Ведущие страны-продуценты

Нефть- Сауд Аравия Россия Иран Китай Мексика Норвегия Венесуэла Канада Нигерия Ливия

Природный газ- США Россия Великобритания Канада Алжир Туркменистан Малайзия Сауд Аравия ОАЭ Катар

Уголь – Китай США Индия Австралия ЮАР Германия Польша Казахстан Великобритания

Уран- Канада Австралия Казахстан Россия Нигер Намибия Узбекистан ЮАР

Мировые цены на сырье.

Нефть – 49.51

Природный газ –0,0816 $ за куб м

Уголь- 39,83 USD за тонну

Уран-  $34,75 за фунт

Геолого-промышленные типы месторождения Урана:

1)Полигенный тип в зонах несогласования (29%) Австралия Канада

2)Инфильтрационные (22%) Сша Нигер

3)Порфировый (14%) Бразилия Намибия

4)Древние Ураноносные конгломераты (10%) ЮАР

5)СТратиформный (10%) Австралия

6)Гидротермальный жильный (4%) Чехия

7) Урановые фосфориты и битуминозные сланцы (5%) США

Общий 2

Во многих случаях возникает необходимость изучить зависимость одной случайной величины от множества других случайных величин. Многофакторная зависимость обычно выражается уравнением множественной линейной регрессии

y = a₁x₁ + a₂x₂ +  + a_kx_k + b, (4.4)

где x₁, x₂, …, x_k – свойства; a₁, a₂, …, a_k, b – постоянные коэффициенты.

Коэффициенты находят методом наименьших квадратов или через значения статистических характеристик. Результат не зависит от способа вычислений. По второму способу переменные x₁, x₂, …, x_k нормируют по формуле (2.24), т.е. заменяют величинами:

(4.5)

В результате замены уравнение (4.4) приобретет следующий вид:

, (4.6)

где величины А₁, А₂, …, А_k – нормированные коэффициенты регрессии.

Если в формулу (4.6) подставить нормированные значения (4.5), получим выражение множественного уравнения регрессии еще в одной форме:

(4.7)

Заметно сходство уравнений (3.12) и (4.7). В уравнении (4.7) находится несколько однотипных слагаемых, а вместо коэффициента корреляции r присутствуют нормированные коэффициенты регрессии А₁, А₂, …, А_k. Значения А₁, А₂, …, А_k находят путем решения системы линейных уравнений, составленной из коэффициентов корреляции:

(4.8)

Сравнение фактических у и расчетных у_рас значений по уравнению (4.7) дает отклонения . Рассчитав дисперсию отклонений и дисперсию исходных данных , можно найти коэффициент множественной корреляции R, который характеризует степень зависимости свойства у от множества других случайных величин x₁, x₂, …, x_k:

. (4.9)

Значения R колеблются от нуля до единицы. Чем ближе R к единице, тем более сильная зависимость величины у от множества величин x₁, x₂, … , x_k. Кроме того, дисперсия отклонений позволяет рассчитать погрешность уравнения множественной регрессии (при вероятности q = 0,95 и коэффициенте вероятности t = 2), которая равна t_.

Главное назначение уравнения множественной регрессии – прогнозирование значений одной случайной величины по множеству значений других случайных величин. Однако, как показано в примере 4.1, роль последних бывает различной, поэтому возникает необходимость выявить в уравнении информативные свойства, а неинформативные свойства исключить из расчета.

Отбор информативных факторов основан на анализе дисперсии отклонений с учетом степеней свободы m = k + 1, где k – количество свойств в уравнении множественной регрессии. Для этого вычисляется дисперсия с учетом степеней свободы:

(4.10)

При увеличении числа учитываемых случайных величин дисперсия вначале убывает, потом достигает минимума и далее начинает расти. Когда дисперсия достигнет минимума, информативные свойства определены. Дальнейшее увеличение числа случайных величин приведет к росту дисперсии и внесет искусственный «шум» в результаты прогнозирования по уравнению регрессии.

Информативные свойства определяют путем перебора сочетаний случайных величин. Вначале выбирают одну величину, которая имеет самый высокий парный коэффициент с прогнозируемой величиной у. Далее находят сочетание этой величины попарно со всеми остальными величинами, и каждый раз вычисляют дисперсию с учетом степеней свободы. Лучшим будет такое сочетание случайных величин, при котором дисперсия минимальна. Потом к двум найденным величинам добавляют третью, четвертую и т.д. до тех пор, пока дисперсия продолжает убывать. Когда дисперсия начнет возрастать, процесс отыскания информативных свойств прекращается.

Если частные коэффициенты корреляции модели множественной регрессии оказались значимыми, т. е. между результативной переменной и факторными модельными переменными действительно существует корреляционная взаимосвязь, то в этом случае построение множественного коэффициента корреляции считается целесообразным.

С помощью множественного коэффициента корреляции характеризуется совокупное влияние всех факторных переменных на результативную переменную в модели множественной регрессии.

Коэффициент множественной корреляции для линейной модели множественной регрессии с n факторными переменными рассчитывается через стандартизированные частные коэффициенты регрессии и парные коэффициенты корреляции по формуле:

где r (yxi) – парный (не частный) коэффициент корреляции между результативной переменной у и факторной переменной xi

Коэффициент множественной корреляции изменяется в пределах от нуля до единицы. С его помощью нельзя охарактеризовать направление связи между результативной и факторными переменными. Чем ближе значение множественного коэффициента корреляции к единице, тем сильнее взаимосвязь между результативной и независимыми переменными, и наоборот, чем ближе значение множественного коэффициента корреляции к нулю, тем слабее взаимосвязь между результативной и независимыми переменными.

