- •Часть 1.
- •Основные сведения о форме, размерах и строении Земли.
- •Земная кора и ее строение.
- •Главные источники энергии
- •Тектонические движения. Тектонические структуры.
- •1.4.1. Общие представления о тектонических движениях.
- •1.4.2. Новейшие и современные тектонические движения.
- •1.4.3. Тектонические структуры.
- •Общие представления о минералах и горных породах
- •Минералы и горные породы.
- •1.5.2. Магматические горные породы
- •1.5.3. Метаморфические горные породы
- •1.5.4. Осадочные горные породы.
- •1.5.5. Породы - коллекторы и породы - флюидоупоры.
- •1.5.6. Нетрадиционные коллекторы.
- •1.5.7. Каустобиолиты.
- •1.5.8. Вода в недрах Земли
- •1.6. Стратисфера и графическое изображение ее элементов
- •1.6.1. Структурные формы осадочных пород
- •1.6.2. Изображение геологических тел и их свойств.
- •1.6. Стратисфера и графическое изображение ее элементов
- •1.6.1. Структурные формы осадочных пород
- •1.6.2. Изображение геологических тел и их свойств.
- •1.7. История Земли
- •1.7.1. Методы восстановления истории Земли.
- •1.7.2. Стратиграфическая (геохронологическая) шкала
- •1.7.3. Основные этапы развития Земли.
- •3.1. Палеозой –0,6 – 0,2 млн. Лет древняя жизнь.
- •Девон назван по графству Девоншир в Англии. Характерны появление насекомых и земноводных, расцвет кораллов. В отложениях этого возраста встречаются многочисленные нефтяные месторождения.
- •Юра, мел характеризуются максимальным развитием жизни. Эти отложения характеризуются также максимальным нефтеобразованием.
- •3.3. Кайнозой - новая жизнь.– 65 млн. Лет
- •1.7.4. Жизнь в круговороте углерода и в истории Земли.
- •1.7.5. Ритмы и ранги в земной коре.
- •1.8. Нефть и газ в недрах Земли.
- •1.8.1. Нефть, газ, газогидраты.
- •1.8.2. Происхождение нефти и газа.
- •1.8.2.1. Концепции неорганического происхождения нефти.
- •1.8.2.2. Концепции органического происхождения нефти (исторический аспект).
- •1.8.2.3. Образование природного газа.
- •1.8.3. Современная модель образования залежей нефти и газа.
- •1.8.3.1. Аккумуляция рассеянного органического вещества (ров).
- •1.8.3.4. Ловушки. Образование залежей.
- •Структурные а - сводовая, б – тектонически экранированная,
- •1.8.3.5. Элементы залежей.
- •Ширина залежи минимальный диаметр, соединяющий точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.
- •1.8.3.6. Генетическая классификация залежей.
- •1.8.3.7. Консервация залежей.
- •1.8.3.8. Разрушение залежей.
- •1.8.4. Нефтегазогеологическое районирование.
- •1.8.4.1. Иерархия нефтегазогеологических объектов.
- •1.8.5.2. Основные нефтегазогеологические провинции
- •Часть 2. Поиски и разведка нефти и газа
- •2.9. Общее представление о поисково-разведочном процессе.
- •2.10. Ресурсы, запасы и их категории.
- •2.10.1. Общее представление о ресурсах и запасах. Их классификации.
- •Классификация ресурсов и запасов XIV Мирового нефтяного конгресса
- •2.10.2. Подсчетные параметры (исходные данные) и их определение на различных этапах и стадиях геологоразведочных работ.
- •2.10.3. Подсчет и пересчет запасов различными методами
- •2.10.4. Размещение месторождений нефти и газа в мире.
- •2.10.5. Нетрадиционные ресурсы.
- •2.11. Методы поисково-разведочных работ,
- •2.11.1. Геологическое картирование
- •2.11.2. Аэрокосмические методы.
- •2.11.3. Буровые работы.
- •2 Сейсмические профили существующие, 3 – планируемые.
- •2.11.4. Геохимические методы
- •2.11.5. Геофизические методы.
- •2.11.5.1. Общее представление о геофизических методах.
- •2.11.5.2. Методы разведочной (полевой) геофизики.
- •2.11.5.3. Методы геофизических исследований скважин (каротаж).
- •2.11.5.4. Принципы интерпретации геофизических данных.
- •2.11.5.5. Прямые геофизические методы поисков нефти и газа.
- •2.11.6. Комплексирование геофизических, геохимических,
- •2.12. Этапы и стадии геологоразведочных работ.
- •2.12.1. Региональный этап.
- •2.12.1.1. Стадия прогноза нефтегазоносности.
- •2.12.1.2. Стадия оценки зон нефтегазонакопления.
- •2.12.2. Поисково-оценочный этап.
- •2.12.2.2. Построение геологической модели месторождения (залежи)
- •2.12.2.3. Стадия поисков месторождений и оценки залежей.
- •2.12.2.4. Подстадия оценки месторождений.
- •2.13. Системы размещения скважин
- •2.13.1. Заложение скважин на антиклиналях
- •2.13.1.1. Заложение скважин на антиклиналях
- •2.13.1.2. Заложение скважин на нарушенных разломами, блоковых антиклиналях.
- •2.13.2. Заложение скважин на неантиклинальных ловушках (нал)
- •2.13.2.1. Поиски в ловушках литологического класса.
- •2.14. Разведочно-эксплуатационный этап.
- •2.14.1. Проведение разведочно-эксплуатационного этапа.
- •2.14.2. Количество разведочных скважин
- •2.14 .3. Особенности разведки газовых месторождений.
- •2.14.4. Особенности разведки месторождений на шельфе.
- •2.15. Эффективность геолого-разведочных работ на нефть и газ
- •2.15.1. Показатели эффективности геолого-разведочных работ
- •Часть 3
- •3.16. Геологические вопросы при разработке месторождений
- •3.16.1.1 Геолого-промысловое обоснование
- •3.17.1. Общие сведения о трудноизвлекаемых запасах
- •3.17.1.1. Структура трудноизвлекаемых запасов в энергетическом балансе
- •3.16.2. Регулирование процесса разработки
- •3.17. Геологические аспекты разработки
- •3.17.1.2. Классификация трудноизвлекаемых запасов.
- •Трудноизвлекаемые запасы
- •3.17.1.3. Применение материалов аэрокосмических съемок
- •3.17.2. Методы увеличения нефтеотдачи
- •3.17.2.1. Физико-химические методы
- •3.17.2.2. Теплофизические методы.
3.17.1.2. Классификация трудноизвлекаемых запасов.
В настоящее время не существует единой классификации трудноизвлекаемых запасов. Для рассмотрения геологических аспектов изучения трудноизвлекаемых запасов наиболее удобна классификация, предложенная В.И.Ермолкиным с добавлениями (таблица 31).
Рассмотрим кратко различные классы трудноизвлекаемых запасов.
Аномальных нефтей и нефтяных газов
Высоковязкие нефти занимают 9% в общей структуре запасов России, или 14% среди трудноизвлекаемых запасов. При разработке высоковязких нефтей можно либо
теми, или иными методами изменять вязкость пластов,
сжигая нефть непосредственно в пласте, получать и утилизировать уже готовое тепло.
Среди методов уменьшения вязкости нефти наиболее традиционные и применяемые, это различные способы теплового воздействия на пласт. К сожалению, эти методики весьма капиталоемкие.
Газовый фактор 200 м3/т осложняет добычу, требует повышенных затрат на обустройство скважин, и на нагнетательные скважины.
Наличие Н2S, CO2 осложняет добычу, требует повышенных мер техники безопасности, разнообразного антикоррозионного оборудования.
Неблагоприятных коллекторов
Залежи в пластах с проницаемостью < 0,05 мкм2- это наиболее распространенные залежи. Они составляют 65% среди трудноизвлекаемых запасов. Разработка этих залежей требует более плотных сеток скважин - в 2, а иногда и более раз.
Таблица 32.
Трудноизвлекаемые запасы
Классы |
Виды |
Аномальных нефтей и нефтяных газов |
Вязкость нефти <30 спз |
Газовый фактор 200 м3/т |
|
Наличие Н2S, CO2 |
|
Неблагоприятных коллекторов |
Проницаемость <0,05 мкм2 |
Начальная нефтенасыщенность <55%, глинистость >2% |
|
Два, или более типа коллектора с пористостью и проницаемостью, различающихся на 2 порядка |
|
Прерывистые К<0,6, расчлененные >3 |
|
Терригенные пласты нефтенасыщенной мощностью <2м, карбонатные <4м |
|
Контактных зон |
Нефть – вода нефтенасыщенная мощность <3 м |
Нефть-газ мощность газонасыщенной части пласта в 3 раза больше мощности нефтенасыщенной части |
|
Факторов, осложняющих бурение скважин и добычу нефти |
Глубина 4000 и более м |
Пластовая температура >1000C и <300C |
|
Аномально высокое пластовое давление (Кан = 1,7) и аномально низкое (Кан = 0,7) |
|
Техногенные |
Остаточные запасы нефти при достижении выработки начальных извлекаемых запасов нефти на 65-75% и обводненности продукции до 75-80% |
Залежи в пластах с начальной нефтенасыщенность <55%, глинистостью >2% так же, как и в предыдущем случае требуют более плотной сетки скважин, а также применения методов вытеснения с помощью различных веществ.
Залежи в двух, или более типах коллекторов с пористостью и проницаемостью, различающихся на 2 порядка требуют тщательной изоляции (цементирования) проницаемых пластов от непроницаемых. Также при работе с такими коллекторами применяют увеличение депрессии. То же относится к пластам прерывистым и расчлененным, а также к маломощным пластам, запасы которых достигают (5%). В этот же раздел следует, по-видимому, отнести и залежи в трещинных карбонатных коллекторах, отличающихся повышенной неоднородностью по рапространению пористости, проницаемости, распространенности и прерывистости.
Залежи контактных зон, в том числе подгазовые залежи, хотя и занимают значительное место в некоторых регионах (например, в Северных районах Западной Сибири их запасы достигают 16%), до сих пор не имеют эффективной технологии разработки.
Трудноизвлекаемые запасы, связанные с различными факторами, осложняющими добычу. Как правило, применение легкосплавных труб позволяет вести добычу с больших (более 4000 м) глубин. Опытным полигоном для бурения набольшие глубины служит бурение сверхглубоких скважин, и первая из них - Кольская сверхглубокая, о которой уже рассказывалось ранее. Опробованное на Кольской сверхглубокой скважине специализированное оборудование позволяет вести добычу и при высоких (более 1000) пластовых температурах. При низких пластовых температурах применяется разогрев пластов паром, или другими способами описанными далее. Запасы, приуроченные к пластам с аномально высоким пластовым давлением, нередко встречаются в массивных рифогенных залежах. Добыча их требует "усиленных" буровых установок и противовыбросового оборудования. Добыча из пластов с аномально низким пластовым давлением требует повышенных депрессий на пласт.
Наконец, техногенные остаточные запасы, доля которых в недрах неуклонно возрастает, требуют для извлечения применения, главным образом, физико-химических методов добычи.
При работе с трудноизвлекаемыми запасами особенно важно иметь правильную и подробную модель залежи. Среди различных методов геолого-геофизического изучения недр при работе с трудноизвлекаемыми запасами пока недостаточно оценены аэрокосмические методы.