III. nafta ja gaasi geoloogia alused. Föderaalne eelarveline riiklik kõrgharidusasutus
Nafta ja maagaas
Teemaõppe kava
- 1. Õli, selle elementaarne koostis.
- 2. lühikirjeldusõli füüsikalised omadused.
- 3. Süsivesinikgaas.
- 4. Komponentide koostis ja gaasi füüsikaliste omaduste lühikirjeldus.
- 5. Gaasikondensaadi mõiste.
- 6. Nafta ja gaasi päritolu.
- 7. Nafta kui keskkonnasaasteallikas.
Nafta ja maagaas on väärtuslikud mineraalid. I.M.Gubkin märkis, et vihje nafta päritolule ei paku mitte ainult teaduslikku ja tehnilist huvi, vaid ka ülimalt praktilist tähtsust, sest. see annab usaldusväärseid viiteid selle kohta, kust naftat otsida ja kuidas on selle otsimist kõige otstarbekam korraldada.
Nafta päritolu on loodusteaduse üks keerulisemaid ja siiani lahendamata probleeme. Olemasolevad hüpoteesid põhinevad ideedel nafta ja gaasi orgaanilise ja anorgaanilise päritolu kohta.
Nafta on süsivesinike segu, mis sisaldab hapniku-, väävli- ja lämmastikuühendeid. Sõltuvalt mitmete süsivesinike ülekaalust võivad õlid olla: metaan-, nafteen-, aromaatsed.
Õli kaubanduslik kvaliteet sõltub parafiini sisaldusest. Eristatakse õlisid: madala parafiinsusega mitte rohkem kui 1%, kergelt parafiinsusega - 1% kuni 2; väga parafiinne üle 2%.
Õli peamisi füüsikalisi omadusi iseloomustavad tihedus, mahukoefitsient, viskoossus, kokkusurutavus, pindpinevus ja küllastusrõhk.
Süsivesinikgaasi leidub Maa soolestikus iseseisvate kogunemiste kujul, moodustades puhtalt gaasimaardlaid või gaasikorke, aga ka lahustunud vees. Põlevgaas on küllastunud süsivesinike metaani, etaani, propaani ja butaani segu, sageli on gaasi koostises raskemad süsivesinikud pentaan, heksaan, heptaan. Süsivesinikgaasid sisaldavad tavaliselt süsihappegaasi, lämmastikku, vesiniksulfiidi ja vähesel määral haruldasi gaase (heelium, argoon, neoon).
Looduslikel süsivesinikgaasidel on järgmised füüsikalised omadused: tihedus, viskoossus, gaasi kokkusurutavustegur, gaasi lahustuvus vedelikus.
Mis on nafta, maagaas?
Millised on nafta ja gaasi peamised omadused?
Millised on nafta päritolu teooriad?
Milliseid õlisid nimetatakse parafiinseteks?
Millised omadused on õlidel?
Peamine:
Lisa: lk.93-99
Nafta, maagaasi ja tekkevee esinemise tingimused maapõues
Teemaõppe kava
- 1. Kivimite mõiste – kogujad. Tõurühmad - kollektsionäärid.
- 2. Pooriruumid kivimites, nende tüübid, kuju ja suurus.
- 3. Kivimite reservuaariomadused.
- 4. Granulomeetriline koostis.
- 5. Poorsus, purunemine.
- 6. Läbilaskvus.
- 7. Karbonaat.
- 8. Veehoidla omaduste uurimise meetodid.
- 9. Veehoidla kivimite küllastumine nafta ja gaasiga.
- 10. Tõud - rehvid. Looduslike veehoidlate ja püüniste mõiste. Vesi-õli gaasi-õli kontaktid. Nafta ja gaasi potentsiaali kontuurid.
- 11. Nafta ja gaasi maardlate ja maardlate mõiste.
- 12. Hoiuste hävitamine.
- 13. Tekkimisveed, nende kaubanduslik klassifikatsioon. Liikuv ja seotud vesi.
- 14. Üldine informatsioon rõhu ja temperatuuri kohta nafta- ja gaasireservuaarides. Isobar kaardid, nende eesmärk.
Lühikokkuvõte teoreetilistest küsimustest.
Looduslik veehoidla - looduslik nafta, gaasi ja vee mahuti, milles need saavad ringelda ja mille kuju määrab reservuaari ja ümbritsevate (reservuaari) halvasti läbilaskvate kivimite suhe. Looduslikke veehoidlaid on kolm peamist tüüpi: reservuaar, massiivne, igast küljest litoloogiliselt piiratud.
Kivimeid, millel on võime sisaldada naftat, gaasi ja vett ning vabastada need arenemise käigus tööstuslikus koguses, nimetatakse reservuaarideks. Kollektoreid iseloomustavad mahtuvuslikud ja filtreerimisomadused.
Rehve nimetatakse halvasti läbilaskvateks kivimiteks, mis katavad ja varjavad nafta ja gaasi kogunemist. Rehvide olemasolu on nafta ja gaasi kogunemise säilimise kõige olulisem tingimus.
Püünis on osa looduslikust veehoidlast, milles struktuurse läve, stratigraafilise sõelumise ja litoloogilise piirangu tõttu võivad tekkida nafta- ja gaasikogumid. Iga püünis on kolmemõõtmeline kolmemõõtmeline vorm, milles süsivesinikud kogunevad ja säilitatakse tänu mahtuvuslikele, filtreerimis- ja sõelumisomadustele.
Nafta ja gaasi migratsioon viitab nende vedelike erinevatele liikumistele kivimassis. Eristage esmast ja sekundaarset rännet.
Nafta- ja gaasimaardlate all mõistetakse nende mineraalide kohalikke tööstuslikke kogunemisi läbilaskvates reservuaarides - erinevat tüüpi püünistes. Ruumiliselt piiratud aluspinnase ala, mis sisaldab maardlat või mitut samal alal asuvat nafta- ja gaasimaardlat, nimetatakse väljaks.
Küsimused teemal enesekontrolliks:
Millised on looduslike veehoidlate tüübid?
Kivimite peamised omadused - reservuaarid?
Mis on lõks?
Nafta- ja gaasipüüdjate tüübid?
Nafta ja gaasi migratsiooni tüübid?
Nafta- ja gaasiväljade tüübid?
Nafta- ja gaasiprovintsid
Teemaõppe kava
- 1. Venemaa naftat ja gaasi kandvate territooriumide tsoneerimine, nende arendamise väljavaated;
- 2. Nafta- ja gaasiprovintside, piirkondade ja ringkondade, nafta ja gaasi akumulatsiooni tsoonide mõiste.
- 3. Venemaa peamised nafta- ja gaasiprovintsid ja piirkonnad.
- 4. Suurimad ja ainulaadsed nafta- ning nafta- ja gaasimaardlad Venemaal.
- 5. Arenenud naftatööstusega nafta- ja gaasiprovintside (Lääne-Siber, Volga-Uural, Timan-Petšora, Põhja-Kaukaasia, Ida-Siber) tunnused.
- 6. Peamised omadused geoloogiline struktuur ning nafta- ja gaasipotentsiaal.
Lühikokkuvõte teoreetilistest küsimustest.
Venemaa Föderatsiooni Euroopa osa idaosas on suured Volga-Uurali ja Kaspia nafta- ja gaasiprovintsid.
Volga-Uurali nafta- ja gaasiprovints on Teise Bakuu nime all kindlalt riigi nafta- ja gaasitööstuse ajalukku sisenenud.
Lääne-Siberi nafta- ja gaasiprovints vastab epipaleosoikumi platvormile, hõivab olulise osa Lääne-Siberi madaliku territooriumist.
Kaspia nafta- ja gaasiprovints, mis asub Venemaa Föderatsiooni Euroopa osa kagus
Arvesse tuleb võtta nende geoloogilise struktuuri põhijooni, nafta- ja gaasisisaldust, nafta- ja gaasimaardlaid.
Küsimused teemal enesekontrolliks:
- 1. Volga üldised omadused – Uurali nafta- ja gaasiprovints?
- 2. Lääne-Siberi nafta- ja gaasiprovintsi üldised omadused?
- 3. Kaspia nafta- ja gaasiprovintsi üldised omadused?
- 4. Provintside geoloogilise ehituse põhijooned?
Teema peamised ja lisaallikad
Põhiline: lk 92 -110; 119-132; 215-225
Lisa: lk.105-122
Nafta- ja gaasimaardlate režiimid
Teemaõppe kava
- 1. Energiaallikad reservuaarides, nafta- ja gaasimaardlate töörežiimide lühikirjeldus
- 2. Nafta- ja gaasimaardlate looduslikud režiimid, nende tekke ja avaldumise geoloogilised tegurid.
- 3. Küllastusrõhk ja selle mõju maardlate töörežiimile.
- 4. Veesurve, elastse veesurve, gaasirõhu (gaaskorgi režiim), lahustunud gaasi ja gravitatsioonirežiimide lühikirjeldus.
- 5. Gaasi ja gaasikondensaadi lademete looduslike režiimide tunnused.
- 6. Maardlate töörežiimide määramine pilootoperatsiooni protsessis.
Lühikokkuvõte teoreetilistest küsimustest.
Nafta- ja gaasimaardlate reservuaarienergia võib olla järgmine: vee piirrõhk; nafta, gaasi ja vee elastsusjõud; õlis lahustunud gaasi paisumine; surugaasi rõhk; gravitatsiooni. Veehoidla energia avaldumise määrab maa-aluse veehoidla iseloom, reservuaari tüüp ja maardla kuju; kihistu reservuaari omadused reservuaari sees ja väljaspool, vedelike koostis ja suhe reservuaaris, kaugus kihistu veevarustusalast ja arengutingimused.
Veehoidla režiim on reservuaari energia avaldumise olemus, mis viib nafta ja gaasi piki reservuaari kaevupõhjani ning sõltub looduslikest tingimustest ja reservuaari mõjutamise meetmetest.
Olenevalt reservuaari energiaallikast, mis tagab nafta liikumise reservuaarist kaevu, on järgmised õliladestusviisid: vesi-ajam, elastne-vesi-ajam; lahustunud gaasi režiim; gaasi rõhu ja gravitatsiooni režiimid. Mitme energialiigi samaaegse avaldumise korral on tavaks rääkida sega- või kombineeritud režiimist.
Gaasiväljade arendamisel kasutatakse ka veesurve-, gaasi-, segarežiime. Veesurve on äärmiselt haruldane.
Tootmishorisontide avamise tehnoloogia suurendab kaevu tootlikkust, parandab nafta ja gaasi voolu väheläbilaskvatest vahekihtidest, mis lõppkokkuvõttes aitab kaasa nafta taaskasutamise suurenemisele.
Mahuti avamise meetodid sõltuvalt reservuaari rõhust ja reservuaari õliga küllastumise astmest, äravoolu astmest, gaasi-õli kontakti asendist ja reservuaari sügavusest ning muudest teguritest.
Kaevupõhjade projekteerimisel on arvestatud litoloogilisi ja füüsikalisi omadusi ning kaevude asukohta reservuaaris, mistõttu võivad kaevupõhjad olla avatud või ümbrisega.
Küsimused enesekontrolliks
Nafta päritolu
Nafta päritolu vaadete kujunemisel on 4 etappi:
1) teaduseelne periood;
2) teadusliku oletuse periood;
3) kujunemisperiood teaduslikud hüpoteesid;
4) uusaeg.
Erksad eelteaduslikud ideed on XVIII sajandi Poola loodusteadlase vaated. Kanon K. Klyuk. Ta uskus, et õli tekkis paradiisis ja see on viljaka pinnase jäänuk, millel Eedeni aiad õitsesid.
Teaduslike oletuste perioodi vaadete näide on M. V. Lomonossovi idee, et nafta tekkis kivisöest 2010. aasta 2010. aasta mõjul. kõrged temperatuurid.
Naftatööstuse arengu algusega on nafta päritolu küsimus muutunud suure praktilise tähtsusega. See andis võimsa tõuke erinevate teaduslike hüpoteeside tekkimisele.
Arvukate õli päritolu hüpoteeside hulgas on olulisemad: orgaaniline ja anorgaaniline.