Коэффициентом множественной детерминации R2 называется квадрат множественного коэффициента корреляции:

Коэффициент множественной детерминации характеризует, на сколько процентов построенная модель регрессии объясняет вариацию значений результативной переменной относительно своего среднего уровня, т. е. показывает долю общей дисперсии результативной переменной, объяснённой вариацией факторных переменных, включённых в модель регрессии.

Коэффициент множественной детерминации также называется количественной характеристикой объяснённой построенной моделью регрессии дисперсии результативной переменной. Чем больше значение коэффициента множественной детерминации, тем лучше построенная модель регрессии характеризует взаимосвязь между переменными.

Для коэффициента множественной детерминации всегда выполняется неравенство вида:

Следовательно, включение в линейную модель регрессии дополнительной факторной переменной xn не снижает значения коэффициента множественной детерминации.

Коэффициент множественной детерминации может быть определён не только как квадрат множественного коэффициента корреляции, но и с помощью теоремы о разложении сумм квадратов по формуле:

где ESS (Error Sum Square) – сумма квадратов остатков модели множественной регрессии с n независимыми переменными:

TSS (TotalSumSquare) – общая сумма квадратов модели множественной регрессии с n независимыми переменными:

Однако классический коэффициент множественной детерминации не всегда способен определить влияние на качество модели регрессии дополнительной факторной переменной. Поэтому наряду с обычным коэффициентом рассчитывают также и скорректированный (adjusted) коэффициент множественной детерминации, в котором учитывается количество факторных переменных, включённых в модель регрессии:

где n – количество наблюдений в выборочной совокупности;

h – число параметров, включённых в модель регрессии.

При большом объёме выборочной совокупности значения обычного и скорректированного коэффициентов множественной детерминации отличаться практически не будут.

НЕФТЬ 3 Нефть – горючая маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов.Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного.В нефти встречаются следующие группы углеводородов: метановые (парафиновые) с общей формулой С_nН_2n+2; нафтеновые – С_nН_2ni; ароматические – С_nH_2n-6. Преобладают углеводороды метанового ряда. По содержанию серы нефти делятся на классы: - малосернистые (содержание серы до 0,5 %) - сернистые (от 0,51 до 2 %- высокосернистые (более 2%).По содержанию смол нефти делятся на подклассы: - малосмолистые (содержание смолы до 18 %); - смолистые (от 18 до 35 %); - высокосмолистые (более 35%).Все нефти месторождений Муравленковского региона относятся к подклассу малосмолистых, т.к.содержание в них смол в среднем 5- 7 %.По содержанию парафина нефти делятся на группы: - малопарафинистые(содержание парафина до 1,5%) - парафинистые (от 1,51 до 6 %);- высокопарафинистые (более 6 %). Плотность нефти- физическая величина, измеряемая отношением массы нефти к единице объема. Ед.измерения - кг/м³.Пользуются понятием относительной плотности нефти численно равной отношению плотности нефти к плотности дистиллированной воды при t = +4 ^оС.Плотность нефти в пластовых условиях значительно отличается от плотности этой же нефти на поверхности за счет изменения объема.Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Она зависит от силы взаимодействия между молекулами жидкости. Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости  . За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па с), т. е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м² поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Па с относится к числу высоковязких.В нефтяном деле, так же как и в гидрогеологии и ряде других областей науки и техники, для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей – мПа с. Так, пресная вода при температуре 20   имеет вязкость 1 мПа с, а большинство нефтей, добываемых в России, – от 1 до 10 мПа с, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 мПа с и несколько тысяч мПа с. С увеличением содержания в нефти растворенного газа, ее вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 2 4 раза, а с повышением температуры резко уменьшается.Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т. е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м²/с. На практике иногда пользуются понятием условной вязкости, представляющей собой отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 20  .Испаряемость. Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.В пластовых условиях свойства нефти существенно отличаются от атмосферных условий.Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий: высокие давления, повышенные температуры, наличие растворенного газа в нефти и др. Наиболее характерной чертой пластовой нефти является содержание в ней значительного количества растворенного газа, который при снижении пластового давления выделяется из нефти (нефть становится более вязкой и уменьшается ее объем).В пластовых условиях изменяется плотность нефти, она всегда меньше плотности нефти на поверхности.Сжимаемость – способность нефти (газа, пластовой воды) изменять свой объем под действием давления. При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти   колеблются в пределах 0,4 14,0 ГПа^-1, коэффициент определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.Из-за наличия растворенного газа в пластовой нефти, она увеличивается в объеме (иногда на 50   60 %). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом  . Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом Этот коэффициент служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти при стандартных условиях. Газосодержание – важная характеристика нефти в пластовых условиях. Это количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти.Газовый фактор – отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м³), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20  , к количеству добытой за то же время нефти (в т или м³) при том же давлении и температуре; показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов месторождения. Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м³/т. По закону Генри, растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные. Не УВ состав:Гетероэлементы - O до 4%, N до 2%, S до 7—8% (обычно меньше), P до 0,1%. Гетероэлементы входят в состав НУВ соединений — смол и асфальтенов. Смолы — вязкие полужидкие образования, содержащие O, N и S, растворимые в органических растворителях. Асфальтены — твердые вещества, нерастворимые в низкомолекулярных алканах, содержащие высококонденсированные УВ структуры с гетероэлементами. По содержанию асфальтеново-смолистых веществ выделяются нефти: малосмолистые 10%, смолистые 10-20% и высокосмолистые более 20%. По содержанию серы: малосернистые до 0,5%, сернистые 0,5-2%, высокосернистые — более 2%.Микрокомпоненты: V, Ni, Fe, Zn, W, Hg, U. Неуглеводородные компоненты газа представлены главным образом азотом, углекислым газом, водяными парами, кроме того, некоторые газы обогащены соединениями серы(сероводород, меркаптаны, сероокись углерода и др.), гелием, аргоном, встречаются водород, ртуть, пары летучих жирных кислот. 

Петролейная фракция — это смесь легких жидких углеводородов (пентанов и гексанов). Петролейную фракцию (или петролейный эфир) получают из попутных нефтяных газов, из газоконденсата и из легких фракций нефти. Температура кипения петролейного эфира — 40-70 °C (легкий) и 70—100 °C (тяжёлый). Поэтому он относится к наиболее легковыкипающим фракциям нефти и при ее фракционном разделении выделяется одним из первых. Петролейный эфир представляет собой бесцветную жидкость с плотностью 0,650—0,695 г/см3. Он является растворителем жиров, масел, смол и других углеводородных соединений. Петролейный эфир используется в качестве растворителя в жидкостной хроматографии, а также в качестве растворителя при экстракции различных углеводородов, нефти, битумоидов из горных пород. Также петролейный эфир часто используют в качестве топлива для зажигалок и каталитических грелок. Бензиновая фракция нефтей и конденсатов представляет собой сложную смесь углеводородов (до С11) различного строения. Примерно 70 компонентов этой смеси выкипают до 125°C , а в интервале 125-150°C — выкипает 130 углеводородных компонентов этой фракции. Эта фракция используется для получения различных видом и сортов топлива для двигателей внутреннего сгорания. Она представляет собой смесь различных углеводородов, в том числе неразветвленных и разветвленных алканов. Поэтому бензиновую фракцию нередко подвергают термическому риформингу, чтобы превратить неразветвленные молекулы в разветвленные. В основном в состав бензиновых фракций нефти входят нормальные и изомерные парафиновые углеводороды С5 - Сп. Среди нафтеновых углеводородов в наибольшем количестве содержатся метилциклопентан, циклогексан, метилциклогексан, а также высокое содержание легких ароматических углеводородов - толуола и метаксилола. Состав бензиновых фракций определяется составом исходной нефти, которая подвергается переработке. Поэтому свойства бензинов (углеводородный состав, октановое число и т.д.) во-многом определяются свойствами нефти, из которой они изготовлены. Далеко не все нефти подходят для производства бензина высокого качества. Например, в бензиновых фракциях нефтей Ставропольского края преобладают нормальные парафиновые углеводороды. Их содержание достигает 46 - 69 % во фракциях, выкипающих до 120°C и 51 - 78 % во фракциях, выкипающих до 200°C. Вследствие этого бензины имеют невысокие октановые числа. Плохое моторное топливо имеет нулевое октановое число, а у хорошего топлива октановое число равно 100. Октановое число бензиновой фракции, получаемой из сырой нефти, обычно не превышает 60. Особенно ценным является наличие в бензиновых фракциях нефти циклопентана, циклогексана и их производных. Из этих углеводородов получают ароматические углеводороды, например бензол, содержание которого в нефти незначительно. Лигроиновая фракция (тяжелая нафта) нефти является высокооктановой. Она также представляет собой сложную смесь углеводородов, но уже более тяжелых, по сравнению с петролейной и 17 бензиновой фракциями (состав С8 — С14). В ней содержится значительно больше ароматических углеводородов (до 8 %), чем в бензиновой фракции. Также в ней нафтены почти в З раза превышают содержание парафинов. Плотность лигроиновой фракции 0,78—0,79 г/см3. В промышленности она используется как компонент товарных бензинов, осветительных керосинов и реактивных топлив, а также как органический растворитель и наполнитель жидкостных приборов. До активного использования дизельного топлива лиграиновая фракция служила сырьем для производства моторного топлива для тракторов. Состав неочищенного лигроина, выходящего из нефтеперегонного куба, или лигроина первой перегонки, зависит, главным образом, от состава сырой нефти. Лигроин из парафинистой нефти содержит больше насыщенных соединений с неразветвленной цепью или циклических соединений. Как правило, большая часть низкосернистых нефтей и лигроинов являются парафинистыми. Нафтеновая нефть содержит больше ненасыщенных, циклических и полициклических соединений. Нефти с более высоким содержанием серы чаще бывают нафтеновыми. Очистка различных лигроинов первой перегонки может немного отличаться в зависимости от состава, определяемого составом сырой нефти. Керосиновая фракция — это фракция прямой атмосферной перегонки нефти с границами кипения от 180 до 315°С. Плотность при 20°С — 0,854 г/см3. Температура начала кристаллизации — минус 60°С. Керосиновая фракция обычно представлена углеводородами, имеющими от 9 до 16 атомов углерода. Наряду с парафинами, моноциклическими нафтенами и углеводородами ряда бензола она содержит в своем составе бициклические — нафтеновые, ароматические и нафтено-ароматические углеводороды. Керосиновые фракции ввиду высокого содержания изопарафинов и низкого содержания бициклических ароматических углеводородов являются высококачественным топливом для 18 реактивных двигателей. Они отвечают требованиям на современные и перспективные реактивные топлива с повышенной плотностью, умеренным содержанием ароматических углеводородов, хорошими показателями по термической стабильности и низкотемпературным свойствам. Углеводородный состав и товарные качества керосиновых фракций зависят от свойств и характеристик природной нефти. Например, керосиновые фракции циклано-ароматических нефтей (беспарафиновых) Грозненского района содержат много ароматических углеводородов, мало алканов, имеют высокое октановое число ( - 40) и могут служить тракторным топливом, но не дизельным. Керосиновые фракции нефтей Сураханского месторождения характеризуются как низкосортное тракторное топливо; для получения из них тракторного керосина требуется значительное облегчение фракционного состава. А исследование керосиновых фракций нефтей Сахалина показало, что они по своему углеводородному составу являются ценным сырьем не только для получения высококачественного топлива, но и для промышленности нефтехимического синтеза. Керосиновая фракция, выкипающая в интервале температур 120-230 (240)°C используется как топливо для реактивных двигателей, при необходимости подвергается демеркаптанизации, гидроочистке. Керосиновая фракция получаемая из малосернистых нефтей в интервале температур 150 — 280°C или 150 - 315°C используются как осветительные керосины. Фракция, выкипающая при 140 — 200°C применяется в качестве растворителя ( уайт-спирит) для лакокрасочной промышленности. Дизельная фракция, выкипающая в пределах 180 - 360°C, используется в качестве товарного топлива для быстроходных дизелей, а также как сырье для других процессов переработки нефтепродуктов. Кроме названных фракций вырабатываются также углеводородные газы, керосиновые фракции. Дизельные фракции содержат мало ароматических 19 углеводородов (до 25 %), а нафтены преобладают над парафинами. Эти фракции преимущественно состоят из производных циклопентана и цикло-гексана, имеют высокие цетановые числа и относительно низкие температуры застывания. Дизельные фракции парафинистых нефтей содержат значительное количество алканов нормального строения, благодаря чему имеют сравнительно высокую температуру застывания (-10) - (- 11)°C. Для того чтобы получить из таких фракций дизельное зимнее топливо с температурой застывания — минус 45°C и дизельное арктическое топливо с температурой застывания — минус 60°C, эти фракции подвергают депарафинизации с применением карбамида. В дизельных фракциях обнаружены разнообразные органические кислород- и азотсодержащие соединения: спирты и кетоны парафинового и нафтенового рядов, алкилфенолы, пиридины, хинолины и, возможно, другие азотсодержащие гетероциклические соединения. Температура Критическая температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. В однокомпонентной системе жидкая и газообразная фаза данного вещества не могут равновесно существовать при температурах, превышающих его Т. к. Для воды Т. к. равна 374,2 °С. Выше Т. к. вещество не может находиться в двухфазном состоянии и процессы конденсации и испарения становятся невозможными. ГАЗЫ ПРИРОДНЫЕ— смеси углеводородов метанового ряда и неуглеводородных компонентов, встречающиеся в осадочном чехле земной коры в виде свободных скоплений, а также в растворённом (в нефти и пластовых водах), рассеянном (сорбированные породами) и твёрдом (в газогидратных залежах) состояниях. Углеводороды метанового ряда представлены метаном (содержание которого часто превышает 85-90%), этаном, пропаном, бутанами и реже пентаном (содержание которых колеблется от 0,1% в газах газовых месторождений до 20 и более в газах нефтяных попутных и увеличивается с глубиной залегания). Углеводороды тяжелее пентана присутствуют в основном в газах нефтяных и газоконденсатных месторождений. Неуглеводородные компоненты представлены главным образом азотом, углекислым газом, водяными парами, кроме того, некоторые газы обогащены соединениями серы(сероводород, меркаптаны, сероокись углерода и др.), гелием, аргоном, встречаются водород, ртуть, пары летучих жирных кислот. Содержание углекислого газа меняется от долей процента до 10-15%, иногда более, например в Астраханском месторожденииконцентрация CO₂ 22%. Концентрация азота в газах природных горючих обычно не превышает 10% (часто 2-3%), в газах отдельных нефтегазоносных бассейнов его содержание может достигать 30-50% (например, в Волго-Уральском) и более; известныместорождения с преимущественным содержанием азота (Чу-Сарысуйская газоносная область: Амангельдинское месторождение — 80% N₂ и 16% CH₄; Учаральское месторождение — 99% N₂). Количество сероводорода обычно не превышает 2-3%; как исключение известны газовые залежи с содержанием сероводорода 15-20% и более (Астраханское месторождение — 22,5%). Концентрации гелия в большинстве случаев составляют сотые и тысячные доли процента; в США и Канаде имеются месторождения с содержанием гелия 5-8% (Ратлснейк — 7,6%, Модл-Дом — 7,2%).  В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на сухие и жирные.Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах  Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таколичествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины. Природные газы подразделяют на три группы. 1. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они представляют собой сухой газ, практически свободный от тяжелых углеводородов.2. Газы, добываемые вместе с нефтью. Это физическая смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина.3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений. Они состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции. Кроме того, присутствуют N2, СО2, H2S, Не, Аг и др.

НЕФТЬ 4 Ёмкостно-фильтрационные свойства пород. Основными физическими параметрами, которые определяют ёмкостно-фильтрационные свойства (ЁФС) коллекторов, являются пористость, проницаемость и водонасыщеность. Пористость горных пород. Пористость породы – это её свойство, которое определяет ёмкость породы. Она представляет собой отношение объема всех пустот к общему объему породы. Различают три вида пористости: общую, открытую и эффективную..Общая (абсолютная, полная, физическая) пористость – это суммарный объем всех пор, каверн и трещин. Коэффициентом общей пористости к_п соответственно называется отношение суммарного объема всех пустот v_п к общему объему породы v: кп = vп / v. Открытая пористость – это объем всех пустот, сообщающихся между собой. Она всегда меньше общей пористости, на величину объема изолированных или замкнутых пустот. Коэффициентом открытой пористости соответственно называется отношение объема сообщающихся пустот к общему объему породы.Эффективная (динамическая, полезная) пористость. Нефть и газ движутся не по всем открытым пустотам, а лишь по некапиллярным и достаточно крупным капиллярным пустотам. Таким образом, эффективная пористость – это совокупность пустот горной породы, участвующих в процессе фильтрации и из которых нефть может быть извлечена при разработке залежи. Неэффективными являются изолированные и сообщающиеся субкапиллярные поры.Величина пористости зависит от формы и степени окатанности зерен, характера их взаимного расположения (укладки) и наличия цемента, и не зависит от размера частиц, если порода состоит из одинаковых обломков. Таким образом, коллекторские свойства породы определяются формой и характером пустот.Пористость осадочных пород меняется в широких пределах. В несцементированных песках общая пористость достигает 45 %, а открытая – 40 %, у глин пористость лежит в пределах 45-50 %. Нижний предел пористости у нефтеносных песчаников обычно составляет 6-8 %. При меньшем значении они теряют коллекторские свойства.Проницаемость горных пород. Если пористость обусловливает ёмкостные свойства коллектора, то проницаемость - его пропускную способность и, следовательно - коэффициент нефтеотдачи пласта и производительность эксплуатационных скважин..Для оценки проницаемости горных пород используют линейный закон фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:где υ – скорость линейной фильтрации, м/с;Q – объемный расход жидкости в единицу времени, м³/с;F – площадь фильтрации, м²;η - динамическая вязкость жидкости, 1 Па·с;Δр – перепад давления, Па;L – длина участка фильтрации (пористой среды), м.В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называется коэффициентом проницаемости:В Международной системе единиц (СИ) величины, входящие в формулу проницаемости, имеют размерности:[L] = м; [F] = м²; [Q] = м³/с; [р] =Па; [η] = Па·с.Следовательно,При L = 1 м; F = 1 м²; Q = 1 м³/с; р =1 Па и η = 1 Па·с получим значение коэффициента пропорциональности k = 1 м².Таким образом в Международной системе СИ за единицу проницаемости в 1 м² принимается проницаемость пористой среды, в которой при фильтрации через её образец площадью поперечного сечения 1 м² и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м³/с.Коэффициент проницаемости k имеет размерность площади (м²). Его физический смысл характеризует общую площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.Обычно коэффициент проницаемости выражают в микрометрах, 1 мкм² = 10-12 м².В нефтегазопромысловой практике часто используется внесистемная единица – дарси (Д), 1 Д равен 1,02·10-12 м² =1,02 мкм² (1Д ≈ 1 мкм²).Проницаемость пород-коллекторов нефти и газа меняется в широких пределах от 0,005 до 3,0 мкм². Наиболее часто она лежит в интервале от 0,05 до 0,5 мкм².У нефтеносных песчаников она находится в диапазоне от 0,05 до 3 мкм², а у трещиноватых известняков – от 0,005 до 0,02 мкм².Проницаемость зависит, прежде всего, от структуры порового пространства: от размера и конфигурации пор, величины зерен, от плотности укладки и взаимного расположения частиц, от трещиноватости пород и других факторов. По характеру проницаемость делится на межзерновую и трещинную.Различают следующие виды проницаемости: абсолютную, эффективную и относительную.Абсолютная (общая, физическая) проницаемость характеризует физические свойства породы и определяется экспериментально объемным расходом газа или не взаимодействующей с минеральным скелетом однородной жидкости, при условии полного насыщения открытого порового пространства горной породы данным газом или жидкостью.Эффективная (фазовая) проницаемость. Обычно пустотное пространство содержит двух- или трёхфазную систему: нефть – вода, газ – вода, газ – нефть, газ – нефть – вода. Каждый из этих флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Следовательно, фазовая проницаемость отражает способность породы пропускать через себя один флюид в присутствии других. Поэтому она всегда меньше абсолютной проницаемости.Фазовая проницаемость зависит от их физико-химических свойств отдельных флюидов, температуры, давления и количественного соотношения разных флюидов. Поэтому с уменьшением количества нефти в залежи, при её разработке, фазовая проницаемость нефти падает.Фазовая проницаемость выражается в тех же единицах, что и абсолютная (м², или Д) или в долях единицы абсолютной проницаемости.Относительная проницаемость определяется отношением эффективной проницаемости к абсолютной и выражается безразмерной величиной меньше единицы.Водонасыщенность. При формировании залежи часть воды остаётся в пустотном пространстве коллектора. Эта вода, содержащаяся вместе с нефтью или газом в залежи, называется остаточной водой.Количество остаточной воды в залежах зависит от ФЁС пород: чем меньше размер пустот и проницаемость коллекторов, тем её больше.Таким образом, водонасыщенность или коэффициент водонасыщенности характеризует содержание пластовой воды в коллекторе. Коэффициент водонасыщенности k_в измеряется отношением объема открытых пор породы, занятых водой V_в, к общему объему пор породы V_п;k_в = V_в / V_п.Знание коэффициента водонасыщенности необходимо для определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности горных пород, которые определяют геологические запасы нефти и газа в залежах. По литологическому составу выделяют 2 основных типа коллекторов - терригенные (песчано-алевритовые) и карбонатные. Терригенные коллекторы занимают 1-е место . На них приходится доля 58 % мировых запасов нефти и 77 % газа. К примеру, в Западно-Сибирском бассейне, практически все запасы газа и нефти находятся в терригенных коллекторах.Литологически, терригенные коллекторы характеризуются гранулометрией - размером зерен.Размер частиц: крупнозернистых песков - 1-0,25 мм; мелкозернистых песков - 0,25-0,1 мм; алевролитов - 0,1-0,05 мм.Емкостно-фильтрационные свойства различны.Пористость составляет 15-20%, проницаемость - 0,1-0,01 (редко 1) квадратных микрометров (мкм2).Коллекторские свойства определяются структурой порового пространства, межгранулярной пористостью.Глинистость ухудшает коллекторские свойства.Карбонатные коллекторы занимают 2-е место. На них приходится доля 42% запасов нефти и 23% газа. Главные отличия карбонатных коллекторов от терригенных: Наличие , в основном, только 2-х основных породообразующих минерала - кальцита и доломита;Фильтрация нефти и газа обусловлена , в основном, трещинами, кавернами.Карбонатные коллекторы присутствуют на месторождениях бассейна Персидского залива, нефтегазоносных бассейнов США и Канады, в Прикаспийском бассейне.

