Реферат на тему:
Сучасні методи і технологія пошуків і розвідки нафтових і газових
родовищ та підготовка їх до розробки
Геолого-економічна ефективність нафтогазопошукових робіт також
залежність від точності прогнозу можливої продуктивності конкретних
локальних структур. Геологія – наука, що містять значну частку
невизначеності Відкриття родовищ чає ймовірних характер, тому логічним є
застосування одного з методів ймовірності-розпізнавання образів. Суть
процесу розпізнавання образів полягає в порівнянні геологічних ознак
досліджуваного об’єкта (локальної нафтогазоперспективної структури) з
такими ж геологічними ознаками інших відомих об’єктів – еталонів
відкритих родовищ і порожнинних структур.
Ефективність геологорозвідувальних робіт значною мірою залежність від
рівня досконалості методів обґрунтування напрямків пошуково –
розвідувальних робіт на нафту і газ. Одним із способів вирішення даної
проблеми є визначення найбільш раціонального для умов даного регіону
комплексу критеріїв, нафтогазоносності і проведення на його основі
кількісно-якісної оцінки перспектив нафтогазоносності структур.
Всі критерії нафтогазоносності об’єднані в дві групи показників:
1) показники, що характеризують продуктивний комплекс, який
досліджується;
2) показники, що характеризують перекриваючі відклади. До першої групи
нами включені такі показники:
а) структурно-тектонічні:
– кут нахилу осі складки в блоці (в градусах). Цей показник містить
інформацію про можливість накопичення й утримання нафтогазових флюїдів у
конкретній пастці. Встановлено, що високо амплітудні структури з
великими кутами падіння порід на крилах і значними кутами нахилу осі в
основному не містять покладів нафти і газу. Адже для такого типу
структур найбільш характерний розвиток значної тріщинності як у
склепінній частині потенційно продуктивного комплексу, так і в пластах
перекриваючого комплексу порід, що не сприяє збереженню покладів нафти і
газу;
– щільність розломів на одиницю площі (км/км2). Характеризує можливість
збереження покладів нафти і газу в пастці даного стратиграфічного
комплексу. При наявності великої кількості тектонічних порушень навіть
незначної амплітуда, але пов’язаних із регіональними розломами, флюїди
можуть вільно виходити по них, що призводить до часткового або повного
руйнування промислових покладів нафти і газу;
– перевищення блоку, що досліджується, відносно максимально зануреного
блоку в складці (по склепінню в м). Даний показник характеризує
конкретний локальний об’єкт у плані загального гіпсометричного положення
в складці, та його тектонічну ізольованість, що створює сприятливі умови
для збереження покладів нафти і газу;
– відстань до крупних поперечних розломів (в км). Характеризує положення
даного блоку відносно головних шляхів міграції нафтогазових флюїдів;
– положення в покриві складок. Згідно із схемою диференційного
вловлювання найбільш сприятливі умови для акумуляції вуглеводнів
створені в пастках фронтальної лінії складок і першої в насуві.
Обґрунтування цього міститься в дослідженнях Г.Н. Доленка [11,12], О.Е.
Іванова [14], І.В. Висоцького [5] та ін. по Передкарпатському прогині.
Ці автори відзначають, що більшість покладів нафти і газу пов’язані з
площинами основних насувів і першими фронтальними складками, які мають
найкращі зв’язки з даними площинами – шляхами міграції;
– відстань до уступу в прогині (в км). Даний показник
ми рекомендуємо, виходячи з кращих можливостей міграції нафтогазових
флюїдів через площини розломів і прирозломні зони дроблення із джерел
нафтогазоутворення в структури-пастки. Чим ближче до розлому
розташована складка, тим більша ймовірність заповнення її пастки нафтою
чи газом [3, 8]. Крім того, згідно з даними Г.Н. Доленка, І.І.