Esimene hüpotees orgaaniline päritolu väljendas 1759. aastal suur vene teadlane M.V. Lomonossov. Seejärel töötas hüpoteesi välja akadeemik I. M. Gubkin. Teadlane uskus, et meremudade orgaaniline aine, mis koosneb taimsetest ja loomsetest organismidest, on õli tekke lähteaineks. Vanad kihid kattuvad kiiresti noorematega, mis kaitseb orgaanilist ainet oksüdeerumise eest. Taimsete ja loomsete jääkide esialgne lagunemine toimub ilma hapniku juurdepääsuta anaeroobsete bakterite toimel. Edasi vajub merepõhjale tekkinud kiht merebasseinidele omase maakoore üldise kummarduse tagajärjel. Settekivimite vajumisel nende rõhk ja temperatuur tõusevad. Selle tulemuseks on hajutatud orgaanilise aine muundumine hajusalt dispergeeritud õliks. Õli tekkeks on soodsaimad rõhud 15…45 MPa ja temperatuurid 60…150°С, mis esinevad 1,5…6 km sügavusel. Lisaks nihkub õli suureneva rõhu mõjul läbilaskvatesse kivimitesse, mida mööda see rändab hoiuste tekkekohta.
Autor anorgaaniline hüpotees arvas D.I.Mendelejev. Ta märkas hämmastavat mustrit: Pennsylvania (USA osariik) ja Kaukaasia naftaväljad asuvad reeglina maakoore suurte rikete läheduses. Teades, et Maa keskmine tihedus ületab maakoore tihedust, järeldas ta, et metalle leidub peamiselt meie planeedi soolestikus. Tema arvates peab see olema raud. Mägede rajamise protsesside käigus tungib vesi sügavale maapõue mööda maakoore läbilõikavaid pragusid-rikkeid. Oma teel raudkarbiididega kokku puutudes reageerib ta nendega, mille tulemusena tekivad raudoksiidid ja süsivesinikud. Seejärel tõusevad viimased mööda samu rikkeid maakoore ülemistesse kihtidesse ja moodustavad naftaväljad.
Lisaks nendele kahele hüpoteesile väärib märkimist "kosmose" hüpotees. Selle esitas 1892. aastal Moskva Riikliku Ülikooli professor V. D. Sokolov. Tema arvates olid süsivesinikud algselt gaasi- ja tolmupilves, millest Maa tekkis. Seejärel hakkasid nad magmast välja paistma ja tõusma gaasilises olekus läbi maakoore ülemiste kihtide pragude, kus nad kondenseerusid, moodustades õliladestusi.
Kaasaegse perioodi hüpoteesid hõlmavad " magmaatiline" hüpotees Leningradi naftageoloog, professor N. A. Kudrjavtsev. Tema arvates moodustavad süsinik ja vesinik suurel sügavusel väga kõrgetel temperatuuridel süsinikuradikaale CH, CH 2 ja CH 3 . Seejärel tõusevad nad mööda sügavaid vigu üles, lähemale maa pind. Temperatuuri languse tõttu ühinevad need radikaalid Maa ülemistes kihtides omavahel ja vesinikuga, mille tulemusena tekivad mitmesugused naftasüsivesinikud.
N. A. Kudrjavtsev ja tema toetajad usuvad, et nafta süsivesinike läbimurre maapinnale lähemale toimub vahevöö ja maakoore rikete kaudu. Selliste kanalite olemasolu reaalsust tõestab klassikaliste ja mudakanalite lai levik Maal, samuti kimberliit torud plahvatus. Süsivesinike vertikaalse migratsiooni jälgi kristallilisest aluspõhjast settekivimite kihtidesse leiti kõigist sügavale puuritud kaevudest - Koola poolsaarel, Volga-Uurali naftaprovintsis, Kesk-Rootsis, Illinoisi osariigis (USA). ). Tavaliselt on need bituumeni kandmised ja sooned, mis täidavad tardkivimite pragusid; kahest kaevust leiti ka vedelat õli.
Kuni viimase ajani oli üldtunnustatud hüpotees orgaaniline õli(seda soodustas asjaolu, et enamik avastatud naftaväljadest on piiratud settekivimitega), mille kohaselt " must kuld» asub 1,5...6 km sügavusel. Nendel sügavustel pole Maa soolestikus peaaegu üldse valgeid laike. Seetõttu ei paku orgaanilise päritolu teooria praktiliselt mingeid väljavaateid uute suurte naftaväljade uurimisel.
Muidugi on faktid suurte naftaväljade avastamise kohta, mitte settekivimites (näiteks hiiglaslik väli " valge tiiger”, mis avastati Vietnami riiulilt, kus naftat leidub graniidis), selgitatakse seda asjaolu hüpotees õli anorgaanilisest päritolust. Lisaks on meie planeedi soolestikus piisav kogus lähtematerjali süsivesinike moodustumiseks. Süsiniku ja vesiniku allikad on vesi ja süsinikdioksiid. Nende sisaldus 1 m 3 Maa ülemise vahevöö aines on vastavalt 180 ja 15 kg. Reaktsiooniks soodsa keemilise keskkonna loob metallide raudühendite olemasolu, mille sisaldus vulkaanilistes kivimites ulatub 20% -ni. Nafta moodustumine jätkub seni, kuni Maa soolestikus on vett, süsinikdioksiidi ja redutseerivaid aineid (peamiselt raudoksiidi). Lisaks töötab Romashkinskoje välja arendamise praktika (Tatarstani territooriumil) nafta anorgaanilise päritolu hüpoteesil. See avastati 60 aastat tagasi ja arvati olevat 80% ammendunud.Tatarstani presidendi riiginõuniku R. Muslimovi sõnul täienevad igal aastal naftavarud leiul 1,5-2 miljoni tonni võrra ja uute arvutuste kohaselt. , õli saab toota kuni 2200g . Seega ei selgita nafta anorgaanilise päritolu teooria mitte ainult fakte, mis "orgaanikat" segadusse ajavad, vaid annab ka lootust, et naftavarud Maal on palju suuremad kui tänapäeval uuritud ja mis kõige tähtsam – nende täiendamine jätkub.
Üldiselt võime järeldada, et kaks peamist nafta päritolu teooriat selgitavad seda protsessi üsna veenvalt, teineteist vastastikku täiendades. Ja tõde on kuskil keskel.
Gaasi päritolu
Metaan on looduses laialt levinud. See sisaldub alati reservuaariõlis. Palju metaani on lahustunud 1,5...5 km sügavusel moodustumisvetes. Gaasiline metaan moodustab ladestusi poorsetesse ja lõhutud settekivimitesse. Väikestes kontsentratsioonides leidub seda jõgede, järvede ja ookeanide vetes, mullaõhus ja isegi atmosfääris. Metaani põhimass on hajutatud sette- ja tardkivimitesse. Tuletage meelde ka seda, et metaani olemasolu registreeritakse paljudel Päikesesüsteemi planeetidel ja süvakosmoses.
Metaani laialdane levik looduses viitab sellele, et see tekkis mitmel viisil.
Tänapäeval on teada mitmeid metaani moodustumiseni viivaid protsesse:
Biokeemiline;
termiline katalüütiline;
Kiirgus-keemiline;
Mehaaniline keemiline;
metamorfne;
Kosmogeenne.
biokeemiline protsess metaani moodustub mudades, pinnases, settekivimites ja hüdrosfääris. Teada on üle kümne bakteri, mille tulemusena tekib orgaanilistest ühenditest (valgud, tselluloos, rasvhapped) metaan. Isegi nafta suurel sügavusel hävib moodustisvees sisalduvate bakterite toimel metaaniks, lämmastikuks ja süsinikdioksiidiks.
Termiline katalüütiline protsess metaani moodustumine peab muutuma gaasiks orgaaniline aine settekivimid kõrgendatud temperatuuri ja rõhu mõjul katalüsaatori rolli mängivate savimineraalide juuresolekul. See protsess sarnaneb õli moodustumisega. Esialgu toimub veekogude põhjas ja maismaal kogunev orgaaniline aine biokeemiline lagunemine. Bakterid hävitavad samal ajal ka kõige lihtsamad ühendid. Kui orgaaniline aine vajub Maa sisse sügavamale ja temperatuur tõuseb vastavalt, siis bakterite aktiivsus hääbub ja peatub täielikult temperatuuril 100°C. Kuid juba on sisse lülitatud ka teine mehhanism - keeruliste orgaaniliste ühendite (elusaine jäänused) lagunemine temperatuuri ja rõhu suurenemise mõjul lihtsamateks süsivesinikeks ja eelkõige metaaniks. Tähtis roll seda protsessi mängivad looduslikud katalüsaatorid - alumiiniumsilikaadid, mis on osa erinevatest, eriti savikivimitest, samuti mikroelemendid ja nende ühendid.
Mis vahe on antud juhul metaani ja nafta tekke vahel?
Esiteks moodustub nafta sapropeeli tüüpi orgaanilisest ainest - merede ja ookeani šelfi setetest, mis on moodustunud rasvainetega rikastatud füto- ja zooplanktonist. Metaani moodustumise allikaks on huumustüüpi orgaaniline aine, mis koosneb taimeorganismide jäänustest. See aine moodustab termilise katalüüsi käigus peamiselt metaani.
Teiseks vastavad õlitekke põhivöönd kivimite temperatuuridele 60–150°C, mis esinevad 1,5...6 km sügavusel. Nafta moodustumise põhitsoonis tekib koos naftaga ka metaan (suhteliselt väikestes kogustes), samuti selle raskemad homoloogid. Võimas intensiivse gaasitekke tsoon vastab temperatuuridele 150...200°C ja enamgi, see asub naftatekke põhitsoonist allpool. Gaasi moodustumise põhitsoonis kõvas temperatuuri tingimused toimub mitte ainult hajutatud orgaanilise aine, vaid ka põlevkivi ja õli süsivesinike sügav termiline hävitamine. See tekitab suures koguses metaani.
Kiirguskeemiline protsess metaani moodustumine toimub kokkupuutel radioaktiivse kiirgusega erinevatel süsinikku sisaldavatel ühenditel.
On täheldatud, et suure orgaanilise aine kontsentratsiooniga mustad peendisperssed savised setted on reeglina ka uraaniga rikastatud. See on tingitud asjaolust, et orgaanilise aine akumuleerumine setetes soodustab uraanisoolade sadenemist. Radioaktiivse kiirguse mõjul laguneb orgaaniline aine metaani, vesiniku ja süsinikmonooksiidi moodustumisega. Viimane laguneb ise süsinikuks ja hapnikuks, misjärel süsinik ühineb vesinikuga, moodustades samuti metaani.
Mehaaniline keemiline protsess metaani teke on süsivesinike moodustumine orgaanilisest ainest (söest) pideva ja muutuva mehaanilise koormuse mõjul. Sel juhul mineraalsete kivimite terade kokkupuutel kõrged pinged, mille energia on seotud orgaanilise aine muundamisega.
Metamorfne protsess Metaani teket seostatakse kivisöe muundumisega kõrgete temperatuuride mõjul süsinikuks. See protsess on osa üldisest ainete muundamise protsessist temperatuuril üle 500 °C. Sellistes tingimustes muutuvad savid kristalliliseks kildeks ja graniidiks, lubjakivi marmoriks jne.
Kosmogeenne protsess metaani teket kirjeldab V. D. Sokolovi nafta moodustumise "kosmiline" hüpotees.
Milline on nende protsesside koht metaani moodustumise üldises protsessis? Arvatakse, et suurem osa metaanist enamikus maailma gaasiväljades on termilise katalüütilise päritoluga. Tekib 1–10 km sügavusel. Suur osa metaanist on biokeemilist päritolu. Selle põhikogus tekib sügavusel kuni 1...2 km.
Maa sisemine struktuur
Tänaseks on üldisi ettekujutusi Maa ehituse kohta kujunenud kõige rohkem sügavad kaevud Maal avanes ainult maakoor. Lisateavet ülisügava puurimise kohta käsitletakse kaevude puurimise jaotises.
Maa tahkes kehas eristatakse kolme kesta: keskne - tuum, vahepealne - vahevöö ja välimine - maakoor. Sisegeosfääride jaotus sügavuse järgi on toodud tabelis 16.
Tabel 16 Maa sisegeosfäärid
Praegu on Maa siseehituse ja koostise kohta erinevaid ideid (V.Goldshmidt, G.Washington, A.E. Fersman jt). Gutenberg-Bulleni mudelit peetakse Maa struktuuri kõige täiuslikumaks mudeliks.
Tuum – see on Maa kõige tihedam kest. Tänapäeva andmetel eristatakse sisemist südamikku (mida peetakse tahkes olekus) ja välimist südamikku (mida peetakse vedelaks). Arvatakse, et tuum koosneb peamiselt rauast koos hapniku, väävli, süsiniku ja vesiniku seguga ning sisemine südamik on raua-nikli koostisega, mis vastab täielikult mitmete meteoriitide koostisele.