НЕФТЬ 5 Целью сейсмофациального анализа является не просто районирование территории по форме сейсмической записи, а восстановление обстановок осадконакопления и прогноз литофаций с помощью данных сейсморазведки. Поэтому сейсмофациальный анализ необходимо проводить совместно с интерпретацией данных ГИС, керна и палеофациальным анализом. При интерпертации данных площадной сейсморазведки динамический анализ является начальной информацией о площадном распространении свойств изучаемого объекта, которую можно получить, приступая к изучению отложений. Сейсмофация объединяет группу отражений, характеризующихся схожим набором параметров, таких как конфигурация, непрерывность, амплитуда, частота и т.д. Прямой корреляции между определенным типом рисунка волновой картины и литологическим составом пород не существует. Кроме того, для каждой площади выделяются свои сейсмофации, приуроченные к определенному типу пород. Эталонов тоже не существует, несмотря на то что созданы многочисленные альбомы и атласы сейсмофаций. Это отчасти связано с тем, что на волновое поле влияет множество факторов, начиная от методики проведения полевых работ и поверхностных условий до графа обработки сейсмического материала. Метод сейсмофациального анализа помогает уменьшить процент неверного прогноза свойств в межскважинном пространстве, уменьшить степень неопределенности и решает следующие задачи: • определение существования на качественном уровне связи петрофизических параметров в скважинах и параметров волнового поля; • определение основных закономерностей или зональности распределения свойств по площади; • выделение основных зон обстановок седиментации, в которых свойства отложений будут похожи (районирование территории); • определение качества коллектора (которое часто не зависит от его количества, т.е. от эффективной мощности). Кроме того, сейсмофациальное районирование дает возможность проанализировать зависимости петрофизических параметров от атрибутов волнового поля для каждой фациальной области в отдельности. Если анализируется достаточно большая площадь, это даст более надежные корреляционные связи для прогноза параметров в межскважинном пространстве.

РУДА 3 1.Месторождения благородных металлов. Металлы платиновой группы. Области промышленного использования. Геохимия и минералогия. Запасы и добыча. Типы руд и кондиции. Требования промышленности к качеству сырья. Типы промышленных месторождений. Рудные провинции. Характеристика важнейших геолого-промышленных типов месторождений. Примеры месторождений.

К группе благородных металлов относятся золото, серебро и металлы платиновой группы— платина, палладий, иридий, родий, рутений и осмий.

Они обладают химической стойкостью и красивым внешним видом в изделиях, что обусловило название этой группе и области применения перечисленных металлов.

РУДА 4 2.Способы подсчета запасов: среднего арифметического, геологических блоков, эксплуатационных блоков.

Способ среднего арифметического.

Залежь приравнивают к равновеликой фигуре-диску с высотой равной средней мощности и периметром соответствующему внешнему контуру. Площадь измеряют планиметром, а среднюю мощность вычисляют по совокупности всех разведочных пересечений.

а – план рудного тела; б – разрез по линии АБ; в – аксонометрическая проекция преобразованного рудного тела.

Запасы подсчитываются по формулам

V=S*m; Q=V*d; p=Q*C/100

Где:

V – объём залежи, S – площадь залежи на проекции, m – средняя мощность.

Q – запасы руды

d – объемная масса

p – запасы металла

C – среднее содержание полезного компонента в объёме залежи.

РУДА 5 При сравнении кривых дисперсии бесцветных и цветных 24 25 минералов сразу же заметно несколько существенных отличий. 1. Спектры отражения бесцветных минералов показывают слабые отличия в отражении для разных длин волн. Кривые почти горизонтальны. Иногда отмечается некоторый подъем в фиолетовой части спектра, однако ввиду пониженной чувствительности зрения в голубой-фиолетовой части спектра этот подъем практически не чувствуется глазом. 2. Спектры отражения цветных минералов наоборот отличаются резкой неоднородностью отражения в разных длинах волн, что выражается резким подъемом или спадом кривых дисперсии. 3. Заметно, что розовые, желтые минералы характеризуются резким подъемом кривых дисперсии; голубые минералы характеризуются спадом кривых. Чем более насыщен цвет минерала, тем резче неравномерность отражения. С этих позиций цвет минерала иногда характеризуют числом цвета, которое оценивается по формуле:

где Rλф - отражениев диапазоне фиолетовой части спектра; Rλk - отражение в красной части спектра. Значение числа цвета показывает следующее: чем больше абсолютное значение (по модулю) числа цвета, тем более насыщенно проявляется цвет; при положительном числе цвета проявляются голубые тона окраски минералов в отраженном свете; при отрицательном - желтые или розовые. Кривые дисперсии также называют положительными (Rλф > Rλk ), отрицательными (Rλф < Rλk ) и сложными. Систематика рудных минералов по цвету проведена И.С.Волыне-ным (1947) и используется во многих диагностических таблицах. Им выделены две крупные группы минералов соответственно степени заметности окраски при наблюдении в воздухе: цветные и бесцветные. Минералы цветные подразделяются на две подгруппы: 1) минералы с насыщенным цветом. Это сравнительно немногочисленная группа ярко окрашенных минералов, у которых отчетливо заметен цвет даже а сочетании с другими цветными минералами. На диагностических таблицах такие минералы показываются, число цвета = Rλф - Rλk Rλф 24 25 как правило, сплошной окраской информационного поля минерала (например, приложение к справочнику-определителю рудных минералов в отраженном свете Т.Н.Чвилевой, М.С.Безсмертной, З.М.Спиридонова, 1988г.); 2) минералы с насыщенным цветным оттенком также образуют весьма немногочисленную группу. Их окраска заметно светлее, чем у минералов с насыщенным цветом. Причем восприятие оттенка находится под сильным влиянием цвета минералов в окружении. Как правило, насыщенный оттенок минералов оказывается отчетливо заметен и может быть правильно определен лишь в сравнении с бесцветными минералами: галенитом, арсенопиритом, гематитом. При наблюдении в иммерсии насыщенный цветной оттенок не вызывает сомнений. На диагностических таблицах эти минералы показываются широкими цветными полосами. Минералы бесцветные также подразделяются на две группы минералы со слабым оттенком и минералы серые и белые(неокрашенные): 1) минералы со слабым оттенком образуют многочисленную группу. При наблюдении в воздухе, как правило, у них не заметно никакого оттенка даже в сравнении с серыми или белыми минералами, т.е. визуально они воспринимаются как бесцветные. Однако при наблюдении в иммерсии, особенно в сравнении с серыми и белыми минералами цветной оттенок заметен вполне отчетливо; 2) серые и белые (неокрашенные) минералы не обнаруживают отчетливого цветного оттенка даже при наблюдении в иммерсии. Все минералы, имеющие цвет или оттенок, часто подразделяют по цветовому тону на три группы - розовые, желтые, голубые. Столь грубое деление связано с неоднозначностью индивидуального восприятия цвета тем или иным исследователем. Например, окраска пирротина воспринимается разными людьми как: розовая, коричневая, коричнево-розовая, кремовая, желтовато-коричневая. В этой связи, несмотря на то, что часто в справочниках приводится достаточно тонкая характеристика цвета минералов, нужно иметь в виду, что визуальное восприятие цвета минерала может не совпадать с такой тонкой характеристикой. Нередко приходится идти на намеренное “загрубление” характеристики цвета по цветовому тону, чтобы избежать резких противоречий в оценке цвета. Непостоянство визуального восприятия образа цвета удается преодолеть только на основе сравнения цвета с эталонами и с бесцветными серыми и белыми минералами. Среди основных факторов, которые мешают оценке цвета, нужно привести следующие: 1. Изучаемый минерал находится в окружении цветных минералов, цветные минералы, такие как халькопирит, пирротин, борнит, пирит, если они присутствуют в заметном количестве, создают сложный цветовой фон, существенно изменяющий восприятие окраски отдельных минералов. Например, чисто белые и серые минералы в окружении большого количества розовых или желтых кажутся голубоватыми, а в окружении голубых - розоватыми (как говорят - минералы приобретают дополнительную (к фону) окраску ). Окраска в этих условиях даже у цветных минералов воспринимается иначе, например, светло-желтый пирит на фоне густо-желтого халькопирита воспринимается многими почти как белый минерал. 2. На восприятие цвета сильно влияет спектральный состав падающего света. Обычно в микроскопах при наблюдении используется голубой светофильтр, который приближает спектральный состав желтоватого света лампы накаливания осветителя к белому свету. Если фильтр отсутствует, цвета могут стать почти неузнаваемы. 3. Неточность настройки осветителя, появление в области видимости изображения нити лампы накаливания, цветовых пятен от неточной установки лампы, пыли на оптических поверхностях линз, поляризатора, отклоняющего приспособления, могут существенно мешать оценке цвета. 4. Недостаточно чистая поверхность шлифа, наличие пленок изменения реакционно-способных минералов, отпечатков пальцев. Поверхность некоторых минералов, например, борнита, даже при непродолжительном хранении покрывается химическими пленками. При этом розовая окраска борнита сменяется синей и сине-фиолетовой окраской реакционной пленки. При чистке шлифа на суконном круге с полированной пастой эта пленка сравнительно легко счищается. 5. При наблюдении некоторых прозрачных минералов может возникнуть ложное ощущение цветного оттенка под воздействием сильных внутренних рефлексов (просвечивания).

Понятие “отражение” близко по смыслу понятиям “коэффициент отражения” или “отражательная способность”. Отражение R определяется отношением интенсивности отраженного света к интенсивности падающего света, умноженным на 100: Поэтому отражение целочисленная величина, не превышающая 100. Отражение можно выразить и в долях единицы Такую характеристику чаще называют коэффициентом отражения или отражательной способностью (Л.Н.Вяльсов, 1976). Коэффициент отражения R, наряду с коэффициентом преломления N и коэффициентом поглощения К, является одной из важнейших кристаллооптических констант вещества. Между этими величинами существует строгая функциональная зависимость: R= f (N,K) В случае изотропного вещества при наблюдениях в воздухе между этими величинами существует зависимость, выведенная Френелем: (1) Для анизотропных веществ коэффициент отражения меняется

в зависимости от положения зерна по отношению к плоскости поляризации падающего света. По значениям отражательной способности каждый минерал характеризуется индикатрисой отражения, в общих чертах весьма сходной с индикатрисой коэффициентов преломления. Индикатриса для минералов кубической сингонии - шар, для одноосных кристаллов - эллипсоид вращения. Для кристаллов это более сложная фигура, близкая к трехосному эллипсоиду. Таким образом, могут существовать, например, коэффициенты отражения в направлениях оптических осей индикатрисы, вычисляющиеся, соответственно, по формулам: (2)

Явление двуотражения проявляется визуально - значительно менее заметно, чем анизотропия, однако око дает дополнительный 30 31 материал для диагностики, так как оказывается, что у некоторых анизотропных минералов имеется двуотражение, у некоторых - нет. Если двуотражение не бросается в глаза, как например, у кальцита, у молибденита, его определяют обычно предварительно удостоверившись в анизотропности минерала. Эффект двуотражения проявляется в том, что при одном николе отражение минерала при вращении столика усиливается и ослабевает дважды за один оборот. Отражение усиливается, когда длинная ось сечения индикатрисы устанавливается параллельно плоскости поляризатора; оно ослабевает, когда в это положение устанавливается короткая ось. Наилучшим образом двуотражение заметно в агрегатах, где зернам с разной ориентировкой индикатрисы соответствует разное значение отражения у одного и того же минерала (рис.5).

Двуотражение принято оценивать как относительную величину, рассчитывая его по формуле: Численное значение двуотражения, рассчитанное таким образом в долях единицы, помещают, а диагностических таблицах справа от буквы - А, характеризующей анизотропию минерала. Для визуальной оценки двуотражения полезно провести сравнение двуотражения некоторых, довольно широко распространенных минералов. Двуотражение, составляющее менее 0,05 (в долях единицы), практически увидеть невозможно (таблица 2). Двуотражение от 0,05 до 0,1 можно заметить только при наблюдении в иммерсии, двуотражение от 0,1 до 0,3 заметно в воздухе, хотя приходится потратить немало времени, чтобы увидеть разницу в этом случае. Такое двуотражение заметно лишь в агрегате, когда рядом ∆R R R R OTH = - max min max 32 33 располагаются зерна с перпендикулярной ориентировкой длинных осей сечений индикатрисы. Двуотражение более 0,30 до 0,50 - сильное, хорошо заметно в агрегате и видно даже в одном зерне с подходящей ориентировкой индикатрисы. Заметно изменение отражения при вращении столика. Заметить двуотражение у минералов, если оно превышает 0,5, не вызывает никаких трудностей.

Изотропные минералы в скрещенных николях независимо от их ориентировки остаются одинаково темными, настолько темными, насколько позволяют дефекты поляризации света и явление эллиптической поляризации. Зерна анизотропных минералов при вращении столика 4 раза за 1 оборот, т.е. через 90° проходят положения минимумов и максимумов освещенности, природа этого явления объясняется вращением плоскости поляризации света, которую несложно представить себе на простой схеме (рис.4).

Представим себе, что в некотором зерне анизотропного минерала сечение индикатрисы ориентировано под углом к направлению поляризатора и анализатора (диагональное положение). В этом сечении оси Rg и Rр (или Rе и R0 ) ориентированы под углом 45° к плоскостям поляризатора Р-Р и анализатора А-А. 28 29 Зерно освещается лучом, поляризованным в плоскости РР с амплитудой, соответствующей вектору ОР. Чтобы получить вектор отраженного луча от анизотропного кристалла, следует: вектор ОР по правилу параллелограмма раскладывается на составляющие ОС и 0В по главным осям сечения индикатрисы Rg и Rp ; составляющие отраженного луча ОС’ и ОB’ получаются с учетом коэффициентов отражения по Rg и Rp и, естественно, в данном сечении индикатрисы составляющая ОС по Rg заметно выше, чем OB’ по Rp . По составляющим ОС’ и OB’ находится вектор отраженного луча ОP’, который оказывается повернут относительно плоскости поляризации падающего света на угол ? - угол вращения плоскости поляризации. Благодаря этому повороту у отраженного луча появляется составляющая ОМ, находящаяся в плоскости анализатора и, таким образом, не будет им погашена, что соответствует наибольшей светлоте. Нетрудно заметить, что при повороте кристалла эта составляющая будет уменьшаться до полного исчезновения, которое произойдет при расположении осей индикатрисы параллельно плоскостям поляризатора и анализатора (нормальное положение зерна). Таким образом, при вращении кристалла он будет 4 раза находиться в диа тональном положении - самом светлом, и четыре раза - в диагональном, наиболее темном. Эта зависимость оценивается формулой Берека, которая приводится здесь в несколько упрощенном изложении, однако не искажающем сущность явления [И.С. Волынский, 1947 г.]:

где R+ - отражение при скрещенных николях; N и K - значения коэффициентов преломления и поглощения для данного сечения: ψ -азимут большой оси сечения оптической индикатрисы кристалла; θ - угол, характеризующий степень эллиптической поляризации отраженного света. У некоторых минералов при строго скрещенных николях возникает цветной эффект анизотропии, который в соответствии с приведенной выше формулой связан с дисперсией отражения в скрещенных николях. Он выражается в появлении окраски у минералов в скрещенных николях ж в резкой смене окраски при небольших поворотах от нормального положения в ту или иную сторону. Эта смена окраски чрезвычайно характерна. У ковеллина, например, окраска меняется от оранжево-красных- до серых тонов, у молибденита -в желтоватых - голубовато-серых тонах. Окраски цветного эффекта анизотропии имеют диагностическое значение и приводятся в справочниках и определителях. Цветной эффект может возникнуть и в неполностью скрещенных николях. В этих условиях ему нельзя придавать диагностического значения. Однако это явление удобно использовать для установления анизотропии минералов в агрегатах. В этом случае поступают так: наблюдая агрегат минерала, скрещивают николи и поворачивают поляризатор в ту или другую сторону от положения скрещения. При этом у разных зерен минерала в агрегате появляется различная окраска при неполностью . скрещенных николях. Чаще всего одни зерна розоватые, другие - голубоватые. При повороте поляризатора в другую сторону через положение скрещения окраска зерен меняется на противоположную: те, что были розовыми, становятся голубоватыми, а те, что были голубыми, становятся розовыми. Это явление очень хорошо заметно даже при про чих мешающих факторах. Нужно только подчеркнуть, что этот способ применим только в агрегатах, т.е. имеет значение не сам по себе факт изменения окраски у одного зерна (это проявляется и у изотропных минералов), а, именно, противоположная направленность изменения окраски у разноориентированных зерен в агрегатах.