Чебаненка та ін. [11, 20, 7, 2], найкращими шляхами міграції є зони
перетину поздовжнього (який є уступом) та поперечних глибинних розломів;
б) літолого-фаціальні:
– загальна товщина (в м) палеогенового комплексу;
– товщина алевропіщаних пластів (у м). Даний показник кількісно
характеризує встановлену або прогнозну наявність порід-колекторів у
палеогенових відкладах певного локального об’єкта;
– алевропіщанистість (у %). Характеризує частку колекторських різновидів
порід у палеогенових відкладах;
в) нафтогазоносність:
– нафтогазопрояви. Цей показник характеризує нафтогазоносність
палеогенових відкладів, виявлену під час буріння;
– нафтогазові припливи. Показник характеризує нафтогазоносність
палеогенових відкладів, виявлену під час випробування свердловин;
г) гідрохімічні характеристики пластових вод:
– мінералізація (в г/л). Даний показник відображає загальний склад
речовин, які знаходяться у пластовій воді у розчиненому та колоїдному
вигляді. Мінералізація вод змінюється в широких межах – від майже
прісних до розсолів в залежності від походження, фаціально-літологічних
особливостей відкладів, що вміщують дані води, та від ступеня
гідрогеологічної закритості водоносносних комплексів та нафтогазоносних
структур. Як критерій нафтогазоносності мінералізацію пластових вод ми
пропонуємо використовувати в комплексі з іншими показниками, які
характеризують хімізм вод;
– метаморфізація ( Na/CI ). Показник, який вказує на ступінь
палеогідрогеологічної закритості басейну. Як критерій нафтогазоносності
цей показник ми вважаємо за необхідне використовувати в комплексі з
іншими гідрогеологічними критеріями;
– вміст іонів хлору СL- (в мг/л). Серед аніонів СL- відіграє головну
роль в складі вод нафтових родовищ. Зосередження хлоридів (особливо
хлоридів кальцію) в районі родовищ нафти і газу пояснюється збільшенням
розчинності їх у пластових водах при високих температурах, які існують в
покладах нафти і газу. Виходячи з цього, ми пропонуємо використати вміст
аніонів хлору в пластових водах як критерій нафтогазоносності;
– вміст сульфат-іонів SO42 . Обґрунтуванням вживання цього показника як
критерію нафтогазоносності служить те, що наявність покладів
вуглеводнів, особливо нафти і конденсату створює сприятливі умови для
відновних процесів, яким у першу чергу піддаються сульфат-іони. Ці
аніони можуть повністю зникнути з вод, якщо не відбуватиметься
поповнення їх за рахунок сульфатних порід басейну або припливу свіжих
інфільтраційних вод. Якщо такі джерела є, то процеси редукції
сульфат-іонів будуть супроводжуватися постійним виникненням і
накопиченням сірководню H2S. Якщо ж надходження і накопичення нових
порцій сульфатів не відбувається, то сірководень, що утворився на
першому етапі, зв’язується активним залізом в формі піриту. Так
виникають безсульфатні пластові води з повною відсутністю сірководню.
Таким чином, недонасиченість пластових вод сульфат-іонами при наявності
відновних форм сірки є критерієм нафтогазоносності;
– вміст іонів йоду І- (в мг/л). Даний показник є критерієм
нафтогазоносності, оскільки відомо, що пластовим водам, які контактують
із ароматичними конденсатами та газовими покладами, властивий підвищений
вміст йоду. Проте у водах нафтових родовищ вміст йоду може змінюватись у
широких межах;
вміст брому, Вr- (в мг/л). Наявність даного компоненту в пластових водах
різними дослідниками трактується по-різному. Згідно з дослідженнями Є.С.
Гавриленко [5], наявність брому в пластових водах залежить в основному
від їх гіпсометричного положення. Спільне накопичення в надрах покладів
нафти і брому в підземних водах не свідчить про їхню генетичну
спорідненість. Разом з тим встановлено, що в межах нафтогазоносних
областей максимальна кількість брому пов’язана із структурами, які
характеризуються високою продуктивністю і найбільшою гідрогеологічною
закритістю (5).