Järgmine on mantel. Mantel jaguneb ülemiseks ja alumiseks. Arvatakse, et ülemine vahevöö koosneb magneesium-raud-silikaatmineraalidest, nagu oliviin ja pürokseen. Alumist mantlit iseloomustab homogeenne koostis ja see koosneb raua- ja magneesiumoksiidirikkast ainest. Praegu hinnatakse vahevöö seismiliste ja vulkaaniliste nähtuste, mägede ehitusprotsesside allikaks, aga ka magmatismi realiseerumise tsooniks.
Mantli kohal on Maakoor. Maakoore ja vahevöö vaheline piir määratakse seismiliste lainete kiiruste järsu muutusega, seda nimetatakse Mohorovitši lõiguks, selle esimesena rajanud Jugoslaavia teadlase A. Mohorovitši auks. Maakoore paksus muutub dramaatiliselt mandritel ja ookeanides ning jaguneb kaheks põhiosaks – mandriliseks ja ookeaniliseks ning kaheks vahepealseks – subkontinentaalseks ja subokeaaniliseks osaks.
Planeedi reljeefi selline olemus on seotud maakoore erineva ehituse ja koostisega. Mandrite all ulatub litosfääri paksus 70 km-ni (keskmiselt 35 km) ja ookeanide all 10-15 km-ni (keskmiselt 5-10 km).
Mandriline maakoor koosneb kolmest settekihist, graniitgneissist ja basaldist. Ookeaniline maakoor on kahekihilise struktuuriga: õhukese lahtise settekihi all on basaltne kiht, mis omakorda asendub gabrost koosneva kihiga, millel on allutatud ülialuselised kivimid.
Subkontinentaalne maakoor piirdub saarekaaredega ja on paksem. Subokeaaniline maakoor asub all suur ookeani kaevikud, sise- ja ääremeres (Ohhotsk, Jaapani, Vahemeri, Must jt) ning erinevalt ookeanist on sellel märkimisväärsed settekihi paksused.
Maakoore struktuur
Maakoor on kõigist kestadest enim uuritud. See koosneb kividest. Kivimid on püsiva mineraloogilise ja keemilise koostisega mineraalühendid, mis moodustavad iseseisvaid geoloogilisi kehasid, mis moodustavad maakoore. Kivid jagunevad päritolu järgi kolme rühma: tard-, sette- ja moondekivimid.
Tardkivimid tekkinud magma tahkumise ja kristalliseerumise tulemusena Maa pinnal maapinna sügavustes või selle soolestikus. Need kivimid on enamasti kristalsed. Need ei sisalda looma- ega taimejäänuseid. Tardkivimite tüüpilised esindajad on basaltid ja graniidid.
Settekivimid tekkinud põhjas olevate orgaaniliste ja anorgaaniliste ainete settimise tulemusena veebasseinid ja mandripinnad. Need jagunevad klastilisteks kivimiteks, samuti keemilise, orgaanilise ja segapäritolu kivimiteks.
klastilised kivimid tekkis hävinud kivimite väikeste tükkide ladestumise tulemusena. Tüüpilised esindajad: rahnud, veeris, kruus, liiv, liivakivi, savi.
tõud keemiline päritolu tekkinud soolade sadestumise tulemusena vesilahused või maakoores toimuvate keemiliste reaktsioonide tulemusena. Sellised kivimid on kips, kivisool, pruun rauamaak, ränituffid.
Orgaanilise päritoluga tõud on loomade ja taimede kivistunud jäänused. Nende hulka kuuluvad lubjakivi, kriit.
Segapäritolu tõud koosneb detritalist, keemilist, orgaanilist päritolu materjalidest. Nende kivimite esindajad on merglid, savised ja liivased lubjakivid.
moondekivimid tekkinud tard- ja settekivimitest kõrgete temperatuuride ja rõhkude mõjul maakoore paksuses. Nende hulka kuuluvad kilt, marmor, jaspis.
Udmurtia aluskivimid väljuvad muldade ja kvaternaari lademete alt jõgede ja ojade kallastel, kuristikes, aga ka erinevatest töödest: karjääridest, süvenditest jne. Absoluutselt domineerivad terrigeensed kivimid. Nende hulka kuuluvad sellised sordid nagu aleuriidid, liivakivid ja palju vähem - konglomeraadid, kruusakivid, savid. Haruldaste karbonaatsete kivimite hulka kuuluvad lubjakivid ja merglid. Kõik need kivimid, nagu ka kõik teised, koosnevad mineraalidest, st looduslikest keemilised ühendid. Niisiis koosnevad lubjakivid kaltsiidist - CaCO 3 koostisega ühendist. Kaltsiidi terad lubjakivides on väga väikesed ja on eristatavad ainult mikroskoobi all.
Marlid ja savid sisaldavad lisaks kaltsiidile suures koguses mikroskoopiliselt väikeseid savimineraale. Sel põhjusel tekivad pärast vesinikkloriidhappega mergliga kokkupuudet reaktsioonikohas heledamad või tumedamad laigud – saviosakeste kontsentratsiooni tagajärg. Lubjakivides ja merglites leidub mõnikord kristalse kaltsiidi pesi ja sooni. Mõnikord võib näha ka kaltsiidi druusid – selle mineraali kristallide kooskasvamisi, mis on ühest otsast kivi külge kasvanud.
Terrigeensed kivimid jagunevad killustikuks ja saviseks. Enamik Vabariigi aluspõhja kivimite pind koosneb klastilistest kivimitest. Siia kuuluvad juba mainitud aleuriidid, liivakivid, aga ka haruldasemad kruusakivid ja konglomeraadid.
Aleuriidid koosnevad mineraalide nagu kvarts (SiO 2), päevakivi (KAlSi 3 O 8; NaAlSi 3 O 8 ∙CaAl 2 Si 2 O 8) detritaalsetest teradest, kuni 0,05 mm läbimõõduga muudest mudaosakestest. Aleuriit on reeglina nõrgalt tsementeerunud, tükilised ja välimus meenutab savi. Need erinevad savist suurema kivistumise ja väiksema plastilisuse poolest.
Liivakivid on Udmurtias levinuim aluskivim. Need koosnevad erineva koostisega klastilistest osakestest (liivateradest) - kvartsi teradest, päevakividest, räni- ja efusiivsete (basalt) kivimite fragmentidest, mille tulemusena nimetatakse neid liivakive polümiktilisteks või polümineraalseteks. Liivaosakeste suurus on vahemikus 0,05 mm kuni 1-2 mm. Liivakivid on reeglina nõrgalt tsementeerunud, kergesti kobestuvad ja seetõttu kasutatakse neid ehituses nagu tavalisi (kaasaegseid jõe)liiva. Lahtised liivakivid sisaldavad sageli lubjarikaste liivakivide vahekihte, läätsi ja konkremente, mille detriitmaterjali tsementeerib kaltsiit. Erinevalt aleuriitidest on liivakividele iseloomulik nii horisontaalne kui ka kaldus aluskiht. Liivakivid sisaldavad aeg-ajalt väikeseid lubjarikkaid mageveekarpe kahepoolmelised. Kõik kokku (kaldus allapanu, haruldased fossiilsed molluskid) annavad tunnistust polümiktiliste liivakivide fluviaalsest ehk alluviaalsest päritolust. Liivakivide tsementeerumine kaltsiidiga on seotud kaltsiumvesinikkarbonaadi lagunemisega liivade pooride kaudu ringlevas põhjavees. Sel juhul eraldati kaltsiit süsinikdioksiidi lendumise tulemusena lahustumatu reaktsioonisaadusena.
Harvemini esindavad terrigeenseid kivimeid kruusakivid ja konglomeraadid. Need on tugevad kivimid, mis koosnevad ümaratest (ümmargustest, ovaalsetest) või silutud pruunide merglite fragmentidest, mis on tsementeeritud kaltsiidiga. Mergeli – kohalikku päritolu. Klastilises materjalis on lisandina kasutusele võetud tumedad kirsid ja efusioonid (iidsed basaldid). Permi jõed Uuralitest. Kruusakivikildude suurus on vastavalt 1 (2) mm kuni 10 mm, konglomeraatides 10 mm kuni 100 mm ja rohkem.
Põhimõtteliselt piirduvad naftamaardlad settekivimitega, kuigi leidub naftamaardlaid, mis piirduvad kas moondekivimitega (Maroko, Venezuela, USA) või tardkivimitega (Vietnam, Kasahstan).
13. Veehoidlad. Poorsus ja läbilaskvus.
Koguja nimetatakse kivimiks, millel on sellised geoloogilised ja füüsikalised omadused, mis tagavad nafta või gaasi füüsilise liikuvuse selle tühjas ruumis. Veehoidla kivim võib olla küllastunud nii nafta või gaasi kui ka veega.
Nimetatakse selliste geoloogiliste ja füüsikaliste omadustega kivimeid, milles nafta või gaasi liikumine on füüsiliselt võimatu. mittekogujad.
Föderaaleelarveline osariigi kutseharidusasutus
"KUBANI RIIGI TEHNOLOOGIAÜLIKOOL"
Nafta- ja Gaasiinstituudi päevaõppe teaduskondja energiat.
Nafta- ja gaasiväljade osakond
LOENGU MÄRKUSED
Distsipliini järgi:
« Nafta ja gaasi geoloogia»
kõikide õppevormide erialade üliõpilastele:
130501 Nafta- ja gaasitorustike ning nafta- ja gaasihoidlate projekteerimine, ehitamine ja käitamine;
130503 Arendus ja käitamine
130504 Nafta- ja gaasipuuraukude puurimine.
bakalaureused suunal 131000 "Nafta- ja gaasiäri"
Koostanud: Vanemõppejõud
Shostak A.V.
KRASNODAR 2012
LOENG 3-
ORGAANILISTE ÜHENDITE AKUMULEERIMISE JA MUUTMISE OMADUSED LITOGENEESI AJAL…………………………………….19
LOENG 4 -
ÕLI JA GAASI KOOSTIS NING FÜÜSIKALIS-KEEMILISED OMADUSED….2
5
LOENG 5 -
MUUTUSED ÕLI JA GAASI KOOSTISES NING FÜÜSIKALIS-KEEMilistes OMADUSTES SÕLTUVALT ERINEVATE LOODUSTEGURITE MÕJUTEST…………………………………………………………………………….. 4
5
LOENG 6 -
NAFTA JA GAASI PÄRITOLUPROBLEEMID……………………….56
LOENG 7 -
SÜSIVESIKUTE RÄNDE……………………………………………………62
LOENG 8 -
HOIUSTE KUJUMINE………………………………………………………75
LOENG 9 -
ÕLI MOODUSTAMISE PROTSESSIDE TSOONID…………………….81
LOENG nr 10
LOENG 11 – NAFTA- JA GAASIVÄLJAD NING NENDE PEAMISED KLASSIFIKATSIOONID……………………………………………………………….108
BIBLIOGRAAFIA……………………………………………………………………….112
LOENG 1
SISSEJUHATUS
Olulisemate tööstustoodete liikide hulgas on ühe peamise koha hõivanud nafta, gaas ja nende töötlemistooted.
Kuni XVIII sajandi alguseni. õli ammutati peamiselt kaevajatest, mis istutati vattiga. Kui õli kogunes, kühveldati see välja ja eksporditi tarbijatele nahkkottides.
Kaevud kinnitati puitkarkassiga, ümbrisega kaevu lõplik läbimõõt oli tavaliselt 0,6–0,9 m, suurendades veidi allapoole, et parandada õli voolu selle põhjaauku.
Õli tõus kaevust viidi läbi manuaalse värava (hiljem hobuajamiga) ja köie abil, mille külge seoti veinikoor (nahast ämber).
XIX sajandi 70ndateks. põhiosa naftast Venemaal ja maailmas ammutatakse naftapuurkaevudest. Nii oli neid 1878. aastal Bakuus 301, mille deebet on kordades suurem kui kaevude deebet. Kaevudest ammutati naftat paagiga - kuni 6 m kõrgune metallist anum (toru), mille põhja on paigaldatud tagasilöögiklapp, mis avaneb, kui kaevu on vedelikku kastnud, ja sulgub, kui see liigub üles. Palleri tõstmine (kottipanek) toimus käsitsi, seejärel hobuveokiga (19. sajandi 70. aastate algus) ja aurumasinaga (80. aastad).
Esimesi süvakaevude pumpasid kasutati Bakuus 1876. aastal ja esimest süvakaevude pumpa Groznõis 1895. Siiski jäi lõastamismeetod kauaks põhiliseks. Näiteks 1913. aastal toodeti Venemaal 95% naftast geelistamise teel.
Nafta ja gaasi geoloogia- geoloogia haru, mis uurib nafta ja gaasi tekke, paiknemise ja migratsiooni tingimusi litosfääris. Nafta- ja gaasigeoloogia kui teaduse kujunemine toimus 20. sajandi alguses. Selle asutaja on Gubkin Ivan Mihhailovitš.
1.1. Novell nafta- ja gaasitootmise arendamine
Kaasaegsetele õli ekstraheerimise meetoditele eelnesid primitiivsed meetodid:
õli kogumine reservuaaride pinnalt;
õliga immutatud liivakivi või lubjakivi töötlemine;
nafta kaevandamine süvenditest ja kaevudest.
Õliga immutatud liivakivi või lubjakivi töötlemine, eesmärgiga seda kaevandada, kirjeldas esmakordselt Itaalia teadlane F. Ariosto 15. sajandil: Itaalias Modena lähedal purustati ja kuumutati kateldes õli sisaldavaid muldi; siis pandi need kottidesse ja pressiti pressiga. 1819. aastal töötati Prantsusmaal kaevandusmeetodil välja naftat kandvad lubja- ja liivakivikihid. Kaevandatud kivi pandi täidetud vaati kuum vesi. Segades hõljus vee pinnale õli, mis koguti kulbiga kokku. Aastatel 1833-1845. Aasovi mere kaldal kaevandati õliga leotatud liiva. Seejärel asetati see kaldpõhjaga süvenditesse ja valati veega. Liivast välja uhutud õli koguti veepinnalt murukimpudega kokku.
Õli kaevandamine süvenditest ja kaevudest tuntud ka iidsetest aegadest. Kissias – iidne piirkond Assüüria ja Meedia vahel 5. sajandil. eKr. õli ekstraheeriti nahast ämbrite abil.
Ukrainas on naftatootmise esmamainimine pärit 15. sajandi algusest. Selleks kaevati 1,5-2 m sügavused kaevamisaugud, kuhu lekkis koos veega õli. Seejärel koguti segu tünnidesse, suleti põhjast korkidega. Kui süüteõli ujus, eemaldati korgid ja välja settinud vesi. 1840. aastaks ulatus kaeveaukude sügavus 6 meetrini ja hiljem ammutati naftat umbes 30 m sügavustest kaevudest.
Kertši ja Tamani poolsaarel ammutati iidsetest aegadest õli varda abil, mille külge seoti vilt või hobusesaba karvadest tehtud kimp. Need lasti kaevu alla ja seejärel pressiti õli valmisroogadesse.
Absheroni poolsaarel on nafta kaevandamine kaevudest tuntud juba 13. sajandist. AD Nende ehitamise käigus rebiti esmalt ära auk nagu ümberpööratud (ümberpööratud) koonus just õlireservuaari külge. Seejärel tehti kaevu külgedele äärised: keskmise koonuse sukeldumissügavusega 9,5 m, vähemalt seitse. Sellise kaevu kaevamisel võeti keskmiselt välja maad ca 3100 m 3, siis kinnitati kaevude seinad päris põhjast kuni pinnani puitkarkassi või laudadega.Alumistesse võradesse tehti läbivooluks augud. õlist. Seda kühveldati kaevudest veinikoorega, mida tõsteti käsitsi kaelarihmaga või hobuse abiga.
Dr I. Lerkhe kirjutas oma aruandes 1735. aasta reisi kohta Apsheroni poolsaarele: "... Balakhanis oli 52 naftapuurkaevu, mille sügavus oli 20 sülda (1 sülla - 2,1 m), 500 batmanit naftat..." (1 batman 8,5 kg). Akadeemik S.G. Amelina (1771), Balakhany naftapuuraukude sügavus ulatus 40-50 meetrini ja kaevuosa ruudu läbimõõt või külg oli 0,7-1 m.
1803. aastal rajas Bakuu kaupmees Kasymbek merre kaks naftapuurauku Bibi-Heybati kaldast 18 ja 30 m kaugusele. Kaevu kaitses vee eest kast tihedalt kokku löödud laudadest. Nendest on nafta ammutatud juba aastaid. 1825. aastal purunesid tormi ajal kaevud ja need ujutati üle Kaspia mere vetega.
Puurkaevumeetodi puhul pole õli ekstraheerimise tehnika sajandite jooksul muutunud. Kuid juba 1835. aastal kasutas kaevandusosakonna ametnik Fallendorf Tamanil esmakordselt õli pumpamiseks läbi langetatud puittoru. Kaevandusinseneri N.I nimega on seotud mitmeid tehnilisi täiustusi. Voskoboinikov. Kaevetööde hulga vähendamiseks tegi ta ettepaneku rajada šahti kujul naftapuurkaevud ja 1836.–1837. teostas kogu nafta ladustamise ja jaotamise süsteemi rekonstrueerimise Bakuus ja Balakhanis. Kuid üks tema elu põhitegusid oli maailma esimese naftakaevu puurimine 1848.
Pikka aega suhtuti meie riigis naftatootmisse puurimise teel eelarvamusega. Usuti, et kuna kaevu ristlõige on väiksem kui naftapuurauku oma, siis on kaevudesse õli juurdevool oluliselt väiksem. Samas ei võetud arvesse, et kaevude sügavus on palju suurem ja nende rajamise keerukus on väiksem.
Kaevude töötamise ajal püüdsid naftatootjad need üle viia voolavale režiimile, kuna. see oli kõige rohkem lihtne viis kaevandamine. Esimene võimas naftapurskaja Balakhanõs tabas 1873. aastal Khalafi paigas. 1887. aastal toodeti Bakuus 42% naftast purskkaevu meetodil.
Nafta sunniviisiline kaevandamine puuraukudest tõi kaasa nende puurauguga külgnevate naftat kandvate kihtide kiire ammendumise ja ülejäänud (enamik) jäi soolestikku. Lisaks tekkis piisava arvu hoidlate puudumise tõttu juba maapinnal märkimisväärne naftakaod. Nii visati 1887. aastal purskkaevudega välja 1088 tuhat tonni naftat ja koguti vaid 608 tuhat tonni. Purskkaevude ümbrusesse tekkisid ulatuslikud õlijärved, kus aurustumise tagajärjel läks kaduma väärtuslikumad fraktsioonid. Vananenud õli ise muutus töötlemiseks kõlbmatuks ja see põles ära. Seisvad naftajärved põlesid mitu päeva järjest.
Õli tootmine puurkaevudest, mille rõhk oli voolamiseks ebapiisav, toimus kuni 6 m pikkuste silindriliste ämbrite abil, mille põhja oli paigutatud klapp, mis avaneb ämbri liikumisel alla ja sulgub väljatõmmatava vedeliku raskuse all. kui ämbri rõhk tõuseb. Hakati nimetama õli kaevandamise meetodit baileri abil tartan,sisse 1913. aastal toodeti tema abiga 95% kogu õlist.
Insenerimõte ei jäänud aga paigale. 19. sajandi 70. aastatel. V.G. soovitas Šukhov õli ekstraheerimise kompressormeetod suruõhuga kaevu varustamisega (airlift). Seda tehnoloogiat katsetati Bakuus alles aastal 1897. Teise naftatootmise meetodi, gaasitõstuki, pakkus välja M.M. Tihvinski 1914. aastal
Looduslikest allikatest pärit maagaasi väljalaskeavasid on inimesed kasutanud juba ammusest ajast. Hiljem leidis kaevudest ja kaevudest saadud maagaasi kasutamist. 1902. aastal puuriti Bakuu lähedal Surakhanis esimene kaev, mis tootis tööstusgaasi 207 m sügavuselt.
Õlitööstuse arengus Seal on viis peamist etappi:
I etapp (kuni 1917) - revolutsioonieelne periood;
II etapp (1917–1941) periood enne Suurt Isamaasõda;
III etapp (1941–1945) - Suure Isamaasõja periood;
IV etapp (1945–1991) - periood enne NSV Liidu lagunemist;
V etapp (alates 1991) - moodne periood.
revolutsioonieelne periood. Nafta on Venemaal tuntud juba pikka aega. Veel 16. sajandil. Vene kaupmehed kauplesid Bakuu naftaga. Boriss Godunovi juhtimisel (XVI sajand) tarniti Moskvasse esimene Ukhta jõel toodetud nafta. Kuna sõna "õli" jõudis vene keelde alles 18. sajandi lõpus, nimetati seda siis "paksuks põlevaks veeks".
1813. aastal liideti Venemaaga Bakuu ja Derbenti khaaniriigid oma rikkaimate naftavarudega. Sellel sündmusel oli suur mõju Venemaa naftatööstuse arengule järgmise 150 aasta jooksul.
Teine suur naftatootmispiirkond revolutsioonieelsel Venemaal oli Türkmenistan. On kindlaks tehtud, et musta kulda kaevandati Nebit-Dagi piirkonnas juba umbes 800 aastat tagasi. Aastal 1765 umbes. Chelekenis oli 20 naftapuurauku, mille aastane kogutoodang oli umbes 64 tonni aastas. Vene Kaspia mere maadeuurija N. Muravjovi sõnul saatsid türkmeenid 1821. aastal paadiga Pärsiasse umbes 640 tonni naftat. 1835. aastal viidi ta umbes. Chelekeneid on rohkem kui Bakuust, kuigi just Absheroni poolsaar oli naftaomanike kõrgendatud tähelepanu objektiks.
Naftatööstuse arengu algus Venemaal on 1848.
1957. aastal moodustas Venemaa Föderatsioon enam kui 70% toodetud naftast ja Tataria tõusis riigis naftatootmises esikohale.
põhisündmus antud periood oli Lääne-Siberi rikkaimate naftaväljade avastamine ja nende arendamise algus. Veel 1932. aastal oli akadeemik I.M. Gubkin väljendas ideed vajadusest alustada süstemaatilise nafta otsimist Uurali idanõlval. Esiteks koguti teavet looduslike naftaimbumiste vaatluste kohta (Bolšoi Jugani, Belaja jne jõed). 1935. aastal Siin hakkasid tööle geoloogilised uurimisrühmad, mis kinnitasid naftataoliste ainete paljandite olemasolu. Siiski ei olnud "suurt naftat". Uurimistööd jätkusid 1943. aastani ja seejärel jätkati 1948. Alles 1960. aastal avastati Šaimskoje naftaväljad, millele järgnesid Megionskoje, Ust-Balykskoje, Surgutskoje, Samotlorskoje, Varjeganskoje, Ljantorskoje, Kholmogorskoje jt algus. tööstuslik tootmine naftaks Lääne-Siberis loetakse 1965. aastat, mil seda toodeti umbes 1 miljon tonni.Juba 1970. aastal oli siin naftatoodang 28 miljonit tonni ja 1981. aastal 329,2 miljonit tonni. Lääne-Siberist sai riigi peamine naftatootmispiirkond ja NSV Liit tõusis naftatootmises maailmas esikohale.
1961. aastal saadi Lääne-Kasahstanis (Mangyshlaki poolsaar) Uzeni ja Zhetybay väljadelt esimesed naftapurskkaevud. Nende tööstuslik areng algas 1965. aastal. Ainuüksi nendest kahest väljast leitavad naftavarud ulatusid mitmesaja miljoni tonnini. Probleem oli selles, et Mangyshlaki õlid olid kõrge parafiinsusega ja nende hangumistemperatuur oli +30...33 °C. Sellest hoolimata suurendati 1970. aastal naftatootmist poolsaarel mitme miljoni tonnini.
Naftatootmise süstemaatiline kasv riigis jätkus kuni 1984. aastani. 1984-85. oli naftatootmise langus. Aastatel 1986-87. see tõusis uuesti, saavutades maksimumi. Alates 1989. aastast hakkas aga naftatoodang langema.
moodne periood. Pärast NSV Liidu lagunemist jätkus naftatootmise langus Venemaal. 1992. aastal oli see 399 miljonit tonni, 1993. aastal 354 miljonit tonni, 1994. aastal 317 miljonit tonni, 1995. aastal 307 miljonit tonni.
Naftatootmise jätkuv langus on tingitud asjaolust, et mitmete objektiivsete ja subjektiivsete negatiivsete tegurite mõju ei ole kõrvaldatud.
Esiteks, halvenenud tooraine baas tööstused. Piirkondade maardlate arendamisse ja ammendumisse on kaasatud väga kõrge. Põhja-Kaukaasias on arendusse kaasatud 91,0% uuritud naftavarudest, maardlate ammendumine on 81,5%. Uurali-Volga piirkonnas on need näitajad vastavalt 88,0% ja 69,1%, Komi Vabariigis 69,0% ja 48,6%, Lääne-Siberis 76,8% ja 33,6%.
Teiseks vähenes naftavarude kasv uute avastatud maardlate tõttu. Rahastamise järsu vähenemise tõttu on uuringuorganisatsioonid vähendanud geofüüsikaliste tööde ja uurimispuurimiste ulatust. See tõi kaasa uute avastatud maardlate arvu vähenemise. Seega, kui 1986.–90. naftavarud äsjaavastatud maardlates ulatusid 10,8 miljoni tonnini, siis 1991.–95. vaid 3,8 miljonit tonni
Kolmandaks on toodetud õli vesilõikus kõrge.. See tähendab, et samade kulude ja formatsioonivedeliku tootmise mahtude juures toodetakse õli ennast üha vähem.
Neljandaks ümberkorraldamise kulud. Vana majandusmehhanismi lagunemise tulemusena kaotati tööstuse jäik tsentraliseeritud juhtimine ning uut luuakse endiselt. Sellest tulenev tasakaalustamatus ühelt poolt nafta ning teiselt poolt seadmete ja materjalide hindades muutis maardlate varustamise tehniliste seadmetega keeruliseks. Kuid see on vajalik just praegu, kui enamik seadmeid on oma eluea läbi teinud ja paljud valdkonnad nõuavad üleminekut voolavalt tootmismeetodilt pumpamisele.
Lõpuks on viimastel aastatel tehtud arvukalt valearvestusi. Nii arvati 1970. aastatel, et meie riigi naftavarud on ammendamatud. Sellest lähtuvalt ei pandud rõhku oma liigi arengule tööstuslik tootmine, ja valmis tööstuskaupade ostmiseks välismaalt nafta müügist saadud valuuta eest. Tohutuid vahendeid kulutati selleks, et säilitada nõukogude ühiskonna heaolu näit. Naftatööstust rahastati minimaalselt.
Sahhalini riiulil tagasi 70-80ndatel. avati suured hoiused mida pole veel kasutusele võetud. Samal ajal on neile Aasia-Vaikse ookeani piirkonna riikides tagatud tohutu müügiturg.
Millised on kodumaise naftatööstuse arengu tulevikuväljavaated?
Venemaa naftavarude kohta puudub ühemõtteline hinnang. Erinevad eksperdid annavad arvud taastuvate reservide mahu kohta 7–27 miljardit tonni, mis on 5–20% maailmast. Naftavarude jaotus üle Venemaa on järgmine: Lääne-Siber 72,2%; Uurali-Volga piirkond 15,2%; Timan-Petšora provints 7,2%; Sakha Vabariik (Jakuutia), Krasnojarski piirkond, Irkutski piirkond, Okhotski mere šelf umbes 3,5%.
1992. aastal algas Venemaa naftatööstuse ümberstruktureerimine: eeskuju järgides lääneriigid hakati looma vertikaalselt integreeritud naftaettevõtteid, mis kontrollivad nafta kaevandamist ja töötlemist, samuti sellest saadavate naftasaaduste turustamist.
1.2. Nafta- ja gaasiväljade geoloogia eesmärgid ja eesmärgid
Looduslikud nafta- ja gaasiväljundid rahuldasid pikka aega täielikult inimkonna vajadusi. Areng siiski majanduslik tegevus inimene nõudis üha rohkem energiaallikaid. Tarbitava naftakoguse suurendamiseks hakati pinnapealsete õlide ilmnemise kohtades kaevu kaevama ja seejärel puurkaevu puurima. Esiteks pandi need sinna, kus õli tuli maa pinnale. Kuid selliste kohtade arv on piiratud. Eelmise sajandi lõpus töötati välja uus paljutõotav otsingumeetod. Puurimist hakati tegema sirgjoonel, mis ühendas kahte juba naftat tootvat kaevu.
Uutes piirkondades otsiti nafta- ja gaasimaardlaid peaaegu pimesi, häbenedes küljelt küljele. Uudishimulikke mälestusi kaevu rajamisest jättis inglise geoloog K. Craig.
Puurimisjuhid ja välijuhid tulid kokku, et valida asukoht ja ühiselt määrati kindlaks ala, kuhu kaev tuleks rajada. Kuid sellistel puhkudel tavapärase ettevaatusega ei julgenud keegi märku anda, kust puurimist alustada. Siis ütles üks kohalolijatest, keda eristas suur julgus, osutades nende kohal tiirlevale varesele: "Härrased, kui te ei hooli, hakkame puurima, kus vares istub ...". Pakkumine võeti vastu. Kaev osutus ülimenukaks. Aga kui vares oleks lennanud sada jardi edasi itta, poleks lootustki naftaga kohtuda... Selge on see, et nii ei saanud kaua kesta, sest iga kaevu puurimine maksab sadu tuhandeid dollareid. Seetõttu tekkis küsimus, kuhu puurida kaevu, et naftat ja gaasi täpselt leida.
See nõudis nafta ja gaasi päritolu selgitamist, andis võimsa tõuke geoloogia – Maa koostise ja ehituse teaduse, aga ka nafta- ja gaasiväljade uurimise ja uurimise meetodite – arengule.
Nafta- ja gaasiväljade geoloogia on geoloogia haru, mis tegeleb nafta- ja gaasimaardlate ja -maardlate detailse uurimisega nende algses (looduslikus) seisundis ja kujunemisjärgus, et selgitada välja nende rahvamajanduslik tähtsus ja maapõue ratsionaalne kasutamine. . Sellest definitsioonist on näha, et nafta- ja gaasiväljade geoloogia läheneb süsivesinike (HC) maardlate ja maardlate uurimisele kahest vaatenurgast.
Esiteks, tuleks süsivesinike maardlaid käsitleda staatilises olekus kui loodusgeoloogilisi objekte arendusprojekteerimisel lähtudes varude arvestusest ning kaevude ja veehoidlate tootlikkuse hindamisest /loodusgeoloogilised tingimused/.
Teiseks, tuleks süsivesinike maardlaid käsitleda dünaamilises olekus, kuna nendes käivituvad nafta, gaasi ja vee liikumise protsessid tootmiskaevude põhjaaukudesse ja sissepritsekaevude põhjaaukudesse. Samas on ilmne, et objekti dünaamika tunnuseid iseloomustavad mitte ainult maardla looduslikud geoloogilised omadused (st omadused staatilises olekus), vaid ka tehnilise süsteemi (st arendussüsteemi) omadused. ). Teisisõnu, arendusse võetav nafta- või gaasimaardla on lahutamatu tervik, mis koosneb juba kahest komponendist: geoloogilisest (maardla ise) ja tehnilisest (maardla ekspluateerimiseks mõeldud tehniline süsteem). Me nimetame seda kogu geoloogiliseks ja tehniliseks kompleksiks (GTC).
Nafta- ja gaasiväljade geoloogia tunnusjoon, mis koosneb seal, mida ta lai kasutab teiste teaduste meetoditega saadud teoreetilisi kontseptsioone ja faktiandmeid, ning tugineb oma järeldustes ja üldistustes väga sageli teistes teadustes väljakujunenud mustritele.
Eesmärgid nafta ja gaasi geoloogia on nafta- ja gaasitootmise korraldamise tõhusamate viiside geoloogilisel põhjendamisel, tagades maapõue ja keskkonna ratsionaalse kasutamise ja kaitse. See põhieesmärk saavutatakse, uurides nafta- ja gaasimaardla sisemist struktuuri ning selle muutumise mustreid arendusprotsessis.
Peamine eesmärk on jagatud mitmeks komponendiks, toimides nafta- ja gaasiväljade geoloogia eraeesmärkidena, mis hõlmavad järgmist:
maardlate väligeoloogiline modelleerimine
reservi arvutamineõli, gaas ja kondensaat;
arendussüsteemi geoloogiline põhjendus nafta- ja gaasiväljad;
meetmete geoloogiline põhjendatus arenduse ja nafta, gaasi või kondensaadi taaskasutamise tõhustamiseks;
vaatluste kompleksi põhjendamine uurimis- ja arendusprotsessis.
aluspinnase kaitse nafta- ja gaasiväljad;
puurimisprotsessi geoloogiline teenistus kaevud;
oma metoodika ja metoodilise baasi täiustamine.
Selle komplekti hulgast saab eristada kolme tüüpi ülesandeid:
konkreetsed teaduslikud ülesanded nafta- ja gaasigeoloogia, mis on suunatud teadmiste objektile;
metoodilisi ülesandeid;
metoodilised ülesanded.
1. Kivimite koostise ja omaduste uurimine naftat ja gaasi sisaldavate ja mittesisaldavate tootmismaardlate moodustamine; nafta, gaasi ja vee koostise ja omaduste, nende esinemise geoloogiliste ja termodünaamiliste tingimuste uurimine. Erilist tähelepanu tuleks pöörata kivimite ja neid küllastavate vedelike koostise varieeruvusele, omadustele ja esinemistingimustele, samuti seadustele, millele see varieeruvus allub.
2. Valikuülesanded(esimese rühma ülesannete lahenduse alusel) looduslike geoloogiliste kehade, nende kuju, suuruse, asukoha määramine ruumis jne Sel juhul eristatakse kihte, kihte, horisonte, veehoidla asendusvööndeid jne. , see rühm ühendab ülesandeid, mille eesmärk on tuvastada hoiuse või hoiuse esmane struktuur.
3. Tükeldamise ülesanded looduslikud geoloogilised kehad tingimuslikeks, arvestades nafta- ja gaasitööstuse seadmete, tehnoloogia ja ökonoomika nõudeid ja võimalusi. Olulisemad on siin looduslike geoloogiliste kehade tingimuste ja muude piirväärtuste kindlaksmääramise ülesanded (näiteks kõrge, keskmise ja madala tootlikkusega kivimite eraldamiseks).
4. Ülesanded, mis on seotud Riigi Tollikomitee klassifikaatori koostamisega erinevate tunnuste järgi ning eelkõige hoiuste ja hoiuste sisestruktuuride tüübi järgi.
5. SCC struktuuri ja funktsiooni vahelise seose olemuse, tunnuste, mustrite uurimisega seotud ülesanded, st. veehoidla struktuuri ja omaduste mõju arendusprotsessi näitajatele ning tehnilise komponendi struktuuri ja parameetrite omadustele, samuti kogu GTC tulemusnäitajatele (nafta ja gaasi kaevandamise stabiilsus , arendusmäärad, tootmiskulud, lõplik õlikogumine jne).
Metoodilised ülesanded nafta- ja gaasiväljade geoloogia metoodiliste seadmete väljatöötamine, s.o. vana täiustamine ja uute meetodite loomine betoon-teaduslike väligeoloogiliste probleemide lahendamiseks.
Vajadus lahenduse järele metoodilised ülesanded tuleneb asjaolust, et ajastust ajastusse, perioodist perioodi kehtivad teadmiste normid, teadmiste organiseerimise meetodid, teaduslik töö. Meie ajal on teaduse areng ülikiire. Sellistes tingimustes on teaduse üldise arengutempoga sammu pidamiseks vaja omada ettekujutust, millel teadus põhineb, kuidas teadusteadmisi üles ehitatakse ja ümber ehitatakse. Nendele küsimustele vastuste saamine on metoodika põhiolemus . Metodoloogia on viis mõista teaduse struktuuri ja selle töö meetodeid. Eristada üldteadusliku ja erateadusliku metoodikat.
LOENG 2
LOODUSLIKUD KÜTUSERESSURSID
Õli on põlev, õline spetsiifilise lõhnaga vedelik, mis koosneb süsivesinike segust, sisaldab kuni 35% asfalteenvaigu aineid ja asub vabas olekus veehoidla kivimites. Õli sisaldab 8287% süsinikku, 1114% vesinikku (massi järgi), hapnikku, lämmastikku, süsinikdioksiidi, väävlit ning vähesel määral kloori, joodi, fosforit, arseeni jne.
Erinevatest õlidest eraldatud süsivesinikud kuuluvad kolme põhisarja: metaan, nafteen ja aromaatsed:
metaan (parafiin) üldvalemiga C n H 2 n +2;
nafteensed - C n H 2 n;
aromaatne - C n H 2 n -6.
Domineerivad metaani seeria süsivesinikud (metaan CH 4, etaan C 2 H 6, propaan C 3 H 8 ja butaan C 4 H 10), mis on atmosfäärirõhul ja normaalne temperatuur gaasilises olekus.
Pentaan C 5 H 12, heksaan C 6 H 14 ja heptaan C 7 H 16 on ebastabiilsed, lähevad kergesti gaasilisest olekust vedelasse ja vastupidi. Süsivesinikud vahemikust C 8 H 18 kuni C 17 H 36 on vedelad ained.
Rohkem kui 17 süsinikuaatomit sisaldavad süsivesinikud (C17H36-C37H72) on tahked ained (parafiinid, vaigud, asfalteenid).
Õli klassifikatsioon
Sõltuvalt kergete, raskete ja tahkete süsivesinike ning erinevate lisandite sisaldusest jagatakse õli klassidesse ja alamklassidesse. See võtab arvesse väävli, vaikude ja parafiini sisaldust.
Väävlisisalduse järgiõlid jagunevad:
madala väävlisisaldusega (0 ≤S≤0,5%);
keskmise väävlisisaldusega (0,5
väävel (1
hapu (S>3%).
Nafta vaha-see on tahkete süsivesinike segu kaks rühma, mis erinevad üksteisest omaduste poolest järsult - parafiinidC 17 H 36 -KOOS 35 H 72 ja tseresiin C 36 H 74 - C 55 H 112 . Esimese sulamistemperatuur 27-71 °C, teine- 65-88 °C. Samal sulamistemperatuuril on tseresiinidel suurem tihedus ja viskoossus. Parafiini sisaldus õlis ulatub mõnikord 13-14%ni või rohkemgi.
Maailma naftaühikud
1 barrel olenevalt ligikaudu 0,136 tonni nafta tihedusest
1 tonn naftat on ligikaudu 7,3 barrelit
1 tünn = 158,987 liitrit = 0,158 m3
1 kuupmeeter umbes 6,29 barrelit
Füüsikalised omadusedõli
Tihedus(mahuline mass) - aine massi ja selle mahu suhe. Mahutiõli tihedus on reservuaaritingimuste säilitamisel soolestikust pinnale ekstraheeritud õli mass mahuühiku kohta. SI tiheduse ühikut väljendatakse kg/m 3 . ρ n \u003d m / V
Õli tiheduse järgi jagunevad need kolme rühma:
kerged õlid (tihedusega 760–870 kg / m3)
keskmised õlid (871970 kg / m3)
raske (üle 970 kg / m 3).
Õli tihedus reservuaari tingimustes on väiksem kui degaseeritud õli tihedus (õli gaasisisalduse ja temperatuuri suurenemise tõttu).
Tihedust mõõdetakse hüdromeetriga. Hüdromeeter - seade vedeliku tiheduse määramiseks ujuki sügavuse järgi (jaotiste ja raskusega toru põhjas). Hüdromeetri skaalal on joonistatud jaotused, mis näitavad uuritava õli tihedust.
Viskoossus- vedeliku või gaasi omadus seista vastu mõne selle osakese liikumisele teiste suhtes.
Dünaamiline viskoossuse koefitsient ( ). on hõõrdejõud kokkupuutuvate vedelikukihtide pindalaühiku kohta kiiruse gradiendiga 1. / Pa s, 1P (poise) = 0,1 Pa s.
Dünaamilise viskoossuse pöördväärtus nimetatakse voolavuseks.
Samuti iseloomustatakse vedeliku viskoossust kinemaatilise viskoossuse koefitsient , st. dünaamilise viskoossuse ja vedeliku tiheduse suhe. Sel juhul võetakse m 2 / s ühikuna. Stokes (St) \u003d cm 2 / s \u003d 10 -4 m 2 / s.
Praktikas kasutatakse seda terminit mõnikord tingimuslik (suhteline) viskoossus, mis on teatud koguse vedeliku väljavooluaja ja sama mahu destilleeritud vee väljavooluaja suhe temperatuuril 20 0 C.
Mahutiõli viskoossus on õli omadus, mis määrab selle liikuvuse taseme reservuaari tingimustes ning mõjutab oluliselt reservuaari arendamise tootlikkust ja efektiivsust.
Erinevate ladestustega reservuaariõli viskoossus varieerub vahemikus 0,2 kuni 2000 mPa s või rohkem. Levinumad väärtused on 0,8-50 mPa s.
Viskoossus väheneb temperatuuri tõustes, suurendades lahustunud süsivesinikgaaside hulka.
Viskoossuse järgi eristatakse õlisid
madal viskoossus - n
Madal viskoossus - 1
suurenenud viskoossusega -5
kõrge viskoossusega - n > 25 mPa s.
Viskoossus oleneb õli ja tõrva keemilisest ja fraktsioonilisest koostisest (asfalteen-vaiguliste ainete sisaldus selles).
Mahutiõli küllastusrõhk (aurustumise algus). on rõhk, mille juures algab lahustunud gaasi esimeste mullide vabanemine sellest. Mahutiõli nimetatakse küllastunud õliks, kui see on reservuaari rõhul, mis on võrdne alaküllastuva küllastusrõhuga – kui reservuaari rõhk on küllastusrõhust kõrgem. Küllastusrõhu väärtus sõltub õlis lahustunud gaasi kogusest, selle koostisest ja reservuaari temperatuurist.
Küllastusrõhk määratakse süvaõliproovide uurimise tulemuste ja katsegraafikute põhjal.
G\u003d Vg / V b.s.
Gaasisisaldust väljendatakse tavaliselt m 3 /m 3 või m 3 /t.
Välja gaasi tegur G on toodetud gaasi kogus m3 1 m3 (t) degaseeritud õli kohta. See määratakse kindlaks nafta ja sellega seotud gaasitootmise andmete põhjal teatud aja jooksul. Gaasitegurid on olemas: esialgne, määratud puurkaevu töö esimese kuu jaoks, praegune - mis tahes ajaperioodi jaoks ja keskmine perioodi arenduse algusest kuni suvalise kuupäevani.
Pind pinevus - see on jõud, mis toimib liidese kontuuri pikkuseühiku kohta ja vähendab seda pinda miinimumini. See on tingitud molekulide vahelisest tõmbejõududest (SI J/m 2 ; N/m või dyn/cm) õli puhul 0,03 J/m 2, N/m (30 dyne/cm); vee jaoks 0,07 J / m 2, N / m (73 dynes / cm). Mida suurem on pindpinevus, seda suurem on vedeliku kapillaartõus. Vee pindpinevus on peaaegu 3 korda suurem kui õlil, mis määrab erinevad kiirused nende liikumine läbi kapillaaride. See omadus mõjutab hoiuste arengu eripära.
Kapillaarsus- vedeliku võime tõusta või langeda väikese läbimõõduga torudes pindpinevuse toimel.
Р = 2σ/ r
P on tõusurõhk; σ - pindpinevus; r –
kapillaaride raadius .
h= 2σ/ rρ
g
h - tõstekõrgus; ρ – vedeliku tihedus; g - gravitatsiooni kiirendus.
Õli värv varieerub helepruunist tumepruuni ja mustani.
Teine õli peamine omadus on aurustumine. Õli kaotab kerged fraktsioonid, seetõttu tuleb seda hoida suletud anumates.
Õli kokkusurutavustegur β n on reservuaariõli mahu muutus rõhumuutusega 0,1 MPa.
See iseloomustab õli elastsust ja määratakse suhte järgi
kus V 0 - õli esialgne maht; ΔV- õli mahu muutus rõhu muutusega Δр võrra;
Mõõtmed β n -Pa -1 .
Õli kokkusurutavuskoefitsient suureneb koos kergõli fraktsioonide sisalduse ja lahustunud gaasi koguse suurenemisega, temperatuuri tõusuga ja rõhu langusega ning selle väärtused on (6-140) 10 -6 MPa -1. Enamiku reservuaariõlide puhul on selle väärtus (6-18) 10 -6 MPa -1.
Degaseeritud õlisid iseloomustab suhteliselt madal kokkusurutavustegur β n =(4-7) 10 -10 MPa -1.
Koefitsient soojuspaisumine n on õli paisumisaste, kui temperatuur muutub 1 °C võrra
n = (1/ Vo) (V/t).
Mõõtmed - 1/°С. Enamiku õlide puhul jäävad soojuspaisumisteguri väärtused vahemikku (1-20) *10 -4 1/°C.
Mittestatsionaarses termohüdrodünaamilises režiimis, kui reservuaar puutub kokku erinevate külmade või kuumade mõjuritega, tuleb maardla moodustamisel arvestada õli soojuspaisumisteguriga.
Mahuti õli mahutegurb näitab, kui palju ruumala võtab reservuaari tingimustes 1 m
3
degaseeritud õli:
b n = V pl.n / V deg \u003d n./ pl.n
Kus V sq.n - õli maht reservuaari tingimustes; Vdeg on sama koguse õli maht pärast degaseerimist atmosfäärirõhul ja t=20°C; pl.p - õli tihedus reservuaari tingimustes; -õli tihedus standardtingimustes.
Mahuteguri abil on võimalik määrata õli "kahanemist", st tuvastada reservuaariõli mahu vähenemist selle pinnale ekstraheerimisel. Õli kokkutõmbumine U
U=(bn-1)/bn*100
Õlivarude arvutamisel mahumeetodil arvestatakse reservuaariõli mahu muutust üleminekul reservuaaritingimustelt pinnatingimustele, kasutades nn ümberarvestustegurit.
teisendustegur on reservuaari õli mahuteguri pöördväärtus. 
=1/b=Vdeg/Vb.s.=b.s./n
TOOTMISGEOLOOGIA ALUSED NING NAFT- JA GAASIVÄLJATE ARENDAMINE 1 lk
Nafta- ja gaasiväljade geoloogia (NGPG) on geoloogia haru, mis tegeleb nafta- ja gaasimaardlate ja -maardlate üksikasjaliku uurimisega nende algses (looduslikus) olekus ja kujunemisjärgus, et selgitada välja nende rahvamajanduslik tähtsus ja otstarbekas kasutamine. aluspinnasest.
NGPG peamised eesmärgid on järgmised:
Maardlate väligeoloogiline modelleerimine;
Nafta-, gaasi- ja kondensaadivarude struktureerimine;
Nafta- ja gaasiväljade arendamise süsteemi geoloogiline põhjendamine;
Arengu ja nafta, gaasi või kondensaadi taaskasutamise tõhususe parandamise meetmete geoloogiline põhjendamine.
NGPG ülesanneteks on erinevate küsimuste lahendamine, mis on seotud: uurimisobjekti kohta teabe hankimisega; mustrite otsimisega, mis ühendavad vaadeldud erinevad faktid maardla struktuuri ja toimimise kohta ühtseks tervikuks; vaatluste ja uurimistöö tulemuste töötlemise, kokkuvõtte ja analüüsi meetodite loomisel; nende meetodite efektiivsuse hindamisel erinevates geoloogilistes tingimustes jne.
See metoodiline juhend pakub 11 laboratoorset tööd, mille rakendamine võimaldab omandada mitmeid meetodeid geoloogilise ja väliteabe kogumiseks ja töötlemiseks, mõista paljusid väligeoloogia põhimõisteid, nagu nafta- ja gaasireservuaar, maardlate piirid, geoloogilise ja väliteabe heterogeensus. tootlikud kihid, reservuaaride tinglikud piirid, kaevude ebatäiuslikkus, reservuaari rõhk, reservuaari filtreerimisomadused (läbilaskvus, hüdrojuhtivus,
piesojuhtivus), indikaatordiagramm, rõhu taastumise kõver (PRC), arengudünaamika, õlitagastuse tegur.
Laboritöö nr 1 Õlireservuaari piiride asukoha määramine andmete järgi
kaevu puurimine
Veehoidla siseehituse paljastamine vastavalt mõõtmistele, vaatlustele ja määratlustele on veehoidla struktuuri mudeli ehitamise ülesanne. Oluline samm selle probleemi lahendamisel on geoloogiliste piiride tõmbamine. Maardla vorm ja tüüp sõltuvad seda piiravate geoloogiliste piiride iseloomust.
Geoloogilised piirid hõlmavad pindu: struktuurne,
seotud erineva vanuse ja litoloogiaga kivimite kokkupuutega; stratigraafilised ebakõlad; tektoonilised häired; samuti pinnad, mis eraldavad veehoidla kivimeid (RC) nende küllastuse olemuse järgi, st vesi-õli, gaasi-õli ja gaasi-vesi kontaktid (WOC, GOC, GWC). Enamik nafta- ja gaasimaardlaid on seotud tektoonilised struktuurid(voldid, tõusud, kuplid jne), mille kuju määrab maardla kuju.
Konstruktsioonivorme, sh struktuursete pindade (katused ja lademete põhjad) kuju uuritakse struktuurkaartide abil.
Struktuurse kaardi koostamise lähteandmeteks on kaevu asukohaplaan ja igas kaevus kaardistatud pinna absoluutmärkide suurus. Absoluutne kõrgus on vertikaalne kaugus merepinnast kaardistatud pinnani:
H = (A+Al)-L, (1,1)
kus A on puuraugupea kõrgus, L on kaevu kaardistatud pinna sügavus, D1 on kaevu kõverusest tingitud pikenemine.
Kolmnurga meetod on traditsiooniline struktuurkaartide koostamise viis.
Veehoidlate heterogeensusega kaasnevad maardlate piirid on tõmmatud mööda jooni, mida mööda produktiivse kihistuse läbilaskev PK faatsia varieeruvuse tagajärjel kaotab oma reservuaariomadused ja muutub mitteläbilaskvaks või on kihistu välja kiilunud või välja pestud. Väikese arvu kaevude korral tõmmatakse reservuaari asendusliini, kiilu- või erosiooniliinide asend tavaliselt poolele kaevupaaride vahemaa tagant, millest ühes koosneb veehoidla kivimitest ja teises veekindlatest kivimitest või veehoidla siin ei ladestunud ega erodeerunud.
Veehoidlate faatsia üleminekujoone õigem asukoht määratakse reservuaari parameetrite muutumise kaartidel: poorsus,
läbilaskvus, spontaanse polarisatsiooni potentsiaali amplituud
(SP) jne, millele on kehtestatud standardlimiit, s.o. parameetri väärtus, mille juures reservuaar kaotab oma reservuaari omadused.
WOC asukoht maardlas on põhjendatud konstrueerimisega eriskeem. Esimesena peetakse kaevusid. teabe kandmine VNK positsiooni kohta. Tegemist on õli-vee tsoonis asuvate puurkaevudega, mille WOC-d saab määrata kaevude logimise andmete põhjal. Kasutatakse ka puhtalt nafta- ja veetsoonidest kaeve, milles vastavalt kihistu põhi ja ülemine osa on OWC vahetus läheduses.
Skeemile kantakse valitud kaevude veerud, mis näitavad reservuaari küllastumise olemust (nafta, gaas või vesi) vastavalt logiandmetele, perforatsiooniintervallidele ja kaevude testimise tulemustele. Selle teabe põhjal valitakse ja tõmmatakse joon, mis kõige paremini vastab OWC asukohale.
Plaanil (kaardil) on maardla piirideks nafta- ja gaasisisalduse kontuurid. Seal on õli- ja gaasisisalduse välis- ja sisekontuurid. Väliskontuur on WOC (GWC, GOC) ja reservuaari ülaosa lõikejoon ja sisemine kontuur on WOC (GWC, GOC) lõikejoon reservuaari põhjaga. Väliskontuur leitakse struktuurikaardilt piki kihistu ülaosa ja sisekontuur struktuurkaardilt piki kihistu põhja. Sisekontuuri sees on reservuaari õli- või gaasiosa ning sisemise ja välimise kontuuri vahel vesi-õli või vesi-gaas osa.
Horisontaalse WOC (GOC, GWC) korral leitakse nafta ja gaasi kontuurjoonte asukoht struktuurikaartidelt lähedal.
aktsepteeritule vastav isohüpsis
hüpsomeetriline kontaktasend. Kui kontakt on horisontaalne, ei ristu kontuurjooned isohüpsiseid.
Kui produktiivne horisont koosneb paljudest kihtidest, mida iseloomustab katkendlik litoloogiliselt ebaühtlane
struktuur, siis määratakse õlikandvate kontuuride kui terviku asend horisondi jaoks, kombineerides iga kihi ülaosas olevaid struktuurseid kaarte (nendel kaartidel on näha ka selle kihi reservuaari asenduspiirid ja õlikandva kontuur).
Kombineeritud kaardil saadakse keerulise kujuga ladestuspiir, mis mõnes piirkonnas kulgeb mööda reservuaaride asendusjooni ja teistes - mööda väliskontuuri joont erinevate kihtide sees.
Kavandatava töö lähteandmed on: tabel teabega puurkaevude kõrguste, pikenemiste, kihistu katuse sügavuste, kihistu paksuste, OWC sügavuse kohta; kaevu paigutus.
1. Määrake kihistu katuse ja põhja absoluutkõrgused.
2. Arvutage vee-õli kontakti absoluutmärgid kaevudes ja põhjendage vee-õli kontakti asukohta kogu maardla kohta.
E. Määrata kaevu asukohaplaanil reservuaaride jaotuse piirid.
4. Koostage kihistu üla- ja alaosa struktuurikaardid ning analüüsige neid.
5. Näidake määratud struktuurikaartidel õlisisalduse välis- ja sisekontuuride asukohta.
6. Kirjeldage naftamaardla tüüpi ja põhjendage selle positsiooni tänapäevastes nafta- ja gaasimaardlate klassifikaatorites.
NÄIDE. Määrata puurimis- ja geofüüsikaliste uuringuandmete (tabel 1.1) põhjal maardla piirid antud kaevuplaanil, OWC sügavused.
Tabel 1.1
| Kskv | Kõrgus, m | Pikendamine, m | Katuse sügavus, m | Paksus, m | Abs. katuse kõrgus, m | Abs. tallamärk, m |
| 125.7 | 0.4 | 2115.1 | -1989 | -1992 | ||
| 121.5 | 0.8 | 2120.3 | -1998 | -2002 | ||
| 120.5 | 2106.9 | 8.2 | -1983.4 | -1991.6 | ||
| 123.5 | 1.2 | 2129.7 | 11.8 | -2005 | -2016.8 | |
| 122.3 | 0.2 | 2121.5 | -1999 | -2002 | ||
| 121.9 | 1.6 | 2110.5 | 12.6 | -1987 | -1999.6 | |
| 125.5 | 0.6 | 2120.1 | 14.4 | -1994 | -2008.4 | |
| 125.9 | 0.2 | 2129.7 | 15.4 | -2003.6 | -2019 | |
| 124.3 | 0.8 | 2124.7 | -1999.6 | -2016.6 | ||
| 126.7 | 1.4 | 2142.1 | 18.8 | -2014 | -2032.8 | |
| 0.5 | 3.5 | -1994.5 | -1998 | |||
| 120.2 | 0.7 | -1986.1 | -1991.1 | |||
| 0.5 | -1993.5 | -1999.5 | ||||
| 121.5 | 0.6 | 4.5 | -1995.9 | -2000.4 | ||
| 0.7 | 4.3 | -1991.3 | -1995.6 | |||
| 0.8 | 5.1 | -1996.2 | -2001.3 | |||
| 0.9 | 5.5 | -1996.1 | -2001.6 | |||
| 1.5 | 4.1 | -2000.5 | -2004.6 |
WOC äravõtmise sügavus metsaraie teel määrati kolmes kaevus: kaev 2 (2120,3m), kaev 7 (2124,4m) ja kaev 6 (2121,5m).
Töö edenemine:
Valemi (1.1) järgi määratakse moodustise tipu absoluutmärgid (arvutustulemused on toodud tabelis 1.1). Sama valemit saab kasutada ka veekontakti absoluutmärgi määramisel, mis on kõigis kolmes kaevus miinus 1998 m.
Eeldades, et OWC pind on tasane ja horisontaalne, piisab reservuaari piiritlemiseks kolmest kaevust saadud andmetest, kuna tasapind on määratletud kolme punktiga.
Moodustise põhja absoluutsed jäljed sisse sel juhul seda on lihtsam määrata reservuaari paksuse andmete põhjal (arvutustulemused on toodud tabelis 1.1). Struktuurikaardid piki kihistu üla- ja alaosa koostatakse vastavalt näidatud pindade absoluutmärkidele (joon. 1.1 ja 1.2).
Kaartidel on näha alamlaiussuunas pikliku antikliinilist struktuuri, mida komplitseerivad kaks kuplit. Struktuur on süsivesinike püünis muude soodsate tingimuste olemasolul.
Naftasisalduse väliskontuur on joonistatud struktuurikaardile piki reservuaari ülaosa ja õlisisalduse sisekontuur joonistatud struktuurikaardile piki veehoidla põhja piki isoliini -1998m.
Maardla kontuurid ei ole suletud. Maardla uuritud osa järgi võib seda iseloomustada kui reservuaarikaare, kuna see piirdub konstruktsiooni kaarega, arvutid on ühtlase struktuuriga ja väikese paksusega.
Õlitsooni piirab õlikandevõime sisemine kontuur, vesi-õli tsooni aga õlikandevõime sisemine ja välimine kontuur.
Laboritöö nr 2 Tootmishorisondi makroheterogeensuse määramine
Käesoleva töö eesmärgiks on tutvustada geoloogilise heterogeensuse mõistet makroheterogeensuse näitel, mida arvestatakse tootmisrajatiste väljaselgitamisel ja arendussüsteemi valikul. Geoloogilise heterogeensuse uurimise meetodite väljatöötamine ja selle arvestamine varude arvutamisel ja maardlate arendamisel on kommertsgeoloogia kõige olulisem ülesanne.
Geoloogilise heterogeensuse all mõista varieeruvust looduslikud omadused nafta ja gaasiga küllastunud kivimid maardlas. Geoloogiline heterogeensus avaldab tohutut mõju arendussüsteemide valikule ja aluspinnasest nafta kaevandamise efektiivsusele, veehoidla mahu kuivendusprotsessi kaasamise astmele.
Geoloogilisel heterogeensusel on kaks peamist tüüpi: makroheterogeensus ja mikroheterogeensus.
Makroheterogeensus peegeldab reservuaari kivimite esinemise morfoloogiat veehoidla mahus, s.o. iseloomustab kogujate ja mittekogujate jaotust selles.
Makroheterogeensuse uurimiseks kasutatakse kõigi puurkaevude logiandmeid. Makroheterogeensuse usaldusväärse hinnangu saab anda ainult siis, kui puuraugude produktiivse osa vahel on kvalifitseeritud üksikasjalik korrelatsioon.
Makroheterogeensust uuritakse vertikaalselt (piki horisondi paksust) ja piki kihtide lööki (piki ala).
Paksuse osas avaldub makroheterogeensus produktiivse horisondi tükeldamises eraldi kihtideks ja vahekihtideks.
Löögi ajal avaldub makroheterogeensus veehoidla kivimite paksuste muutlikkuses kuni nullini, s.o. reservuaaride puudumise tsoonide olemasolu (litoloogiline asendamine või väljakiilumine). Sel juhul on suur tähtsus kollektorite jaotusalade olemusel.
Makroheterogeensust näitavad graafilised konstruktsioonid ja kvantitatiivsed näitajad.
Graafiliselt kuvatakse vertikaalne makroheterogeensus (piki objekti paksust) geoloogiliste profiilide (joonis 2.1.) ja üksikasjalike korrelatsiooniskeemide abil. Piirkonniti kuvatakse iga kihi veehoidlate leviku kaartide abil (joonis 2.2.), millel on ära toodud veehoidla ja mittereservuaari levikualade piirid ning naaberkihtide liitumisalad.
 |
Joon.2.2. Ühe horisondikihi veehoidla kivimite jaotuse kaardi fragment: 1 - kaevude read (H - sissepritse; D - toodavad), 2 - reservuaari kivimite jaotuse piirid, 3 - liitumisvööndite piirid, sektsioonid 4 - reservuaari kivimite jaotus, 5 - veehoidla kivimid, 6 - veehoidla ühinemine ülemise veehoidlaga, 7 - reservuaari ühinemine selle all oleva veehoidlaga.
Makroheterogeensust iseloomustavad järgmised kvantitatiivsed näitajad:
1. Jaotuskoefitsient, mis näitab kihtide keskmist arvu
maardla reservuaaride (vahekihid), Kp = (X Shch) / N (2.1), kus n -
reservuaari kihtide arv i-th hästi; N - kaevude arv.
2. Neto-bruto suhe, mis näitab reservuaari mahu (või kihistu paksuse) osakaalu tootmishorisondi kogumahus (paksuses):
Kpesch = [ X (Kf^ bsht)]i/ N (2.2), kus h^ on reservuaari efektiivne paksus
hästi; N - kaevude arv. Neto-bruto suhe on hea teabekandja järgmistel põhjustel: see on seotud korrelatsioonidega paljude teiste geoloogiliste ja füüsikaliste parameetrite ja tootmisrajatiste omadustega: lahterdamine, kihistute katkematus piirkonnas, nende litoloogiline ühenduvus piki maa-ala. sektsioon jne.
Makroheterogeensuse indikaatorina, mis võtab arvesse nii dissektsiooni kui ka liiva, kasutatakse kompleksindikaatorit -
Makroheterogeensuse koefitsient: K m = (X n i )/(X Tere ) (2.3), kus n -
i=1 i =1
läbilaskvate kihtide arv; h on kaevust läbitavate läbilaskvate kihtide paksus. Makroheterogeensuse koefitsient iseloomustab arendusobjekti lahkamist paksusühiku kohta.
3. Litoloogilise ühenduvuse koefitsient - liitumistegur, mis hindab kahe kihi reservuaaride liitumisastet, K sl = S^/S^ kus S CT - liitumisalade kogupindala; sj. - kollektsionääride jaotusala maardla piires. Mida suurem on litoloogilise ühenduvuse koefitsient, seda suurem on külgnevate kihtide hüdrodünaamilise ühenduvuse aste.
4. Veehoidlate jaotuskoefitsient maardla alal, mis iseloomustab nende esinemise katkemise astet piirkonnas (reservuaaride asendamine veekindlate kivimitega);
K disp = SA kus S on reservuaaride reservuaaride levikutsoonide kogupindala;
5. Veehoidlate jaotuse piiride keerukuse koefitsient, mis on vajalik katkendlike, näo järgi muutuvate reservuaaride ehituse keerukuse uurimiseks ja hindamiseks, K sl = L^/n, kus on veehoidlate piiride kogupikkus. reservuaaride levikuga alad; P - maardla ümbermõõt (õli kandevõime väliskontuuri pikkus). On kindlaks tehtud, et heterogeensetes katkendlikes moodustistes kaevuvõrgu tihendamise tõttu keerukustegur pidevalt väheneb. See näitab, et isegi tootmiskaevude tiheda võrgu korral on kõik reservuaari varieeruvuse üksikasjad endiselt teadmata.
6. Kolm koefitsienti, mis iseloomustavad reservuaari jaotustsoone õliväljasurve tingimustes:
Kspl \u003d Yasil / Yak; Kpl \u003d S ^ S * Cl \u003d S ^ S *
kus K cpl, Kpl, K l - vastavalt kollektorite, poolläätsede ja läätsede pidevlevi koefitsiendid; I spl on pideva jaotusega tsoonide pindala, st. tsoonid, mis saavad tõrjuva aine mõju vähemalt kahelt küljelt; S ra on poolläätsede pindala, st. tsoonid, mis saavad ühepoolset mõju; - kahjustatud läätsede pindala; K cpl + K pl + K p \u003d 1.
Makroheterogeensuse uurimine võimaldab varude arvutamisel ja arenduse kavandamisel lahendada järgmisi probleeme: nafta või gaasi reservuaarina toimiva keeruka geoloogilise keha kuju modelleerimine; tuvastama vahekihtide (kihtide) liitmisest tulenevad suurenenud reservuaari paksusega alad ja vastavalt sellele maardla arendamise käigus võimalikud kohad kihtidevaheliseks nafta- ja gaasivooluks; määrata kindlaks kihtide ühendamise teostatavus üheks töökohaks; põhjendama tootmis- ja sissepritsekaevude efektiivset asukohta; prognoosida ja hinnata hoiuse kaetusastet arenduste kaupa; valida makroheterogeensuse poolest sarnased maardlad, et edasi anda varem arendatud objektide arendamise kogemusi.
Lähteandmed ülesande täitmisel on tabel andmetega horisondi paksuse ja veehoidla kivimite kohta, millest see koosneb, kaevude paigutus, teave reservuaari kohta (ladestussügavus, reservuaari litoloogiline tüüp, veehoidla läbilaskvus, õli viskoossus , veehoidla režiim, reservuaari suurus).
1. Koostage iga kihi ja horisondi kui terviku kohta isopachi kaardid, märkige neile veehoidlate leviku piirid ja analüüsige neid.
3. Määrata horisondi makroheterogeensust iseloomustavad koefitsiendid.
NÄIDE. Määrata mitmekihilise horisondi neto-bruto suhte, dissektsiooni ja makroheterogeensuse koefitsiendid.
Andmed tabelis 2.1.
| Tabel 2.1
|
Hinnangulised andmed on esitatud tabelis 2.2
| Tabel 2.2
|
Valemite 2.1, 2.2, 2.3 järgi määrame, et tükeldamise koefitsient Кр=32/14=2,29; neto-bruto suhe Kpesch=280/362=0,773;
makroheterogeensuse koefitsient Km= 32/280=0,114.
Kp, Kpesch, Km kombineeritud kasutamine võimaldab saada aimu lõigu makroheterogeensusest: mida rohkem Kp, Km ja mida väiksem Kpesch, seda suurem on makroheterogeensus. Suhteliselt homogeensed on kihid (horisondid), mille Кpesch > 0,75 ja Кр< 2,1. К неоднородным соответственно относятся пласты (горизонты) с Кпесч < 0,75 и Кр >2.1. Nende kriteeriumide järgi võib näites vaadeldavat horisonti iseloomustada kui nõrgalt heterogeenset (Кpesch=0,773, Кр=2,29)
Laboritöö nr 3 Veehoidla parameetrite tingimuslike piiride määramine
Nafta- ja gaasivarude õige arvutamine hõlmab hinnangulise objekti sisestruktuuri avalikustamist, mille tundmine on vajalik maardlate tõhusa arendamise korraldamiseks, eriti arendussüsteemi valimiseks. Maardla sisestruktuuri tuvastamiseks on vaja teada ka asukohta reservuaaride ja mittereservuaaride vaheliste piiride järgi, mis on tõmmatud kivimite poorsus-läbilaskvuse (või mõne muu) omaduse väärtuste järgi. , mida nimetatakse tingimuslikuks.
Tootmiskihistuse parameetrite tinglikud piirid on parameetrite piirväärtused, mille järgi produktiivse kihistu kivimid jaotatakse reservuaarideks ja mittereservuaarideks, samuti erinevate väljaomadustega reservuaarideks, et neid paremini eristada. maardla kogumaht selle efektiivne maht tervikuna ja erineva tootlikkusega mahud, t .e. reservuaari tingimuste määramine tähendab valikukriteeriumide määratlemist veehoidlate kontekstis ja nende liigitamist litoloogia, tootlikkuse jms järgi.
Varutingimused on nõuete kogum maardla geoloogilistele, füüsikalistele, tehnilistele, majanduslikele ja kaevanduslikele parameetritele, mis tagavad näidisõli taaskasutamise saavutamise koos arendusprotsessi tasuvusega vastavalt töökaitse-, maapõue- ja keskkonnaseadustele. . Varutingimuste määramist kasutatakse maardla kaubandusliku potentsiaali hindamiseks ja geoloogiliste varude klassifitseerimiseks nende ärilise tähtsuse järgi.
Veehoidla tingimused on määratud suure hulga teguritega, mis määravad kivimite reservuaari omadused (RP). Peamised reservuaari omadusi mõjutavad parameetrid on poorsus, läbilaskvus, õli, gaas, bituumeni küllastus, millele lisanduvad karbonaadisisalduse, savisisalduse, jääkvee parameetrid, õli olemus, gaas, bituumeni küllastus, osakeste suurusjaotus, materjali geneetiline tüpiseerimine, kaev. logimisparameetrid (GIS ) - küllastusparameeter, poorsuse parameeter jne, samuti välinäitajad - tootlikkus või spetsiifiline tootmismäär. Tingimuste põhjendamise meetodiks on korrelatsioonianalüüs kivimite täpsustatud omaduste vahel südamiku laboriuuringu andmetel, kaevuraie ja hüdrodünaamiliste uuringute andmetel.
Varude tingimused sõltuvad sotsiaalsetest vajadustest süsivesinike tooraine järele ning nafta-, gaasi- ja bituumenitootmise tehnilise ja tehnoloogilise arengu tasemest. Varutingimused on põhjendatud, võttes arvesse erivarusid, kaevu alg- ja lõppvoolukiirusi, veeväljasurve efektiivsust, õlitagastustegurit (ORF), arendussüsteemi, piirkulusid. Tingimuste põhjendamise meetodiks on tehnilised ja majanduslikud arvutused objekti arendamise variantide osas.
Kollektsionääride eraldamine.
Looduslik süsivesinikke sisaldav veehoidla hõlmab vähemalt kahte kivimite klassi: reservuaarid ja mittereservuaarid. Need klassid erinevad pooride ruumi struktuuri, naftafüüsikaliste parameetrite väärtuste ja nende jaotuse olemuse poolest.
Klassipiirid on kvalitatiivse ja kvantitatiivse ülemineku piirid ühelt kinnistult teisele, sõltumata kasutatavatest veehoidlate arendustehnoloogiatest. Siiski tuleb arvestada, et reservuaari intensiivse stimuleerimise meetodite rakendamisel, mis mõjutavad oluliselt pooriruumi struktuuri (filtratsioonikanalite laienemine, karbonaatide lahustumine füüsikalise ja keemilise stimulatsiooni ajal, pragude teke jne). , on võimalik reservuaarid üle kanda kõrgematesse klassidesse ja rahuliku režiimi rakendamisel - madalamatesse klassidesse.
Eelpool on juba märgitud, et reservuaare iseloomustavad peamised parameetrid on poorsus Kp, läbilaskvus Kp, jääkveesisaldus Kow, süsivesinikke sisaldava reservuaari puhul - õli, gaas, bituumeni küllastus Kn(g, b).
Geoloogiliste ja väliparameetrite vahelised seosed on statistilised, komplekssed, hõlmates komponente, mis iseloomustavad teatud kivimiklasse või veehoidlaid. Selliste sõltuvuste töötlemisel kasutatakse vähimruutude meetodit. Praktika on näidanud, et need sõltuvused on ligikaudsed parabooliga Y=a*X b .
Sõltuvuse olemuse muutumist juhib parabooli kordajate muutumine korrelatsioonivälja erinevate lõikude jaoks ning paraboolide lõikepunktid näitavad klassipiiride asukohta.
Nende piiride leidmiseks ehitatakse sageli logaritmilistesse koordinaatidesse korrelatsiooniväli (lineariseerimismeetod), kus parabool teisendatakse sirgeks: LgY=Lga+b*LgX. Sirgede lõikepunktid näitavad klasside piire.
Argument ja funktsioon tuleks valida füüsilise tähenduse järgi, näiteks paaris Kp-Kb: Kp on argument ja Kb on funktsioon, paaris Kp-Kpr: Kp on argument, Kpr on funktsioon .
Klasside piiride määramise aluseks on soovitatav kasutada korrelatsioonivälja Kpr \u003d f (Kp).
Tingimuslikke piiranguid on kaks. Esimene piirmäär on piir, millest kõrgemal võib tõug sisaldada a.w. Teine piir on piir, mille ületamisel on tõug võimeline andma s.v. Esimene piir on veehoidla alumine piir, teine piir on produktiivse veehoidla piir. Esimene piir on seatud vastavalt kivimite tuuma ja kivimite petrofüüsikaliste omaduste litoloogiliste ja petrograafiliste uuringute andmetele. Teine piirmäär määratakse vastavalt südamikuproovide nihkekarakteristikute uuringute tulemustele, faasiläbilaskvuse kõveratele, vastavalt jääkvee sõltuvusele poorsusest ja läbilaskvusest. Teist piiri peavad kinnitama kaevude testimise tulemused – läbilaskvuse võrdlus tootlikkusega. Tootlikkuse (või eritoodangu kiiruse) sõltuvus läbilaskvusest, võttes arvesse minimaalset tootmiskiirust, millest allapoole ei ole arendus kasumlik, võimaldab määrata kolmanda piiri - tehnoloogilise.
GIS on kõige levinum uurimistöö liik. Kaevude raieandmete põhjal määratakse reservuaaride peamised parameetrid ja viiakse läbi nende klassifikatsioon.
Tingimuste põhjendamiseks vastavalt välja geofüüsika andmetele on kaks võimalust.