser er i formasjonen under trykk, som kalles reservoar. Reservoartrykk er en indikator som karakteriserer naturlig energi. Jo større formasjonspress, jo mer energi har formasjonen.

Opprinnelig reservoar trykk - trykket i formasjonen før utviklingen begynner, er som regel i direkte forbindelse med dybden av olje (gass) formasjonen og kan bestemmes omtrentlig ved formelen:

hvor: Ppl.n - initialt reservoartrykk

H - formasjonsdybde, m

r - vanntetthet, kg/m 3

g - akselerasjon av fritt fall (9,81 m/sek 2)

10 4 - omregningsfaktor, Pa.

Vanligvis er reservoartrykket større eller mindre enn det som beregnes av formelen. Denne verdien bestemmes ved direkte målinger med et dybdemanometer, som vanligvis brukes til å bestemme bunnhullstrykk- trykk i bunnen av en arbeids- eller tomgangsbrønn.

Ved drift av en brønn er det av største betydning trykkfall i bunnhullet, som er avgjørende under driften av brønnen. Det representerer forskjellen mellom reservoartrykk og bunnhullstrykk og kalles depresjon.

Trykkfall = Ppl. -R glem.

Bevegelsen av olje begynner fra en viss avstand, den såkalte dreneringsradiusen til avsetningen når formasjonsvæsken beveger seg mot brønnboringen, øker strømmen, som et resultat av at det hydrodynamiske trykket øker. Den når sin største verdi i formasjonssone nær brønnhull(PZP), lik 0,8 - 1,5 meter. Bunnhullstrykket spiller en avgjørende rolle jo lavere bunnhullstrykket er, jo mer produktiv kan brønnen være. Det største trykkfallet i nær-brønnsonen i formasjonen fører til forskjellige fenomener, for eksempel kan utfelling av salter, faste partikler, harpikser, asfaltener i denne sonen og turbulent væskebevegelse forekomme. Alle disse fenomenene reduserer væskestrømmen fra formasjonen og kalles hudeffekten.

· i pseudo-stabil god tilstand

Hvor μ n er viskositeten til formasjonsvæsken

R vel – brønnradius

k – permeabilitet

β n – reservoarvolumfaktor

r hall – radius av formasjonssonen som produksjonen utføres fra

h – formasjonstykkelse

Redusert væskestrøm

· nederst

· på grunn av den lave naturlige permeabiliteten til formasjonen.

Ved ansiktet

blokkering av sand

· forurensning av perforering

Parafinforurensning

· asfaltener

lignende problemer

Bunnhullssone i reservoaret kan være tilstoppet

borevæske

· sement

kompletteringsvæske

· under gruvedrift, eller

· silt, leire.

BRØNNBYGGING

I forrige kapittel så vi på formene for oljeforekomst og valgte metode for å utvikle feltet. Nå er vår oppgave å nå forekomsten og bringe olje til overflaten. Dette oppnås ved å bore brønner.

Brønnboring er byggeprosessen retningsbestemt gruvedrift av stor lengde og liten diameter.

Den øvre delen av brønnen kalles brønnhodet den er installert ved brønnhodet under boring:

· søylehoder, brukt til å binde foringsrørstrenger, kontrollere trykket i det ringformede rommet og utføre en rekke teknologiske operasjoner.

· Anti-utblåsingsutstyr (BOP)

· Rennetrakt

· Spesialutstyr for spesialarbeid (sementering, perforering, etc.)

Under drift er følgende installert:

· Juletrebeslag (massetre) - for tilkobling av en eller to brønnrørledninger (heiser), overvåking og kontroll av flyten av brønnmediet;

Den underjordiske delen av brønnen kalles

brønnhull, kalles den nederste delen av stammen slakte. Overflaten til en sylindrisk utgravning kalles brønnvegger, kalles steder med dimensjoner som er større enn den nominelle diameteren til steinskjæreverktøyet på grunn av utstøting eller utvasking av stein huler forårsaket av verktøyslitasje under heiseoperasjoner kalles takrenner.

Hele syklusen med brønnkonstruksjon før de settes i drift, består av følgende sekvensielle hovedlenker:

1. Bygging av grunnkonstruksjoner;

2. Selve utdypingen av brønnhullet, hvis implementering bare er mulig når to parallelle prosesser utføres - den faktiske utdyping og spyling av brønnen;

3. Formasjonsisolasjoner, bestående av to typer arbeid - festing av brønnhullet med senkede rør koblet til en kolonne, og plugging (sementering) av det ringformede rommet;

4. Brønnutvikling.

Klassifisering av brønner etter formål

· Strukturelle prospekteringsbrønner

· Letebrønner

· Produksjonsbrønner

· Injeksjonsbrønner

· Ledende produksjonsbrønner

· Evalueringsbrønner

· Overvåkings- og observasjonsbrønner

· Referansebrønner

Metoder og typer boring.

Boreprosessen inkluderer en rekke operasjoner:

· Senking av borerør med destruktive verktøy ned i brønnen

· Ødeleggelse av fjellveggen

· Fjerning av ødelagt stein fra brønnen

· Løfting av borerør fra brønnen for å skifte utslitte destruktive verktøy;

· Forsterkning (feste) av brønnens vegger ved bestemmelse av en viss dybde med foringsrør, etterfulgt av sementering av rommet mellom brønnens vegg og de senkede rørene (lagisolasjon)

Grunnleggende boremetoder

· Roterende boring

Boring med nedihullsmotorer

Turbinboring

Boring med skruemotorer

Boring med elektrisk drill

Typer boring

· Vertikal boring

· Retningsboring

Klyngebrønnboring

· Multilateral boring

· Boring av brønner i offshoreområder

Borerigger for produksjon

Formasjonsisolasjon

For å isolere lag, forhindre kollaps av brønnveggene, forhindre tap og manifestasjoner, senkes de ned i brønnen foringsrør rør. Sementmørtel pumpes inn i rommet mellom rørene og brønnenes vegger.

Plasseringen av foringsrørsøylene, som angir diameteren, nedstigningsdybden, sementmørtelens stigningshøyde, diameteren til borekronene som brukes til å bore for hver kolonne, kalles brønndesign.

Hver kolonne som inngår i brønnstrengen har sitt eget formål.

· Retning- den største foringsrørstrengen, designet for å beskytte brønnhodet mot erosjon, beskytte brønnveggene mot å smuldre opp og lede spylevæsken inn i grøftesystemet. Avhengig av styrken på steinene varierer nedstigningsdybden fra 5m til 40m.

Dirigent- isolerer akviferer, dekker ustabile bergarter, og gjør det mulig å installere utblåsningskontrollutstyr. Nedstigningsdybden er fra 200 til 800 meter.

· Teknisk kolonne- tjener til å dekke plater under vanskelige geologiske boreforhold (mellomlag som er uforenlige med formasjonstrykk, soner med høy absorpsjon, avleiringer som er utsatt for svelling, smuldring, etc.). Produksjonskolonne- nødvendig for driften av brønnen. Den går ned til dybden av den produktive formasjonen. På grunn av viktigheten av dens formål, er det lagt stor vekt på dens styrke og tetthet.

Foringsrør senkes sekvensielt ned i brønnen en etter en ved hjelp av gjengede forbindelser. Bunnen av foringsrøret er utstyrt med en styreplugg (sko), en returventil og en stoppring er installert på tvers av lengden av ett rør for å stoppe klempluggen på den ved slutten av klemmen. Moderne design gir en enkelt mekanisme som kombinerer både design og OK- og stoppringer. Sentralisatorer er installert på kolonnen for det konsentriske arrangementet av kolonnen i brønnhullet, skrapere for mekanisk rengjøring av brønnveggene og sementfiksering, turbulatorer for å endre væskestrømningshastigheten for høykvalitets fylling av hulrom.

Installert på toppen av dekselet sementeringshode, som de pumpes gjennom buffervæsker for å vaske veggene i brønnen; sementmørtelå fylle rommet mellom brønnveggene og foringsrørene; klemme væske- for å skyve sementslurry fra rørrommet til foringsrøret; og også for start separasjonsplugger.

Etter å ha kjørt foringsrøret til den konstruerte dybden, spyles brønnhullet og sementeres. Sementeringsprosessen utføres som følger:

· Buffervæske pumpes inn;

· Sementmørtel med lav tetthet pumpes for å unngå hydraulisk frakturering av ustabile formasjoner;

· Sementmørtel pumpes for høykvalitets isolasjon av den produktive formasjonssonen;

· Sementtilførselsledningene er lukket på sementeringshodet, proppen på delepluggen åpnes, og fortrengningsvæsketilførselsledningene åpnes;

· Fortrengningsvæsken pumpes i et volum lik det indre volumet til foringsrørene;

· I det øyeblikket separasjonspluggen sitter på stoppringen, øker injeksjonstrykket, denne verdien kalles et signal STOPPE.

· Brønnen er lukket og installert på ventetid på at OZZ sementmørtel skal herde.(minst 24 timer).

Siste arbeider

Utvalget av brønnkompletteringsarbeider inkluderer:

· Brønnhodeutstyr

· Bestemmelse av foringsrørstreng for tetthet (trykktesting)

· Geofysisk forskning

Sekundær åpning av formasjonen (perforering), fire typer perforatorer brukes

· Kule

· Kumulativ

· Torpedo

· Hydrosandblåsing

· Brønnutvikling og igangkjøring

Brønnutvikling betyr å utføre en rekke aktiviteter for å forårsake en tilstrømning av olje, bringe utvalget til maksimale verdier og heve det til overflaten. Dette oppnås:

· Bytte ut leireløsningen med vann eller olje

Vaske (stempling)

· Dyp pumpe

· Ved å injisere komprimert inert gass i brønnen.

Brønnhodeutstyr

Juletrebeslag tjener til

· tette brønnhodet,

bevegelsesretningen til gass-væskeblandingen inn i strømningsledningen,

· regulering og kontroll av brønndriftsmodus ved å skape mottrykk i bunnen.

Juletrebeslag er satt sammen av forskjellige flensede T-stykker, kryss og stengeanordninger (ventiler eller kraner), som er koblet til hverandre ved hjelp av stendere. Skjøtene er forseglet med en metallring med ovalt tverrsnitt, som settes inn i sporene på flensene og deretter strammes med bolter.

Juletrebeslag består av

• rørhode og
• fontenetre.

Rørhodet monteres på kolonnehode. Den er designet for å henge opp fontenerør og tette det ringformede rommet mellom fontenerørene og produksjonshuset, samt for å utføre ulike teknologiske prosesser knyttet til utvikling og spyling av en brønn, fjerne parafinavleiringer fra fontenerørene, sand fra bunnen osv.

Rørhode består av

· krysser,

tee og

· overføringssnelle.

T-skjorte installert når brønner utstyres med en dobbelrad heis. I dette tilfellet er den første raden med rør festet til overføringsspolen ved hjelp av en overføringshylse, og den andre raden med rør - ved hjelp av en overføringshylse. Når du utstyrer brønner med kun én rad med fontenerør, er det ikke installert en tee på beslagene.

På krysset og tee av rørhodet de plasserer portventiler, som tjener til å koble teknologisk utstyr med et interpipe eller ringformet rom, samt å forsegle dem.

fontenetre montert på rørene. Den er designet for å lede brønnproduksjonen til strømningslinjer, regulere utvinningen av væske og gass, utføre ulike forsknings- og reparasjonsarbeid, og også, om nødvendig, lukke brønnen.

Fontenetreet består av

· t-skjorter,

· sentralventil,

bufferventil,

· ventiler på strømningslinjer for å overføre brønndrift til en av dem.

Bufferventilen brukes til å stenge og installere en smøreanordning, som brukes til å senke pigger og ulike nedihulls måleinstrumenter under trykk ned i brønnen uten å stoppe driften av den strømmende brønnen. Ved drift av en brønn er en bufferplugg med trykkmåler installert på bufferventilen.

Alle ventiler på fontenetreet, bortsett fra ventilene på en av strømningslinjene, må være åpne når brønnen er i drift. Den sentrale ventilen er kun stengt i nødstilfeller, og leder væsken gjennom det intertubulære rommet inn i strømningslinjene til rørhodet.

Juletrebeslag utmerker seg ved styrke og designegenskaper: ved drifts- eller testtrykk, størrelsen på boringseksjonen, utformingen av fontenetreet og antall rader med fontenerør senket ned i brønnen, og typen avstengning enheter.

Reparasjon av underjordisk brønn.

Settet med arbeider relatert til feilsøking av problemer med underjordisk utstyr og brønnhullet og innvirkningen på bunnhullssonene til formasjoner kalles underjordiske reparasjoner.

Varigheten av nedetiden for den eksisterende brønnmassen på grunn av reparasjonsarbeid tas i betraktning av operasjonskoeffisienten, som er forholdet mellom tidspunktet for faktisk brønndrift og deres totale kalendertid for en måned eller et år.

nåværende

kapital

TIL nåværende brønnreparasjon (TRS) inkludere:

· pumpebytte,

· eliminering av brudd eller utskruing av pumpestenger og rør,

· skifte av rør eller stenger,

· endre nedsenkingsdybden til løfterør,

· rengjøring og skifting av sandanker,

· rense brønner fra sandplugger,

· fjerning av parafin, salter osv. fra rørveggene.

Disse arbeidene utføres av spesialiserte brønnvedlikeholdsteam organisert ved hvert olje- og gassproduksjonsbedrift. Vedlikeholdsteam jobber på rotasjonsbasis og består av tre personer:

· senioroperatør

· og operatøren jobber ved brønnhodet,

· fører - på vinsjen til løftemekanismen.

Mer komplisert arbeidsrelatert

· med eliminering av ulykker med underjordisk utstyr,

· korrigering av skadede produksjonsstrenger,

· isolering av vann som strømmer inn i brønnen,

· overgang til en annen operasjonell horisont,

· behandling av bunnhullssoner av formasjoner, etc.,

Underjordisk brønnreparasjon utføres ved hjelp av et sett med utstyr som består av løfte- og transportutstyr, verktøy for å utføre manuelle operasjoner, mekaniseringsutstyr, brønnrenseutstyr, etc.

GRUNNLEGGENDE FOR PETROLEUMSVIRKSOMHETEN

GRUNNLEGGENDE OM OLJE OG GASS GEOLOGI