Коефіцієнт сульфатності, (SO42-/ Cl-) 100%;
Хлор-бромний коефіцієнт, Cl- /Br . Деякі геологи даний коефіцієнт
розглядають як геохімічний показник близького розташування нафтових
родовищ (6). Інші (11) вказують на функціональну залежність Cl- /Br від
глибини залягання порід і пластових вод, ступеня закритості надр,
фактора газу і загальної історії формування вод, тобто даний коефіцієнт,
з їхньої точки зору, може бути тільки непрямим показником
нафтогазоносності;
– вміст амонію, NH4+ (в мг/л). Ми вважаємо надійним пошуковим показником
нафтогазоносності наявність іона амонію, вміст якого може досягати
декілька сот міліграмів на 1 л. Він є безпосереднім продуктом розпаду
смолистої частини нафти і може на водонафтовому контакті надходити в
воду [15]. Тому, його концентрація в водах нафтоносних площ вища, ніж в
ненафтоносних. Крім того, вуглеводні сприяють збільшенню розчинності
амонію в пластових водах [5];
д) характеристика водорозчинних газів:
– наявність в пластових водах розчинених вуглеводнів та інших газів є
прямим показником нафтогазоносності надр. Проте, іноді розсіяні
вуглеводні поширені в пластах-колекторах на великих територіях і є
продуктом руйнування покладів нафти і газу. Ймовірно, тільки підвищені
концентрації розчинених вуглеводнів можуть вважатися показником
нафтогазоносності;
– газонасиченість (в см3/см3). Даний показник визначає насичення
пластових вод вуглеводневими газами. Характеристика “газонасиченість”
рекомендується для використання як критерій нафтогазоносності;
– вміст метану СН4 (в %);
– вміст важких вуглеводнів (ВВ) (в %). Для цих двох показників
нафтогазоносності спостерігається пряма залежність концентрації СН4 і ВВ
від наявності нафтогазового покладу. При наближенні до покладів нафти чи
газу збільшується кількісний вміст СН4 і ВВ;
показник рекомендуємо використовувати як
критерій нафтогазоносності;
– вміст вільного азоту, N2 (в %). Глибинне походження вільного азоту в
пластових водах пояснюється можливістю його утворення при розкладі
азотистих органічних речовин. Встановлено, що вміст азоту в газовій фазі
порід зростає із збільшенням відстані від склепіння антиклінальної
складки. Ймовірно, аналогічна залежність існує і в пластових водах;
е) термобаричні характеристики:
– зміна пластової температури з глибиною. Даний показник
нафтогазоносності ми використовуємо на основі великої кількості
науково-дослідних робіт, пов’язаних з виявленням зв’язку температурних
аномалій з літологією, структурно-тектонічними факторами і покладами
нафти і газу [13, 18]. Згідно з даними численних досліджень, основні
позитивні температурні аномалії спостерігаються над нафтогазовими
родовищами і пояснюються наявністю вертикальної міграції флюїдів з
глибин;
– пластовий тиск. На основі численних досліджень пластові тиски в
нафтових і газових покладах залежать від чотирьох факторів: глибини
залягання, тиску контурних і підошовних вод, висоти поверху
нафтоносності (газоносності) та густини нафти і газу в пластових умовах.
В залежності від умов залягання виділяються наступні види пластових
тисків: близькі до гідростатичних, високі, аномально високі і аномально
низькі. Газові поклади характеризуються тільки надлишковим тиском за
рахунок висоти поверху газоносності. Аномальність пластових тисків в
водоносних горизонтах палеогену зменшується з глибиною і з збільшенням
До групи критеріїв, що характеризують перекриваючі відклади ми відносимо
такі показники:
а) структурно-тектонічні:
Вивчення закономірностей зміни товщини успадкованої покришки дасть
можливість встановити і її мінімальне значення, необхідне для збереження
покладів нафти і газу
– товщина тектонічної покришки (в м). Товщина насунутих складок також
несе інформацію про можливість збереження покладів нафтогазових флюїдів
[8] ;
б) нафтогазоносність.
Беручи до уваги майже загальне визнання наявності
вертикальної зональності в розміщенні покладів нафти і газу як на
платформах, так і в геосинклінальних областях, дана характеристика
перекриваючого комплексу відкладів рекомендується як показник
нафтогазоносності.
– нафтогазопрояви в перекриваючому комплексі (як поверхневі, так і в
процесі буріння свердловин);
– непромислові припливи нафти, газу (в результаті випробування
свердловин);
– наявність покладів нафти і газу.
в) характеристики водорозчинних газів.
Показники даної групи беруться аналогічні показникам, які
рекомендувались для дослідження продуктивного комплексу.
Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter
