III. grondbeginselen van de olie- en gasgeologie. Federale begrotingsstaat Educatieve instelling voor hoger beroepsonderwijs
Olie en aardgas
Onderwerp studieplan
- 1. Olie, de elementaire samenstelling.
- 2. een korte beschrijving van fysieke eigenschappen van olie.
- 3. Koolwaterstofgas.
- 4. Samenstelling van de componenten en een korte beschrijving van de fysische eigenschappen van het gas.
- 5. Het concept van gascondensaat.
- 6. Oorsprong van olie en gas.
- 7. Olie als bron van milieuvervuiling.
Olie en aardgas zijn waardevolle mineralen. I.M. Gubkin merkte op dat de aanwijzing voor de oorsprong van olie niet alleen van wetenschappelijk en technisch belang is, maar ook van het grootste praktische belang, omdat. het geeft betrouwbare aanwijzingen over waar naar olie moet worden gezocht en hoe het het meest geschikt is om de exploratie ervan te organiseren.
De oorsprong van olie is een van de meest complexe en nog steeds onopgeloste problemen van de natuurwetenschap. De bestaande hypothesen zijn gebaseerd op ideeën over de organische en anorganische oorsprong van olie en gas.
Olie is een mengsel van koolwaterstoffen die zuurstof, zwavel en stikstofverbindingen bevatten. Afhankelijk van het overwicht van een aantal koolwaterstoffen, kunnen oliën zijn: methaan, nafteenhoudend, aromatisch.
De commerciële kwaliteit van olie hangt af van het gehalte aan paraffine. Oliën worden onderscheiden: laag paraffinisch niet meer dan 1%, licht paraffinisch - van 1% tot 2; sterk paraffinehoudend meer dan 2%.
De belangrijkste fysische eigenschappen van olie worden gekenmerkt door dichtheid, volumetrische coëfficiënt, viscositeit, samendrukbaarheid, oppervlaktespanning en verzadigingsdruk.
Koolwaterstofgas wordt in de ingewanden van de aarde aangetroffen in de vorm van onafhankelijke ophopingen, die zuiver gasafzettingen of gaskappen vormen, evenals in opgelost water. Brandbaar gas is een mengsel van verzadigde koolwaterstoffen methaan, ethaan, propaan en butaan, vaak in de samenstelling van het gas zijn er zwaardere koolwaterstoffen pentaan, hexaan, heptaan. Koolwaterstofgassen bevatten gewoonlijk kooldioxide, stikstof, waterstofsulfide en kleine hoeveelheden edelgassen (helium, argon, neon).
Natuurlijke koolwaterstofgassen hebben de volgende fysische eigenschappen, dichtheid, viscositeit, gascompressiefactor, gasoplosbaarheid in vloeistof.
Wat is olie, aardgas?
Wat zijn de belangrijkste eigenschappen van olie en gas?
Wat zijn de theorieën over de oorsprong van olie?
Welke oliën worden paraffine genoemd?
Welke eigenschappen hebben oliën?
Hoofd:
Extra: p.93-99
Voorwaarden voor het voorkomen van olie, aardgas en formatiewater in de aardkorst
Onderwerp studieplan
- 1. Het concept van rotsen - verzamelaars. Groepen rassen - verzamelaars.
- 2. Poriënruimten in gesteenten, hun soorten, vorm en grootte.
- 3. Reservoireigenschappen van gesteenten.
- 4. Granulometrische samenstelling.
- 5. Porositeit, breuk.
- 6. Permeabiliteit.
- 7. Carbonaat.
- 8. Methoden voor het bestuderen van reservoireigenschappen.
- 9. Olie- en gasverzadiging van reservoirgesteenten.
- 10. Rassen - banden. Het concept van natuurlijke reservoirs en vallen. Water-olie gas-olie contacten. Contouren van olie- en gaspotentieel.
- 11. Het concept van afzettingen en afzettingen van olie en gas.
- 12. Vernietiging van deposito's.
- 13. Formatiewateren, hun commerciële classificatie. Mobiel en gebonden water.
- 14. Algemene informatie over druk en temperatuur in olie- en gasreservoirs. Isobar-kaarten, hun doel.
Korte samenvatting van theoretische problemen.
Natuurlijk reservoir - een natuurlijk reservoir voor olie, gas en water, waarbinnen ze kunnen circuleren en waarvan de vorm wordt bepaald door de verhouding van het reservoir tot de omsluitende (reservoir) slecht doorlatende rotsen. Er zijn drie hoofdtypen natuurlijke reservoirs: reservoir, massief, lithologisch beperkt van alle kanten.
Gesteenten die het vermogen hebben om olie, gas en water te bevatten en deze tijdens de ontwikkeling in industriële hoeveelheden vrij te geven, worden reservoirs genoemd. Collectors worden gekenmerkt door capacitieve en filtratie-eigenschappen.
Banden worden slecht doorlatende rotsen genoemd die de ophoping van olie en gas bedekken en afschermen. De aanwezigheid van banden is de belangrijkste voorwaarde voor het behoud van olie- en gasophopingen.
Een trap is een onderdeel van een natuurlijk reservoir waarin zich door een structurele drempel, stratigrafische screening en lithologische beperking olie- en gasophopingen kunnen vormen. Elke val is een driedimensionale driedimensionale vorm waarin koolwaterstoffen worden verzameld en opgeslagen vanwege capacitieve, filtratie- en zeefeigenschappen.
De migratie van olie en gas verwijst naar de verschillende bewegingen van deze vloeistoffen in de rotsmassa. Maak onderscheid tussen primaire en secundaire migratie.
Onder olie- en gasafzettingen worden lokale industriële ophopingen van deze mineralen in doorlatende reservoirs verstaan - vallen van verschillende typen. Een ruimtelijk beperkt ondergronds gebied met een afzetting of meerdere afzettingen van olie en gas die zich in hetzelfde gebied bevinden, wordt een veld genoemd.
Vragen voor zelfbeheersing over het onderwerp:
Wat zijn de soorten natuurlijke reservoirs?
De belangrijkste eigenschappen van rotsen - reservoirs?
Wat is een val?
Soorten olie- en gasvangers?
Soorten olie- en gasmigratie?
Soorten olie- en gasvelden?
Olie- en gasprovincies
Onderwerp studieplan
- 1. Zonering van de olie- en gashoudende gebieden van Rusland, de vooruitzichten voor hun ontwikkeling;
- 2. Het concept van olie- en gasprovincies, regio's en districten, zones van olie- en gasaccumulatie.
- 3. De belangrijkste olie- en gasprovincies en -regio's van Rusland.
- 4. De grootste en unieke olie- en olie- en gasvelden in Rusland.
- 5. Kenmerken van olie- en gasprovincies met een ontwikkelde olie-industrie (West-Siberië, Wolga-Oeral, Timan-Pechora, Noord-Kaukasisch, Oost-Siberisch).
- 6. Belangrijkste kenmerken: geologische structuur en olie- en gaspotentieel.
Korte samenvatting van theoretische problemen.
In het oosten van het Europese deel van de Russische Federatie liggen uitgestrekte Wolga-Oeral en Kaspische olie- en gasprovincies.
De olie- en gasprovincie Wolga-Oeral is stevig in de geschiedenis van de olie- en gasindustrie van het land opgenomen onder de naam van de Tweede Bakoe.
De West-Siberische olie- en gasprovincie komt overeen met het Epipaleozoïcum en beslaat een aanzienlijk deel van het grondgebied van het uitgestrekte West-Siberische laagland.
Kaspische olie- en gasprovincie, gelegen in het zuidoosten van het Europese deel van de Russische Federatie
Het is noodzakelijk om rekening te houden met hun belangrijkste kenmerken van de geologische structuur, het olie- en gasgehalte, olie- en gasvelden.
Vragen voor zelfbeheersing over het onderwerp:
- 1. Algemene kenmerken van de olie- en gasprovincie Wolga - Oeral?
- 2. Algemene kenmerken van de West-Siberische olie- en gasprovincie?
- 3. Algemene kenmerken van de Kaspische olie- en gasprovincie?
- 4. De belangrijkste kenmerken van de geologische structuur van de provincies?
Belangrijkste en aanvullende bronnen over het onderwerp
Basis: blz. 92 -110; 119 - 132; 215 - 225
Extra: p.105-122
Regimes van olie- en gasvoorraden
Onderwerp studieplan
- 1. Energiebronnen in reservoirs, een korte beschrijving van de werkingswijzen van olie- en gasvoorraden
- 2. Natuurlijke regimes van olie- en gasvoorraden, geologische factoren van hun vorming en manifestatie.
- 3. Verzadigingsdruk en de invloed ervan op de werkingsmodus van afzettingen.
- 4. Korte beschrijving van waterdruk, elastische waterdruk, gasdruk (gaskapregime), opgelost gas en zwaartekrachtregimes.
- 5. Kenmerken van de natuurlijke regimes van gas- en gascondensaatafzettingen.
- 6. Bepaling van de bedrijfsmodi van deposito's in het proces van proefoperatie.
Korte samenvatting van theoretische problemen.
Reservoirenergie in olie- en gasvoorraden kan als volgt zijn: marginale waterdruk; elastische krachten van olie, gas en water; expansie van gas opgelost in olie; gecomprimeerde gasdruk; zwaartekracht. De manifestatie van reservoirenergie wordt bepaald door de aard van het ondergrondse reservoir, het type reservoir en de vorm van de afzetting; reservoireigenschappen van de formatie binnen en buiten het reservoir, de samenstelling en verhouding van vloeistoffen in het reservoir, de afstand tot het watervoorzieningsgebied van de formatie en de ontwikkelingsomstandigheden.
Het reservoirregime is de aard van de manifestatie van reservoirenergie die olie en gas langs het reservoir naar de bodem van de put verplaatst en is afhankelijk van natuurlijke omstandigheden en maatregelen om het reservoir te beïnvloeden.
Afhankelijk van de bron van reservoirenergie, die zorgt voor de beweging van olie van het reservoir naar de put, zijn er de volgende modi van olieafzettingen: door water aangedreven, elastisch door water aangedreven modi; opgelost gas regime; gasdruk- en zwaartekrachtmodi. Bij gelijktijdige manifestatie van meerdere soorten energie is het gebruikelijk om te spreken van een gemengde of gecombineerde modus.
Bij de ontwikkeling van gasvelden worden ook waterdruk, gas en gemengde modi gebruikt. Waterdruk is uiterst zeldzaam.
De technologie om productieve horizonten te openen, veroorzaakt een toename van de productiviteit van de put, verbetert de stroom van olie en gas uit tussenlagen met een lage permeabiliteit, wat uiteindelijk bijdraagt aan een toename van de oliewinning.
Reservoirpenetratiemethoden zijn afhankelijk van de reservoirdruk en de mate van verzadiging van het reservoir met olie, de mate van drainage, de positie van het gas-water-oliecontact en de diepte van het reservoir en andere factoren.
Het ontwerp van putbodems wordt gekozen rekening houdend met de lithologische en fysische eigenschappen en de locatie van putten in het depot, daarom kunnen putbodems open of omhulde gaten zijn.
Vragen voor zelfbeheersing
Oorsprong van olie
Er zijn 4 stadia in de ontwikkeling van opvattingen over de oorsprong van olie:
1) pre-wetenschappelijke periode;
2) een periode van wetenschappelijke vermoedens;
3) vormingsperiode: wetenschappelijke hypothesen;
4) moderne tijd.
Heldere voorwetenschappelijke ideeën zijn de opvattingen van de Poolse natuuronderzoeker van de achttiende eeuw. Kanunnik K. Klyuk. Hij geloofde dat olie werd gevormd in het paradijs en het overblijfsel is van de vruchtbare grond waarop de tuinen van Eden bloeiden.
Een voorbeeld van de opvattingen over de periode van wetenschappelijke vermoedens is het idee van M.V. Lomonosov dat olie werd gevormd uit steenkool onder invloed van hoge temperaturen.
Met het begin van de ontwikkeling van de olie-industrie is de vraag naar de oorsprong van olie van groot praktisch belang geworden. Dit gaf een krachtige impuls aan het ontstaan van verschillende wetenschappelijke hypothesen.
Onder de talrijke hypothesen over de oorsprong van olie, zijn de belangrijkste: organisch en anorganisch.
eerste hypothese biologische oorsprong uitgedrukt in 1759 door de grote Russische wetenschapper M.V. Lomonosov. Vervolgens werd de hypothese ontwikkeld door academicus I.M. Gubkin. De wetenschapper geloofde dat de organische stof van zeeslib, bestaande uit plantaardige en dierlijke organismen, het uitgangsmateriaal is voor de vorming van olie. De oude lagen worden snel overlapt door jongere lagen, waardoor de organische stof wordt beschermd tegen oxidatie. De initiële afbraak van plantaardige en dierlijke resten vindt plaats zonder toegang tot zuurstof onder invloed van anaërobe bacteriën. Verder zinkt de op de zeebodem gevormde laag als gevolg van de algemene buiging van de aardkorst, die kenmerkend is voor zeebekkens. Als sedimentaire gesteenten zinken, nemen hun druk en temperatuur toe. Dit resulteert in de omzetting van gedispergeerde organische stof in diffuus gedispergeerde olie. De gunstigste drukken voor olievorming zijn 15…45 MPa en temperaturen 60…150°С, die bestaan op een diepte van 1,5…6 km. Verder wordt olie onder invloed van toenemende druk verplaatst in permeabele rotsen, waarlangs het migreert naar de plaats van vorming van afzettingen.
Auteur anorganische hypothese beschouwd als D.I.Mendelejev. Hij zag een verbazingwekkend patroon: de olievelden van Pennsylvania (Amerikaanse staat) en de Kaukasus bevinden zich in de regel in de buurt van grote breuken in de aardkorst. Wetende dat de gemiddelde dichtheid van de aarde groter is dan de dichtheid van de aardkorst, concludeerde hij dat metalen voornamelijk in de ingewanden van onze planeet worden gevonden. Volgens hem moet het ijzer zijn. Tijdens bergbouwprocessen dringt water diep in de aardkorst door langs breuklijnen die door de aardkorst heen snijden. Onderweg komt het ijzercarbiden tegen, het reageert ermee, waardoor ijzeroxides en koolwaterstoffen worden gevormd. Dan stijgen deze langs dezelfde breuklijnen naar de bovenste lagen van de aardkorst en vormen olievelden.
Naast deze twee hypothesen is het vermeldenswaard: "ruimte" hypothese. Het werd in 1892 naar voren gebracht door de professor van de Moskouse Staatsuniversiteit V.D. Sokolov. Volgens hem waren koolwaterstoffen oorspronkelijk aanwezig in de gas- en stofwolk waaruit de aarde is ontstaan. Vervolgens begonnen ze zich te onderscheiden van het magma en rijzen ze in gasvormige toestand op door scheuren in de bovenste lagen van de aardkorst, waar ze condenseerden en olieafzettingen vormden.
De hypothesen van de moderne tijd omvatten " magmatische" hypothese Leningrad oliegeoloog, professor N.A. Kudryavtsev. Volgens hem vormen koolstof en waterstof op grote diepte bij zeer hoge temperaturen koolstofradicalen CH, CH 2 en CH 3 . Dan, langs diepe breuken, stijgen ze op, dichter bij aardoppervlak. Door een temperatuurdaling, in de bovenste lagen van de aarde, combineren deze radicalen met elkaar en met waterstof, wat resulteert in de vorming van verschillende petroleumkoolwaterstoffen.
N. A. Kudryavtsev en zijn aanhangers geloven dat de doorbraak van petroleumkoolwaterstoffen dichter bij het oppervlak plaatsvindt langs breuken in de mantel en de aardkorst. De realiteit van het bestaan van dergelijke kanalen wordt bewezen door de brede verspreiding van klassieke en modderkanalen op aarde, evenals: kimberliet pijpen explosie. Sporen van verticale migratie van koolwaterstoffen uit de kristallijne kelder in de lagen van sedimentair gesteente werden gevonden in alle tot grote diepten geboorde putten - op het Kola-schiereiland, in de Wolga-Oeral-olieprovincie, in Midden-Zweden, in de staat Illinois (VS ). Meestal zijn dit insluitsels en adertjes van bitumen die scheuren in stollingsgesteenten opvullen; vloeibare olie werd ook gevonden in twee putten.
Tot voor kort was de algemeen aanvaarde hypothese biologische olie(dit werd vergemakkelijkt door het feit dat de meeste van de ontdekte olievelden beperkt zijn tot sedimentair gesteente), volgens welke " zwart goud» ligt op een diepte van 1,5...6 km. Er zijn op deze diepten bijna geen witte vlekken in de ingewanden van de aarde. De theorie van organische oorsprong biedt dan ook praktisch geen perspectieven voor de exploratie van nieuwe grote olievelden.
Er zijn natuurlijk de feiten van de ontdekking van grote olievelden die niet in sedimentair gesteente liggen (bijvoorbeeld een gigantisch veld " witte tijger”, ontdekt op de plank van Vietnam, waar olie voorkomt in graniet), wordt dit feit verklaard door hypothese van anorganische oorsprong van olie. Bovendien is er in de ingewanden van onze planeet voldoende bronmateriaal voor de vorming van koolwaterstoffen. De bronnen van koolstof en waterstof zijn water en koolstofdioxide. Hun gehalte in 1 m 3 van de substantie van de bovenmantel van de aarde is respectievelijk 180 en 15 kg. Een gunstige chemische omgeving voor de reactie wordt geboden door de aanwezigheid van ferroverbindingen van metalen, waarvan het gehalte in vulkanisch gesteente 20% bereikt. De olievorming zal doorgaan zolang er water, kooldioxide en reductiemiddelen (voornamelijk ijzeroxide) in de ingewanden van de aarde aanwezig zijn. Bovendien werkt de praktijk van het ontwikkelen van het Romashkinskoye-veld (op het grondgebied van Tatarstan) op de hypothese van de anorganische oorsprong van olie. Het werd 60 jaar geleden ontdekt en werd als voor 80% uitgeput beschouwd. Volgens de staatsadviseur van de president van Tatarstan R. Muslimov worden de oliereserves in het veld elk jaar aangevuld met 1,5-2 miljoen ton en volgens nieuwe berekeningen , olie kan tot 2200g worden geproduceerd. Dus de theorie van de anorganische oorsprong van olie verklaart niet alleen de feiten die de "organische stoffen" verbijsteren, maar geeft ons ook hoop dat de oliereserves op aarde veel groter zijn dan die welke vandaag worden onderzocht, en vooral, ze blijven zich aanvullen.
Over het algemeen kunnen we concluderen dat de twee belangrijkste theorieën over de oorsprong van olie dit proces op een behoorlijk overtuigende manier verklaren en elkaar aanvullen. En de waarheid ligt ergens in het midden.
Oorsprong van gas
Methaan is wijdverbreid in de natuur. Het zit altijd in de reservoirolie. Veel methaan wordt opgelost in formatiewateren op een diepte van 1,5...5 km. Gasvormig methaan vormt afzettingen in poreuze en gebroken sedimentaire gesteenten. In kleine concentraties is het aanwezig in het water van rivieren, meren en oceanen, in de bodemlucht en zelfs in de atmosfeer. De hoofdmassa van methaan is verspreid in sedimentaire en stollingsgesteenten. Bedenk ook dat de aanwezigheid van methaan is geregistreerd op een aantal planeten van het zonnestelsel en in de verre ruimte.
De brede verspreiding van methaan in de natuur suggereert dat het op verschillende manieren is gevormd.
Tegenwoordig zijn er verschillende processen bekend die leiden tot de vorming van methaan:
Biochemisch;
Thermische katalysator;
Straling-chemisch;
Mechanochemisch;
metamorf;
Kosmogeen.
biochemisch proces methaanvorming vindt plaats in slib, bodem, sedimentair gesteente en hydrosfeer. Er zijn meer dan een dozijn bacteriën bekend, waardoor methaan wordt gevormd uit organische verbindingen (eiwitten, cellulose, vetzuren). Zelfs olie op grote diepte wordt, onder invloed van bacteriën in formatiewater, vernietigd tot methaan, stikstof en koolstofdioxide.
Thermisch katalytisch proces: de vorming van methaan is om te transformeren in een gas organisch materiaal sedimentair gesteente onder invloed van verhoogde temperatuur en druk in aanwezigheid van kleimineralen die de rol van katalysator spelen. Dit proces is vergelijkbaar met de vorming van olie. Aanvankelijk ondergaat organisch materiaal dat zich ophoopt op de bodem van waterlichamen en op het land biochemische afbraak. Bacteriën vernietigen tegelijkertijd de eenvoudigste verbindingen. Naarmate organische stof dieper in de aarde zakt en de temperatuur dienovereenkomstig stijgt, neemt de activiteit van bacteriën af en stopt volledig bij een temperatuur van 100°C. Er is echter al een ander mechanisme in werking getreden - de vernietiging van complexe organische verbindingen (overblijfselen van levende materie) tot eenvoudigere koolwaterstoffen en in het bijzonder tot methaan, onder invloed van toenemende temperatuur en druk. Belangrijke rol dit proces wordt gespeeld door natuurlijke katalysatoren - aluminosilicaten, die deel uitmaken van verschillende, met name kleigesteenten, evenals sporenelementen en hun verbindingen.
Wat is in dit geval het verschil tussen de vorming van methaan en de vorming van olie?
Ten eerste wordt olie gevormd uit organisch materiaal van het sapropel-type - sedimenten van de zeeën en de oceaanbodem, gevormd uit fyto- en zoöplankton verrijkt met vetstoffen. De bron voor de vorming van methaan is organische stof van het humustype, bestaande uit de overblijfselen van plantaardige organismen. Deze stof vormt tijdens thermische katalyse voornamelijk methaan.
Ten tweede komt de belangrijkste zone van olievorming overeen met de temperaturen van rotsen van 60 tot 150°C, die voorkomen op een diepte van 1,5...6 km. In de belangrijkste zone van olievorming wordt naast olie ook methaan gevormd (in relatief kleine hoeveelheden), evenals zijn zwaardere homologen. Een krachtige zone van intense gasvorming komt overeen met temperaturen van 150...200°C en meer, het bevindt zich onder de belangrijkste zone van olievorming. In de belangrijkste zone van gasvorming in hard temperatuur omstandigheden er is een diepe thermische vernietiging van niet alleen verspreid organisch materiaal, maar ook koolwaterstoffen van brandbare schalie en olie. Hierbij komt een grote hoeveelheid methaan vrij.
Straling chemisch proces: methaanvorming vindt plaats bij blootstelling aan radioactieve straling op verschillende koolstofhoudende verbindingen.
Geconstateerd is dat zwarte fijn verspreide kleiachtige sedimenten met een hoge concentratie aan organische stof in de regel ook verrijkt zijn met uranium. Dit komt door het feit dat de ophoping van organisch materiaal in sedimenten de precipitatie van uraniumzouten bevordert. Onder invloed van radioactieve straling valt organische stof uiteen onder vorming van methaan, waterstof en koolmonoxide. Deze laatste valt zelf uiteen in koolstof en zuurstof, waarna koolstof zich verbindt met waterstof, waardoor ook methaan ontstaat.
Mechanochemisch proces methaanvorming is de vorming van koolwaterstoffen uit organisch materiaal (kolen) onder invloed van constante en variabele mechanische belastingen. In dit geval, bij de contacten van korrels van mineraal gesteente, hoge spanningen, waarvan de energie betrokken is bij de transformatie van organisch materiaal.
Metamorf proces De vorming van methaan gaat gepaard met de omzetting van steenkool onder invloed van hoge temperaturen in koolstof. Dit proces maakt deel uit van het algemene proces van omzetting van stoffen bij temperaturen boven 500 °C. Onder dergelijke omstandigheden verandert klei in kristallijne leisteen en graniet, kalksteen in marmer, enz.
Kosmogeen proces de vorming van methaan wordt beschreven door de "kosmische" hypothese van olievorming door V.D. Sokolov.
Wat is de plaats van elk van deze processen in het algemene proces van methaanvorming? Er wordt aangenomen dat het grootste deel van het methaan in de meeste gasvelden ter wereld van thermische katalytische oorsprong is. Het wordt gevormd op een diepte van 1 tot 10 km. Een groot deel van het methaan is van biochemische oorsprong. De belangrijkste hoeveelheid wordt gevormd op diepten tot 1...2 km.
De interne structuur van de aarde
Tot op heden zijn er algemene ideeën over de structuur van de aarde gevormd, aangezien de meeste diepe putten op aarde werd alleen de aardkorst geopend. Meer details over ultradiep boren worden besproken in het gedeelte over putboren.
In het vaste lichaam van de aarde worden drie schillen onderscheiden: de centrale - de kern, de tussenliggende - de mantel en de buitenste - de aardkorst. De verdeling van interne geosferen naar diepte wordt weergegeven in Tabel 16.
Tabel 16 Interne geosferen van de aarde
Momenteel zijn er verschillende ideeën over de interne structuur en samenstelling van de aarde (V.Goldshmidt, G.Washington, A.E. Fersman, enz.). Het Gutenberg-Bullen-model wordt erkend als het meest perfecte model van de structuur van de aarde.
Kern – het is de meest dichte schil van de aarde. Volgens moderne gegevens wordt er onderscheid gemaakt tussen de binnenkern (die als vaste toestand wordt beschouwd) en de buitenkern (die als vloeibare toestand wordt beschouwd). Aangenomen wordt dat de kern voornamelijk bestaat uit ijzer met een mengsel van zuurstof, zwavel, koolstof en waterstof en dat de binnenkern een ijzer-nikkel samenstelling heeft, die volledig overeenkomt met de samenstelling van een aantal meteorieten.
Volgende is mantel. De mantel is verdeeld in boven en onder. Er wordt aangenomen dat de bovenmantel bestaat uit magnesium-ijzerhoudende silicaatmineralen zoals olivijn en pyroxeen. De ondermantel kenmerkt zich door een homogene samenstelling en bestaat uit een stof die rijk is aan ijzer- en magnesiumoxiden. Op dit moment wordt de mantel geschat als een bron van seismische en vulkanische verschijnselen, processen voor het opbouwen van bergen, evenals een zone van realisatie van magmatisme.
Boven de mantel is Aardkorst. De grens tussen aardkorst en mantel wordt bepaald door een scherpe verandering in seismische golfsnelheden, het wordt de Mohorovich-sectie genoemd, ter ere van de Joegoslavische wetenschapper A. Mohorovich, die het voor het eerst heeft vastgesteld. De dikte van de aardkorst verandert dramatisch op de continenten en in de oceanen en is verdeeld in twee hoofddelen - continentaal en oceanisch en twee tussenliggende - subcontinentaal en suboceanisch.
Deze aard van het planetaire reliëf wordt geassocieerd met de verschillende structuur en samenstelling van de aardkorst. Onder de continenten bereikt de dikte van de lithosfeer 70 km (gemiddeld 35 km), en onder de oceanen 10-15 km (gemiddeld 5-10 km).
De continentale korst bestaat uit drie lagen sediment, graniet-gneis en basalt. De oceanische korst heeft een tweelaagse structuur: onder een dunne losse sedimentaire laag bevindt zich een basaltlaag, die op zijn beurt wordt vervangen door een laag bestaande uit gabbro met ondergeschikte ultrabasische gesteenten.
De subcontinentale korst is beperkt tot eilandbogen en is dikker. De suboceanische korst bevindt zich onder grote oceaan loopgraven, in de binnen- en marginale zeeën (Okhotsk, Japans, Middellandse Zee, Zwart, enz.) en, in tegenstelling tot de oceaan, heeft het aanzienlijke sedimentaire laagdiktes.
De structuur van de aardkorst
De aardkorst is de meest bestudeerde van alle schelpen. Het is gemaakt van rotsen. Rotsen zijn minerale verbindingen met een constante mineralogische en chemische samenstelling, die onafhankelijke geologische lichamen vormen die de aardkorst vormen. Gesteenten zijn verdeeld in drie groepen op basis van hun oorsprong: stollingsachtig, sedimentair en metamorf.
Stollingsgesteenten gevormd als gevolg van stolling en kristallisatie van magma op het aardoppervlak in de diepten van het aardoppervlak of in de ingewanden. Deze rotsen zijn meestal kristallijn. Ze bevatten geen dierlijke of plantaardige resten. Typische vertegenwoordigers van stollingsgesteenten zijn basalt en graniet.
Sedimentair gesteente gevormd als gevolg van sedimentatie van organische en anorganische stoffen op de bodem waterbassins en continentale oppervlakken. Ze zijn onderverdeeld in klastische gesteenten, evenals gesteenten van chemische, organische en gemengde oorsprong.
klastische rotsen gevormd als gevolg van de afzetting van kleine stukjes vernietigd gesteente. Typische vertegenwoordigers: keien, kiezelstenen, grind, zand, zandsteen, klei.
rassen chemische oorsprong gevormd als gevolg van neerslag van zouten uit waterige oplossingen of als gevolg van chemische reacties in de aardkorst. Dergelijke rotsen zijn gips, steenzout, bruin ijzererts, kiezelhoudende tufsteen.
Rassen van biologische oorsprong zijn de versteende overblijfselen van dieren en planten. Deze omvatten kalksteen, krijt.
Rassen van gemengde oorsprong samengesteld uit materialen van detritische, chemische, organische oorsprong. Vertegenwoordigers van deze rotsen zijn mergel, kleiachtige en zanderige kalksteen.
metamorfe gesteenten gevormd uit stollings- en sedimentgesteenten onder invloed van hoge temperaturen en drukken in de dikte van de aardkorst. Deze omvatten leisteen, marmer, jaspis.
De gesteenten van Oedmoertië komen van onder de grond en kwartaire afzettingen langs de oevers van rivieren en beken, in ravijnen, maar ook in verschillende bewerkingen: steengroeven, kuilen, enz. Terrigene rotsen overheersen absoluut. Deze omvatten variëteiten zoals siltstones, zandsteen en veel minder - conglomeraten, grindstenen, kleien. Zeldzame carbonaatgesteenten zijn kalksteen en mergel. Al deze gesteenten bestaan, net als alle andere, uit mineralen, d.w.z. natuurlijk chemische bestanddelen. Kalksteen bestaat dus uit calciet - een verbinding met een CaCO 3 -samenstelling. Korrels van calciet in kalksteen zijn erg klein en alleen onder een microscoop te onderscheiden.
Mergels en kleisoorten bevatten naast calciet een grote hoeveelheid microscopisch kleine kleimineralen. Om deze reden vormen zich na blootstelling aan mergel met zoutzuur op de reactieplaats heldere of donkere vlekken - het resultaat van de concentratie van kleideeltjes. In kalksteen en mergel worden soms nesten en aderen van kristallijn calciet aangetroffen. Soms kun je ook drussen van calciet zien - vergroeiingen van kristallen van dit mineraal, die aan het ene uiteinde in de rots zijn gegroeid.
Terrigene rotsen zijn verdeeld in detritaal en kleiachtig. de meeste van Het gesteenteoppervlak van de republiek bestaat uit klastische rotsen. Deze omvatten de reeds genoemde siltstenen, zandstenen, maar ook zeldzamere grindstenen en conglomeraten.
Siltstones bestaan uit detritale korrels van mineralen zoals kwarts (SiO 2), veldspaat (KAlSi 3 O 8; NaAlSi 3 O 8 ∙CaAl 2 Si 2 O 8), andere slibdeeltjes met een diameter van maximaal 0,05 mm. Siltstones zijn in de regel zwak gecementeerd, klonterig en uiterlijk doet denken aan klei. Ze verschillen van klei in grotere verstening en minder plasticiteit.
Zandsteen is het op één na meest voorkomende gesteente in Oedmoertië. Ze bestaan uit afvaldeeltjes (zandkorrels) van verschillende samenstelling - kwartskorrels, veldspaten, fragmenten van kiezelhoudende en uitstromende (basalt)gesteenten, waardoor deze zandstenen polymictic of polymineral worden genoemd. De grootte van zanddeeltjes varieert van 0,05 mm tot 1 - 2 mm. Zandsteen is in de regel zwak gecementeerd, gemakkelijk los te maken en wordt daarom gebruikt voor constructiedoeleinden zoals gewoon (modern rivier)zand. Losse zandstenen bevatten vaak tussenlagen, lenzen en concreties van kalkhoudende zandsteen, waarvan het afvalmateriaal wordt gecementeerd door calciet. In tegenstelling tot siltstones, wordt zandsteen gekenmerkt door zowel horizontale als schuine bedding. Zandstenen bevatten af en toe kleine kalkhoudende schelpen van zoet water tweekleppigen. Alles bij elkaar genomen (schuine bodembedekking, zeldzame fossiele weekdieren) getuigen van de fluviatiele of alluviale oorsprong van polymictische zandsteen. Het cementeren van zandsteen met calciet gaat gepaard met de afbraak van calciumbicarbonaat in het grondwater dat door de poriën van het zand circuleert. In dit geval werd calciet geïsoleerd als een onoplosbaar reactieproduct als gevolg van vervluchtiging van kooldioxide.
Minder vaak worden terrigene rotsen vertegenwoordigd door grindstenen en conglomeraten. Dit zijn sterke rotsen, bestaande uit afgeronde (ronde, ovale) of gladde fragmenten van bruine mergel gecementeerd met calciet. Mergeli - lokale oorsprong. Als een bijmenging in het klastische materiaal zijn er donkere hoornkiezels en effusives (oude basalt) geïntroduceerd Perm rivieren uit de Oeral. De grootte van grindsteenfragmenten varieert van respectievelijk 1 (2) mm tot 10 mm, in conglomeraten van 10 mm tot 100 mm en meer.
In principe zijn olieafzettingen beperkt tot sedimentaire gesteenten, hoewel er olieafzettingen zijn die beperkt zijn tot metamorfe (Marokko, Venezuela, VS) of stollingsgesteenten (Vietnam, Kazachstan).
13. Reservoirs. Porositeit en doorlaatbaarheid.
Verzamelaar een gesteente wordt een gesteente genoemd dat zulke geologische en fysische eigenschappen heeft dat het de fysieke mobiliteit van olie of gas in zijn lege ruimte verschaft. Het reservoirgesteente kan verzadigd zijn met zowel olie of gas als water.
Rotsen met zulke geologische en fysische eigenschappen, waarin de beweging van olie of gas daarin fysiek onmogelijk is, worden genoemd niet-verzamelaars.
FEDERALE BUDGET STAATSONDERWIJSINSTELLING VOOR HOGER PROFESSIONEEL ONDERWIJS
"KUBAN STAAT TECHNOLOGISCHE UNIVERSITEIT"
Faculteit voltijds onderwijs van het Institute of Oil and Gasen energie.
Ministerie van olie- en gasveld
OPMERKINGEN VOOR DE LEZING
Per discipline:
« Geologie van olie en gas»
voor studenten van alle vormen van onderwijsspecialiteiten:
130501 Ontwerp, aanleg en exploitatie van olie- en gaspijpleidingen en olie- en gasopslagfaciliteiten;
130503 Ontwikkeling en exploitatie
130504 Boren van olie- en gasbronnen.
bachelors richting 131000 "Olie- en gashandel"
Samengesteld door: hoofddocent
Shostak AV
KRASNODAR 2012
LEZING 3-
KENMERKEN VAN ACCUMULATIE EN TRANSFORMATIE VAN ORGANISCHE VERBINDINGEN TIJDENS LITHOGENESE………………………………….19
LEZING 4 -
SAMENSTELLING EN FYSICO-CHEMISCHE EIGENSCHAPPEN VAN OLIE EN GAS….2
5
LEZING 5 -
WIJZIGINGEN IN SAMENSTELLING EN FYSICO-CHEMISCHE EIGENSCHAPPEN VAN OLIE EN GAS AFHANKELIJK VAN DE INVLOED VAN VERSCHILLENDE NATUURLIJKE FACTOREN………………………………………………………………………….. 4
5
LEZING 6 -
PROBLEMEN VAN DE OORSPRONG VAN OLIE EN GAS………………………….56
LEZING 7 -
MIGRATIE VAN KOOLWATERSTOFFEN……………………………………………………62
LEZING 8 -
VORMING VAN DEPOSITO'S ……………………………………………………75
LEZING 9 -
ZONERING VAN OLIEVORMINGSPROCESSEN…………………….81
LEZING #10
LEZING 11 - OLIE- EN GASVELDEN EN HUN BELANGRIJKSTE KENMERKEN VAN DE CLASSIFICATIE………………………………………………………….108
BIBLIOGRAFIE……………………………………………………………………….112
LEZING 1
INVOERING
Van de belangrijkste soorten industriële producten, wordt een van de belangrijkste plaatsen ingenomen door olie, gas en producten van hun verwerking.
Tot het begin van de achttiende eeuw. olie werd voornamelijk gewonnen uit graafmachines, die waren beplant met lel. Naarmate de olie zich ophoopte, werd het eruit geschept en in leren tassen naar de consument geëxporteerd.
De putten werden vastgemaakt met een houten frame, de uiteindelijke diameter van de omhulde put was gewoonlijk 0,6 tot 0,9 m met enige verhoging naar beneden om de oliestroom naar de bodem van de put te verbeteren.
Het opstijgen van olie uit de put gebeurde met behulp van een handmatige poort (later een rit met een paard) en een touw waaraan een wijnzak (leren emmer) was vastgemaakt.
Tegen de jaren 70 van de 19e eeuw. het grootste deel van de olie in Rusland en in de wereld wordt gewonnen uit oliebronnen. Dus in 1878 waren er 301 van hen in Bakoe, waarvan de afschrijving vele malen groter is dan de afschrijving van putten. Olie werd gewonnen uit putten met een hoosvat - een metalen vat (pijp) tot 6 m hoog, in de bodem waarvan een terugslagklep is gemonteerd, die opent wanneer de hoos wordt ondergedompeld in vloeistof en sluit wanneer deze omhoog beweegt. Het hijsen van de hoos (zakken) werd handmatig uitgevoerd, daarna door paarden getrokken (begin jaren 70 van de 19e eeuw) en met behulp van een stoommachine (80).
De eerste deepwell-pompen werden in 1876 in Bakoe gebruikt en de eerste deepwell-pomp in Grozny in 1895. De tethering-methode bleef echter lange tijd de belangrijkste. In 1913 werd in Rusland bijvoorbeeld 95% van de olie geproduceerd door gelering.
Geologie van olie en gas- een tak van de geologie die de omstandigheden bestudeert voor de vorming, plaatsing en migratie van olie en gas in de lithosfeer. De vorming van olie- en gasgeologie als wetenschap vond plaats aan het begin van de 20e eeuw. De oprichter is Gubkin Ivan Mikhailovich.
1.1. Kort verhaal ontwikkeling van de olie- en gasproductie
Moderne methoden voor het winnen van olie werden voorafgegaan door primitieve methoden:
verzameling van olie van het oppervlak van reservoirs;
verwerking van zandsteen of kalksteen geïmpregneerd met olie;
winning van olie uit putten en putten.
Verwerking van met olie geïmpregneerde zandsteen of kalksteen, met als doel het te extraheren, werden voor het eerst beschreven door de Italiaanse wetenschapper F. Ariosto in de 15e eeuw: in de buurt van Modena in Italië werden oliehoudende gronden verpletterd en verwarmd in ketels; daarna werden ze in zakken gedaan en met een pers geperst. In 1819 werden in Frankrijk oliehoudende kalksteen- en zandsteenlagen ontwikkeld volgens de mijnmethode. Het gedolven gesteente werd in een vat gevuld met heet water. Al roerend dreef olie naar het wateroppervlak, dat met een schep werd opgevangen. Van 1833-1845. met olie doordrenkt zand werd gewonnen aan de oevers van de Zee van Azov. Daarna werd het in kuilen met een aflopende bodem geplaatst en met water overgoten. De uit het zand weggespoelde olie werd met bosjes gras van het wateroppervlak verzameld.
Winning van olie uit putten en putten ook bekend uit de oudheid. In Kissia - een oude regio tussen Assyrië en Media in de 5e eeuw. v.Chr. olie werd gewonnen met behulp van leren emmers met wijnzakken.
In Oekraïne dateert de eerste vermelding van olieproductie uit het begin van de 15e eeuw. Om dit te doen, groeven ze graafgaten van 1,5-2 m diep, waar olie samen met water lekte. Vervolgens werd het mengsel verzameld in vaten, vanaf de bodem afgesloten met stoppers. Toen de aanstekerolie dreef, werden de pluggen verwijderd en werd het bezonken water afgevoerd. In 1840 bereikte de diepte van de graafgaten 6 m en later werd olie gewonnen uit putten met een diepte van ongeveer 30 m.
Sinds de oudheid wordt op de schiereilanden Kertsj en Taman olie gewonnen met behulp van een paal, waaraan een vilt of een bundel gemaakt van het haar van een paardenstaart werd vastgebonden. Ze werden in de put neergelaten en vervolgens werd de olie in bereide gerechten geperst.
Op het Absheron-schiereiland is sinds de 13e eeuw oliewinning uit bronnen bekend. ADVERTENTIE Tijdens hun constructie werd eerst een gat afgescheurd als een omgekeerde (omgekeerde) kegel naar het oliereservoir. Vervolgens werden richels aan de zijkanten van de put gemaakt: met een gemiddelde diepte van de kegelonderdompeling van 9,5 m, minstens zeven. De gemiddelde hoeveelheid opgegraven aarde bij het graven van zo'n put was ongeveer 3100 m 3, daarna werden de wanden van de putten van de bodem tot het oppervlak vastgemaakt met een houten frame of planken.Er werden gaten gemaakt in de onderste kronen voor de stroom van olie. Het werd uit putten geschept met wijnzakken, die met een manuele kraag of met behulp van een paard werden opgetild.
In zijn verslag over een reis naar het Apsheron-schiereiland in 1735 schreef Dr. I. Lerkhe: "... In Balakhani waren 52 oliebronnen van 20 vadem diep (1 vadem - 2,1 m), 500 batmans olie..." (1 batman 8,5 kg). Volgens academicus S.G. Amelina (1771), de diepte van oliebronnen in Balakhany bereikte 40-50 m, en de diameter of zijde van het vierkant van de putsectie was 0,7-1 m.
In 1803 bouwde de Bakoe-koopman Kasymbek twee oliebronnen in zee op een afstand van 18 en 30 m van de kust van Bibi-Heybat. De putten werden tegen water beschermd door een doos met stevig tegen elkaar geslagen planken. Er wordt al jaren olie uit gewonnen. In 1825, tijdens een storm, werden de putten gebroken en overstroomd met het water van de Kaspische Zee.
Met de putmethode is de techniek van oliewinning door de eeuwen heen niet veranderd. Maar al in 1835 gebruikte een ambtenaar van de mijnbouwafdeling, Fallendorf op Taman, voor het eerst een pomp om olie door een verlaagde houten pijp te pompen. Aan de naam van de mijningenieur N.I. zijn een aantal technische verbeteringen verbonden. Voskoboinikov. Om de hoeveelheid opgravingen te verminderen, stelde hij voor om oliebronnen te bouwen in de vorm van een schacht, en in 1836-1837. voerde de reconstructie uit van het hele systeem van opslag en distributie van olie in Bakoe en Balakhani. Maar een van de belangrijkste daden van zijn leven was het boren van 's werelds eerste oliebron in 1848.
Lange tijd werd de olieproductie door middel van boringen in ons land met vooroordelen behandeld. Er werd aangenomen dat, aangezien de doorsnede van de put kleiner is dan die van een oliebron, de olietoevoer naar de putten aanzienlijk minder is. Tegelijkertijd werd er geen rekening mee gehouden dat de diepte van de putten veel groter is en de complexiteit van hun constructie minder.
Tijdens de werking van putten probeerden olieproducenten ze over te brengen naar de stromende modus, omdat. het was het meest makkelijke manier mijnbouw. De eerste krachtige oliespuiter in Balakhany sloeg in 1873 toe op de Khalafi-site. In 1887 werd 42% van de olie in Bakoe geproduceerd door de fonteinmethode.
Gedwongen extractie van olie uit putten leidde tot de snelle uitputting van de oliehoudende lagen naast hun boorput, en de rest (het meeste) bleef in de darmen. Bovendien waren er door het ontbreken van voldoende opslagfaciliteiten al aanzienlijke olieverliezen op het aardoppervlak. Dus in 1887 werd 1088 duizend ton olie door fonteinen weggegooid en werd slechts 608.000 ton verzameld.Uitgestrekte oliemeren vormden zich op de gebieden rond de fonteinen, waar de meest waardevolle fracties verloren gingen als gevolg van verdamping. De verweerde olie zelf werd ongeschikt voor verwerking en verbrandde. Stilstaande oliemeren brandden vele dagen achter elkaar.
De olieproductie uit putten, waarvan de druk onvoldoende was om te stromen, werd uitgevoerd met cilindrische emmers met een lengte tot 6 m. In hun bodem was een klep aangebracht, die opent wanneer de emmer naar beneden beweegt en sluit onder het gewicht van de geëxtraheerde vloeistof wanneer de druk van de emmer stijgt. De methode om olie te winnen door middel van bailers heette tartan,in In 1913 werd 95% van alle olie met zijn hulp geproduceerd.
Het ingenieursdenken stond echter niet stil. In de jaren 70 van de 19e eeuw. V.G. Shukhov stelde voor: compressormethode voor oliewinning: door perslucht aan de put toe te voeren (airlift). Deze technologie werd pas in 1897 in Bakoe getest. Een andere methode voor olieproductie, gaslift, werd voorgesteld door M.M. Tichvinsky in 1914
Aardgas uit natuurlijke bronnen wordt al sinds mensenheugenis door de mens gebruikt. Later vond het gebruik van aardgas verkregen uit putten en putten. In 1902 werd de eerste put geboord in Surakhani bij Baku, die industrieel gas produceerde vanaf een diepte van 207 m.
In de ontwikkeling van de olie-industrie Er zijn vijf hoofdfasen:
Fase I (tot 1917) - pre-revolutionaire periode;
Fase II (van 1917 tot 1941) de periode vóór de Grote Vaderlandse Oorlog;
Fase III (van 1941 tot 1945) - de periode van de Grote Patriottische Oorlog;
Fase IV (van 1945 tot 1991) - de periode vóór de ineenstorting van de USSR;
Stage V (sinds 1991) - de moderne tijd.
pre-revolutionaire periode. Olie is al lang bekend in Rusland. Terug in de 16e eeuw. Russische kooplieden verhandelden Bakoe-olie. Onder Boris Godoenov (XVI eeuw) werd de eerste olie die op de rivier de Ukhta werd geproduceerd, aan Moskou geleverd. Omdat het woord 'olie' pas aan het einde van de 18e eeuw in de Russische taal kwam, werd het toen 'dik brandend water' genoemd.
In 1813 werden de Baku- en Derbent-khanaten met hun rijkste olievoorraden aan Rusland geannexeerd. Deze gebeurtenis had een grote invloed op de ontwikkeling van de Russische olie-industrie in de komende 150 jaar.
Een andere belangrijke olieproducerende regio in het pre-revolutionaire Rusland was Turkmenistan. Er is vastgesteld dat ongeveer 800 jaar geleden al zwart goud werd gewonnen in de regio Nebit-Dag. In 1765 ongeveer. Cheleken waren er 20 oliebronnen met een totale jaarlijkse productie van ongeveer 64 ton per jaar. Volgens de Russische ontdekkingsreiziger van de Kaspische Zee N. Muravyov stuurden de Turkmenen in 1821 ongeveer 640 ton olie per boot naar Perzië. In 1835 werd ze genomen van ongeveer. Er zijn meer Cheleken dan uit Bakoe, hoewel het Absheron-schiereiland het onderwerp was van verhoogde aandacht van de oliebezitters.
Het begin van de ontwikkeling van de olie-industrie in Rusland is 1848,
In 1957 was de Russische Federatie goed voor meer dan 70% van de geproduceerde olie, en Tataria kwam als beste uit het land op het gebied van olieproductie.
hoofdevenement gegeven periode was de ontdekking en het begin van de ontwikkeling van de rijkste olievelden in West-Siberië. Al in 1932, academicus I.M. Gubkin uitte het idee van de noodzaak om een systematische zoektocht naar olie te starten op de oostelijke helling van de Oeral. Eerst werd informatie verzameld over waarnemingen van natuurlijke oliesijpelingen (de rivieren Bolshoi Yugan, Belaya, enz.). in 1935 Hier begonnen geologische verkenningspartijen te werken, wat de aanwezigheid van ontsluitingen van olieachtige stoffen bevestigde. Er was echter geen "big oil". Het verkenningswerk ging door tot 1943 en werd daarna hervat in 1948. Pas in 1960 werd het Shaimskoye-olieveld ontdekt, gevolgd door Megionskoye, Ust-Balykskoye, Surgutskoye, Samotlorskoye, Varyeganskoye, Lyantorskoye, Kholmogorskoye en anderen. industriële productie olie in West-Siberië wordt beschouwd als 1965, toen het ongeveer 1 miljoen ton werd geproduceerd. Al in 1970 bedroeg de olieproductie hier 28 miljoen ton en in 1981 329,2 miljoen ton. West-Siberië werd de belangrijkste olieproducerende regio van het land en de USSR kwam als beste uit de wereld op het gebied van olieproductie.
In 1961 werden de eerste oliefonteinen verkregen in de velden Uzen en Zhetybay in West-Kazachstan (het schiereiland Mangyshlak). Hun industriële ontwikkeling begon in 1965. De winbare oliereserves van deze twee velden alleen al bedroegen enkele honderden miljoenen tonnen. Het probleem was dat Mangyshlak-oliën zeer paraffinisch waren en een vloeipunt van +30...33 °C hadden. Niettemin werd in 1970 de olieproductie op het schiereiland verhoogd tot enkele miljoenen tonnen.
De systematische groei van de olieproductie in het land ging door tot 1984. In 1984-85. er was een daling van de olieproductie. Van 1986-87. het steeg weer en bereikte een maximum. Vanaf 1989 begon de olieproductie echter te dalen.
moderne tijd. Na de ineenstorting van de USSR zette de daling van de olieproductie in Rusland door. In 1992 bedroeg het 399 miljoen ton, in 1993 354 miljoen ton, in 1994 317 miljoen ton, in 1995 307 miljoen ton.
De aanhoudende daling van de olieproductie is te wijten aan het feit dat de invloed van een aantal objectieve en subjectieve negatieve factoren niet is geëlimineerd.
Ten eerste, verslechterd grondstof basis: industrieën. De mate van betrokkenheid bij de ontwikkeling en uitputting van afzettingen in de regio's is zeer hoog. In de Noord-Kaukasus is 91,0% van de onderzochte oliereserves betrokken bij de ontwikkeling, en de uitputting van de velden is 81,5%. In de Oeral-Volga-regio zijn deze cijfers respectievelijk 88,0% en 69,1%, in de Komi-republiek 69,0% en 48,6%, in West-Siberië 76,8% en 33,6%.
Ten tweede nam de toename van de oliereserves af als gevolg van nieuw ontdekte velden. Door een scherpe daling van de financiering hebben exploratieorganisaties de reikwijdte van geofysisch werk en exploratieboringen verkleind. Dit leidde tot een afname van het aantal nieuw ontdekte afzettingen. Dus, als in 1986-90. oliereserves in nieuw ontdekte velden bedroegen in 1991-95 10,8 miljoen ton. slechts 3,8 miljoen ton
Ten derde is het waterverbruik van de geproduceerde olie hoog.. Dit betekent dat met dezelfde kosten en volumes van de productie van formatievloeistof, de olie zelf steeds minder wordt geproduceerd.
Ten vierde, de kosten van herstructurering. Als gevolg van de ineenstorting van het oude economische mechanisme, werd het rigide gecentraliseerde beheer van de industrie geëlimineerd en wordt er nog steeds een nieuw gecreëerd. De daaruit voortvloeiende onevenwichtigheid in de prijzen voor olie enerzijds en voor apparatuur en materialen anderzijds maakte het moeilijk om de velden uit te rusten met technische apparatuur. Maar dit is nu nodig, nu de meeste apparatuur zijn levensduur heeft bereikt en veel velden een overgang vereisen van de vloeiende productiemethode naar pompen.
Ten slotte zijn er in de afgelopen jaren tal van misrekeningen gemaakt. Zo geloofde men in de jaren zeventig dat de oliereserves in ons land onuitputtelijk waren. In overeenstemming hiermee lag de nadruk niet op de ontwikkeling van hun eigen soort industriële productie, en voor de aankoop van afgewerkte industriële goederen in het buitenland voor de valuta die wordt ontvangen uit de verkoop van olie. Enorme fondsen werden besteed aan het in stand houden van de schijn van welvaart in de Sovjet-samenleving. De olie-industrie werd tot een minimum beperkt.
Op de plank van Sakhalin in de jaren 70-80. werden geopend grote deposito's die nog niet in gebruik zijn genomen. Ondertussen zijn ze verzekerd van een enorme afzetmarkt in de landen van de regio Azië-Pacific.
Wat zijn de toekomstperspectieven voor de ontwikkeling van de binnenlandse olie-industrie?
Er is geen eenduidige beoordeling van de oliereserves in Rusland. Verschillende experts geven cijfers voor het volume winbare reserves van 7 tot 27 miljard ton, dat is van 5 tot 20% van de wereld. De verdeling van de oliereserves over Rusland is als volgt: West-Siberië 72,2%; Oeral-Wolga-regio 15,2%; provincie Timan-Pechora 7,2%; De Republiek Sakha (Yakutia), Regio Krasnojarsk, regio Irkoetsk, plank van de Zee van Okhotsk ongeveer 3,5%.
In 1992 begon de herstructurering van de Russische olie-industrie: naar het voorbeeld westerse landen begon verticaal geïntegreerde oliemaatschappijen te creëren die de winning en verwerking van olie controleren, evenals de distributie van olieproducten die daaruit worden verkregen.
1.2. Doelen en doelstellingen van olie- en gasveldgeologie
Lange tijd voldeden natuurlijke olie- en gasafvoeren volledig aan de behoeften van de mensheid. Echter, ontwikkeling economische activiteit de mens eiste steeds meer energiebronnen. In een poging om de hoeveelheid verbruikte olie te vergroten, begonnen mensen putten te graven op plaatsen met olie-manifestaties aan het oppervlak en vervolgens putten te boren. Eerst werden ze gelegd waar olie naar de oppervlakte van de aarde kwam. Maar het aantal van dergelijke plaatsen is beperkt. Aan het einde van de vorige eeuw werd een nieuwe veelbelovende zoekmethode ontwikkeld. Het boren begon te worden uitgevoerd op een rechte lijn die twee putten verbond die al olie produceerden.
In nieuwe gebieden werd bijna blindelings naar olie- en gasvoorraden gezocht, heen en weer geschoven. De Engelse geoloog K. Craig heeft nieuwsgierige herinneringen aan het leggen van de put achtergelaten.
Boormanagers en veldmanagers kwamen samen om een locatie te kiezen en bepaalden samen het gebied waarbinnen de put moest komen. Echter, met de gebruikelijke voorzichtigheid in dergelijke gevallen, durfde niemand het punt aan te geven waar het boren zou moeten beginnen. Toen zei een van de aanwezigen, die zich onderscheidde door grote moed, wijzend naar een kraai die boven hen cirkelde: "Heren, als het u niet kan schelen, laten we gaan boren waar de kraai zit ...". Het aanbod werd aanvaard. De put bleek zeer succesvol. Maar als de kraai honderd meter verder naar het oosten was gevlogen, zou er geen hoop zijn geweest om olie te ontmoeten ... Het is duidelijk dat dit niet lang kon duren, want het boren van elke put kost honderdduizenden dollars. Daarom rees de vraag waar putten geboord moesten worden om olie en gas nauwkeurig te vinden.
Dit vereiste een verklaring van de oorsprong van olie en gas, gaf een krachtige impuls aan de ontwikkeling van de geologie - de wetenschap van de samenstelling en structuur van de aarde, evenals methoden voor prospectie en exploratie van olie- en gasvelden.
Olie- en gasveldgeologie is een tak van de geologie die zich bezighoudt met een gedetailleerde studie van olie- en gasvelden en afzettingen in hun oorspronkelijke (natuurlijke) staat en in het proces van ontwikkeling om hun nationale economische betekenis en rationeel gebruik van de ondergrond te bepalen . Uit deze definitie blijkt dat olie- en gasveldgeologie de studie van afzettingen en afzettingen van koolwaterstoffen (HC) vanuit twee gezichtspunten benadert.
ten eerste, moeten koolwaterstofafzettingen in statische toestand worden beschouwd als natuurlijke geologische objecten voor ontwikkelingsontwerp op basis van de berekening van reserves en de beoordeling van de productiviteit van putten en reservoirs/natuurlijke geologische omstandigheden/.
ten tweede, moeten koolwaterstofafzettingen in een dynamische staat worden beschouwd, omdat daarin, wanneer ze in gebruik worden genomen, de bewegingsprocessen van olie, gas en water naar de bodemgaten van productieputten en uit de bodemgaten van injectieputten beginnen te stromen. Tegelijkertijd is het duidelijk dat de kenmerken van de objectdynamiek niet alleen worden gekenmerkt door de natuurlijke geologische eigenschappen van de afzetting (dwz eigenschappen in een statische toestand), maar ook door de kenmerken van het technische systeem (dwz het ontwikkelingssysteem ). Met andere woorden, een in ontwikkeling gebrachte olie- of gasafzetting is een onlosmakelijk geheel dat al uit twee componenten bestaat: geologisch (de afzetting zelf) en technisch (technisch systeem ontworpen voor de exploitatie van de afzetting). Dit geheel zullen we een geologisch en technisch complex (GTC) noemen.
Kenmerk van olie- en gasveldgeologie, bestaande uit in, wat zij wijd maakt gebruik van theoretische concepten en feitelijke gegevens verkregen door methoden van andere wetenschappen, en vertrouwt in zijn conclusies en generalisaties heel vaak op patronen die in andere wetenschappen zijn vastgesteld.
doelen olie- en gasgeologie zijn in de geologische onderbouwing van de meest effectieve manieren om de olie- en gaswinning te organiseren, met het oog op een rationeel gebruik en bescherming van de ondergrond en het milieu. Dit hoofddoel wordt bereikt door de interne structuur van de olie- en gasafzetting en de patronen van de verandering in het ontwikkelingsproces te bestuderen.
Het hoofddoel is opgesplitst in een aantal componenten, optredend als privédoelen van de olie- en gasveldgeologie, waaronder:
veldgeologische modellering van afzettingen
reserve berekening olie, gas en condensaat;
geologische onderbouwing van het ontwikkelingssysteem olie- en gasvelden;
geologische onderbouwing van maatregelen om de efficiëntie van de ontwikkeling en de terugwinning van olie, gas of condensaat te verbeteren;
onderbouwing van het complex van waarnemingen in het exploratie- en ontwikkelingsproces.
bescherming van de ondergrond olie- en gasvelden;
geologische dienst van het boorproces putten;
verbetering van de eigen methodologie en methodologische basis.
Onder deze set kan worden onderscheiden: drie soorten taken:
specifieke wetenschappelijke taken olie- en gasgeologie, gericht op het object van kennis;
methodische taken;
methodologische taken.
1. Studie van de samenstelling en eigenschappen van gesteenten het samenstellen van productieve afzettingen, zowel met als zonder olie en gas; studie van de samenstelling en eigenschappen van olie, gas en water, geologische en thermodynamische omstandigheden van hun voorkomen. Bijzondere aandacht moet worden besteed aan de variabiliteit van de samenstelling, eigenschappen en omstandigheden van voorkomen van gesteenten en vloeistoffen die ze verzadigen, evenals aan de wetten waaraan deze variabiliteit onderhevig is.
2. Selectietaken(gebaseerd op de oplossing van de problemen van de eerste groep) van natuurlijke geologische lichamen, die hun vorm, grootte, positie in de ruimte bepalen, enz. In dit geval worden lagen, lagen, horizonnen, reservoirvervangingszones enz. onderscheiden. Deze groep combineert taken die gericht zijn op het identificeren van de primaire structuur van een deposito of deposito.
3. Ontledingstaken natuurlijke geologische lichamen in voorwaardelijke, rekening houdend met de eisen en mogelijkheden van apparatuur, technologie en economie van de olie- en gasindustrie. De belangrijkste zijn hier de taken om de voorwaarden en andere grenswaarden van natuurlijke geologische lichamen vast te stellen (bijvoorbeeld voor het scheiden van hoog-, middel- en laagproductieve gesteenten).
4. Taken met betrekking tot de constructie van de classificatie van het Staatsdouanecomité volgens een verscheidenheid aan kenmerken, en voornamelijk door de soorten interne structuren van deposito's en deposito's.
5. Taken met betrekking tot de studie van de aard, kenmerken, patronen van de relatie tussen de structuur en functie van de SCC, d.w.z. de invloed van de structuur en eigenschappen van het reservoir op de indicatoren van het ontwikkelingsproces en de kenmerken van de structuur en parameters van de technische component, evenals op de prestatie-indicatoren van de GTC als geheel (stabiliteit van olie- en gaswinning ontwikkeling, productiekosten, uiteindelijke oliewinning, enz.).
Methodische taken ontwikkeling van methodologische apparatuur voor olie- en gasveldgeologie, d.w.z. verbetering van oude en creatie van nieuwe methoden voor het oplossen van concreet-wetenschappelijke veldgeologische problemen.
De behoefte aan een oplossing methodologische taken ontstaat door het feit dat van tijdperk tot tijdperk, van periode tot periode, de normen van kennis, methoden om kennis te organiseren, methoden van wetenschappelijk werk. In onze tijd gaat de ontwikkeling van de wetenschap razendsnel. Onder dergelijke omstandigheden is het, om het algemene tempo van de ontwikkeling van de wetenschap bij te houden, noodzakelijk om een idee te hebben van waar de wetenschap op is gebaseerd, hoe wetenschappelijke kennis wordt opgebouwd en herbouwd. Het krijgen van antwoorden op deze vragen is de essentie van de methodologie . Methodologie is een manier om de structuur van de wetenschap en de methoden van haar werk te begrijpen. Maak een onderscheid tussen de methodologie van algemeen wetenschappelijk en privaat wetenschappelijk.
LEZING 2
NATUURLIJKE BRANDSTOFMIDDELEN
Olie is een brandbare, olieachtige vloeistof met een specifieke geur, bestaande uit een mengsel van koolwaterstoffen, die niet meer dan 35% asfalteenharsstoffen bevat en zich in vrije toestand in reservoirgesteenten bevindt. Olie bevat 82-87% koolstof, 11-14% waterstof (in gewicht), zuurstof, stikstof, koolstofdioxide, zwavel en kleine hoeveelheden chloor, jodium, fosfor, arseen, enz.
Koolwaterstoffen geïsoleerd uit verschillende oliën behoren tot drie hoofdreeksen: methaan, nafteenhoudend en aromatisch:
methaan (paraffine) met de algemene formule C n H 2 n +2;
nafteenhoudend - CnH2n;
aromatisch - CnH2n-6.
Koolwaterstoffen van de methaanreeks overheersen (methaan CH 4, ethaan C 2 H 6, propaan C 3 H 8 en butaan C 4 H 10), die onder atmosferische druk staan en normale temperatuur in gasvormige toestand.
Pentaan C 5 H 12, hexaan C 6 H 14 en heptaan C 7 H 16 zijn onstabiel, ze gaan gemakkelijk van een gasvormige toestand naar een vloeistof en vice versa. Koolwaterstoffen van C 8 H 18 tot C 17 H 36 zijn vloeibare stoffen.
Koolwaterstoffen met meer dan 17 koolstofatomen (C 17 H 36 - C 37 H 72) zijn vaste stoffen (paraffinen, harsen, asfaltenen).
Olie classificatie
Afhankelijk van het gehalte aan lichte, zware en vaste koolwaterstoffen, evenals verschillende onzuiverheden, wordt olie onderverdeeld in klassen en subklassen. Hierbij wordt rekening gehouden met het gehalte aan zwavel, harsen en paraffine.
Door zwavelgehalte oliën zijn onderverdeeld in:
laag zwavelgehalte (0 S≤0,5%);
middelgrote zwavel (0.5
zwavelhoudend (1
zuur (S>3%).
Petroleumwas-het is een mengsel van vaste koolwaterstoffen twee groepen die sterk van elkaar verschillen in eigenschappen - paraffinesC 17 H 36 -VAN 35 H 72 en ceresine C 36 H 74 - C 55 H 112 . Het smeltpunt van de eerste 27-71°С, seconde- 65-88°С. Bij dezelfde smelttemperatuur hebben ceresins een hogere dichtheid en viscositeit. Het gehalte aan paraffine in olie bereikt soms 13-14% of meer.
Wereldeenheden van olie
1 vat afhankelijk van de dichtheid van ongeveer 0,136 ton olie
1 ton olie is ongeveer 7,3 vaten
1 vat = 158.987 liter = 0,158 m3
1 kubieke meter ongeveer 6,29 vaten
Fysieke eigenschappen olie-
Dikte(volumetrische massa) - de verhouding van de massa van een stof tot zijn volume. De dichtheid van reservoirolie is de massa olie die uit de darmen naar de oppervlakte wordt gehaald met behoud van reservoircondities, per volume-eenheid. De SI-eenheid van dichtheid wordt uitgedrukt in kg/m 3 . ρ n \u003d m / V
Volgens de dichtheid van olie zijn ze verdeeld in 3 groepen:
lichte oliën (met een dichtheid van 760 tot 870 kg/m 3)
medium oliën (871.970 kg / m 3)
zwaar (ruim 970 kg/m3).
De dichtheid van olie in reservoiromstandigheden is kleiner dan de dichtheid van ontgaste olie (door een toename van het gasgehalte in olie en temperatuur).
De dichtheid wordt gemeten met een hydrometer. Hydrometer - een apparaat voor het bepalen van de dichtheid van een vloeistof door de diepte van de vlotter (een buis met verdelingen en een gewicht aan de onderkant). Op de schaal van de hydrometer zijn verdelingen uitgezet die de dichtheid van de bestudeerde olie weergeven.
Viscositeit- de eigenschap van een vloeistof of gas om weerstand te bieden aan de beweging van sommige van zijn deeltjes ten opzichte van andere.
Dynamische viscositeitscoëfficiënt ( ). is de wrijvingskracht per oppervlakte-eenheid van de contacterende vloeistoflagen bij een snelheidsgradiënt gelijk aan 1. / Pa s, 1P (poise) = 0,1 Pa s.
Het omgekeerde van dynamische viscositeit vloeibaarheid genoemd.
De viscositeit van een vloeistof wordt ook gekenmerkt coëfficiënt van kinematische viscositeit: , d.w.z. de verhouding van dynamische viscositeit tot de dichtheid van een vloeistof. In dit geval wordt m 2 / s als een eenheid genomen. Stokes (St) \u003d cm 2 / s \u003d 10 -4 m 2 / s.
In de praktijk wordt de term soms gebruikt voorwaardelijk (relatief) viscositeit, dit is de verhouding van de uitstroomtijd van een bepaald volume vloeistof tot de uitstroomtijd van hetzelfde volume gedestilleerd water bij een temperatuur van 20 0 C.
De viscositeit van reservoirolie is een eigenschap van olie die de mate van mobiliteit in reservoiromstandigheden bepaalt en die de productiviteit en efficiëntie van reservoirontwikkeling aanzienlijk beïnvloedt.
De viscositeit van reservoirolie van verschillende afzettingen varieert van 0,2 tot 2000 mPa.s of meer. De meest voorkomende waarden zijn 0,8-50 mPa s.
De viscositeit neemt af met toenemende temperatuur, waardoor de hoeveelheid opgeloste koolwaterstofgassen toeneemt.
Volgens de viscositeit worden oliën onderscheiden
lage viscositeit - n
lage viscositeit - 1
met verhoogde viscositeit-5
hoge viscositeit - n > 25 mPa s.
Viscositeit is afhankelijk van de chemische en fractionele samenstelling van het olie- en teergehalte (het gehalte aan asfalteenharsachtige stoffen daarin).
Verzadigingsdruk (begin van verdamping) van reservoirolie is de druk waarbij het vrijkomen van de eerste bellen van opgelost gas begint. Reservoirolie wordt verzadigd genoemd als het een reservoirdruk heeft die gelijk is aan de verzadigingsdruk van onderverzadigd - als de reservoirdruk hoger is dan de verzadigingsdruk. De waarde van de verzadigingsdruk hangt af van de hoeveelheid gas die in olie is opgelost, van de samenstelling en de temperatuur van het reservoir.
De verzadigingsdruk wordt bepaald door de resultaten van de studie van diepe oliemonsters en experimentele grafieken.
G\u003d Vg / V b.s.
Het gasgehalte wordt meestal uitgedrukt in m3/m3 of m3/t.
Veldgasfactor G is de hoeveelheid geproduceerd gas in m3 per 1 m3 (t) ontgaste olie. Het wordt bepaald op basis van gegevens over de olie- en bijbehorende gasproductie gedurende een bepaalde periode. Er zijn gasfactoren: aanvankelijk, bepaald voor de eerste maand dat de put in bedrijf is, actueel - voor elke tijdsperiode en gemiddeld voor de periode vanaf het begin van de ontwikkeling tot een willekeurige datum.
Oppervlaktespanning - dit is de kracht die per lengte-eenheid van de grensvlakcontour werkt en de neiging heeft om dit oppervlak tot een minimum te beperken. Het is te wijten aan de aantrekkingskrachten tussen moleculen (met SI J/m 2 ; N/m of dyn/cm) voor olie 0,03 J/m 2 , N/m (30 dyne/cm); voor water 0,07 J/m 2, N/m (73 dynes/cm). Hoe groter de oppervlaktespanning, hoe groter de capillaire stijging van de vloeistof. De oppervlaktespanning van water is bijna 3 keer groter dan die van olie, wat bepaalt: verschillende snelheden hun beweging door de haarvaten. Deze eigenschap beïnvloedt de eigenaardigheid van de ontwikkeling van deposito's.
Capillariteit- het vermogen van een vloeistof om te stijgen of dalen in buizen met een kleine diameter onder invloed van oppervlaktespanning.
Р = 2σ/ r
P is de opwaartse druk; σ - oppervlaktespanning; r –
capillaire straal .
h= 2σ/ rρ
g
h - hefhoogte; ρ – vloeibare dichtheid; g - versnelling van de zwaartekracht.
Olieverf varieert van lichtbruin tot donkerbruin en zwart.
Een andere belangrijke eigenschap van olie is: verdamping. Olie verliest lichte fracties, dus het moet worden opgeslagen in afgesloten vaten.
Samendrukbaarheidsfactor olie β n is de verandering in het volume van reservoirolie bij een drukverandering van 0,1 MPa.
Het kenmerkt de elasticiteit van olie en wordt bepaald uit de verhouding
waarbij V 0 - het aanvankelijke olievolume; ΔV- verandering in het olievolume met een verandering in druk met Δр;
Afmeting βn-Pa-1.
De samendrukbaarheidscoëfficiënt van olie neemt toe met een toename van het gehalte aan lichte oliefracties en de hoeveelheid opgelost gas, een toename van de temperatuur en een afname van de druk en heeft de waarden (6-140) 10 -6 MPa -1 . Voor de meeste reservoiroliën is de waarde (6-18) 10 -6 MPa -1 .
Ontgaste oliën worden gekenmerkt door een relatief lage samendrukbaarheidsfactor β n = (4-7) 10 -10 MPa -1 .
Coëfficiënt thermische expansie n is de uitzettingsgraad van olie bij een temperatuurverandering van 1 °C
n = (1/ Vo) (V/t).
Dimensie - 1/°С. Voor de meeste oliën variëren de waarden van de thermische uitzettingscoëfficiënt van (1-20) *10 -4 1/°C.
De thermische uitzettingscoëfficiënt van olie moet in aanmerking worden genomen bij het ontwikkelen van een afzetting in een niet-stationair thermohydrodynamisch regime wanneer het reservoir wordt blootgesteld aan verschillende koude of hete middelen.
Reservoirolie volumefactorb geeft aan hoeveel volume in reservoiromstandigheden inneemt 1 m
3
ontgaste olie:
b n = V pl.n / V deg \u003d n./ pl.n
Waar V vierkante meter - hoeveelheid olie in reservoiromstandigheden; Vdeg is het volume van dezelfde hoeveelheid olie na ontgassen bij atmosferische druk en t=20°C; pl.p - dichtheid van olie in reservoiromstandigheden; -dichtheid van olie onder standaardomstandigheden.
Met behulp van de volumetrische coëfficiënt is het mogelijk om de "krimp" van olie te bepalen, d.w.z. om een afname in het volume van reservoirolie vast te stellen wanneer deze naar de oppervlakte wordt geëxtraheerd. Olie krimp U
U=(bn-1)/bn*100
Bij het berekenen van oliereserves volgens de volumetrische methode wordt rekening gehouden met de verandering in het volume van reservoirolie tijdens de overgang van reservoircondities naar oppervlaktecondities met behulp van de zogenaamde conversiefactor.
conversiefactor is het omgekeerde van de volumefactor van de reservoirolie. 
=1/b=Vdeg/Vb.s.=b.s./n
BASIS VAN PRODUCTIEGEOLOGIE EN ONTWIKKELING VAN OLIE- EN GASVELDEN 1 pagina
Olie- en gasveldgeologie (NGPG) is een tak van de geologie die zich bezighoudt met een gedetailleerde studie van olie- en gasvelden en -afzettingen in hun oorspronkelijke (natuurlijke) staat en in ontwikkeling om hun nationale economische betekenis en rationeel gebruik te bepalen van de ondergrond.
De belangrijkste doelstellingen van de NGPG zijn als volgt:
Veldgeologische modellering van afzettingen;
Structureren van olie-, gas- en condensaatreserves;
Geologische onderbouwing van het systeem voor de ontwikkeling van olie- en gasvelden;
Geologische onderbouwing van maatregelen ter verbetering van de efficiëntie van ontwikkeling en terugwinning van olie, gas of condensaat.
De taken van de NGPG zijn het oplossen van verschillende vraagstukken op het gebied van: het verkrijgen van informatie over het onderzoeksobject; met het zoeken naar patronen die de waargenomen ongelijksoortige feiten over de structuur en het functioneren van het depot combineren tot één geheel; bij het creëren van methoden voor het verwerken, samenvatten en analyseren van de resultaten van observaties en onderzoek; bij het evalueren van de effectiviteit van deze methoden in verschillende geologische omstandigheden, enz.
Deze methodologische gids biedt 11 laboratoriumwerken, waarvan de implementatie u in staat stelt een aantal methoden te beheersen voor het verzamelen en verwerken van geologische en veldinformatie, om veel sleutelconcepten van veldgeologie te begrijpen, zoals: olie- en gasreservoir, afzettingsgrenzen, heterogeniteit van productieve lagen, voorwaardelijke limieten van reservoirs, imperfectie van putten, reservoirdruk, filtratiekenmerken van het reservoir (permeabiliteit, doorlatendheid,
piëzogeleiding), indicatordiagram, drukherstelcurve (PRC), ontwikkelingsdynamiek, olieterugwinningsfactor.
Laboratoriumwerk nr. 1 De positie van de grenzen van een oliereservoir bepalen uit gegevens
goed boren
Het onthullen van de interne structuur van het reservoir volgens metingen, waarnemingen en definities is de taak van het bouwen van een model van de reservoirstructuur. Een belangrijke stap in het oplossen van dit probleem is het trekken van geologische grenzen. De vorm en het type van de afzetting hangt af van de aard van de geologische grenzen die het beperken.
Geologische grenzen omvatten oppervlakken: structurele,
geassocieerd met het contact van rotsen van verschillende leeftijden en lithologie; stratigrafische discordanties; tektonische storingen; evenals oppervlakken die reservoirgesteenten (RC) scheiden door de aard van hun verzadiging, dat wil zeggen water-olie-, gas-olie- en gas-watercontacten (WOC, GOC, GWC). De meeste olie- en gasvoorraden worden geassocieerd met: tektonische structuren(plooien, verhogingen, koepels, enz.), waarvan de vorm de vorm van de afzetting bepaalt.
Structurele vormen, inclusief de vorm van structurele oppervlakken (daken en bodems van afzettingen) worden onderzocht met behulp van structurele kaarten.
De initiële gegevens voor het construeren van een structurele kaart zijn het putlocatieplan en de grootte van de absolute markeringen van het in kaart gebrachte oppervlak in elke put. De absolute hoogte is de verticale afstand van zeeniveau tot het in kaart gebrachte oppervlak:
H=(A+Al)-L, (1,1)
waarbij A de putmondhoogte is, L de diepte van het in kaart gebrachte oppervlak in de put is, D1 de putverlenging als gevolg van kromming.
De driehoeksmethode is de traditionele manier om structurele kaarten te construeren.
De grenzen van de afzettingen die samenhangen met de heterogeniteit van de reservoirs zijn getekend langs de lijnen waarlangs de permeabele PC van de productieve formatie, als gevolg van faciesvariabiliteit, reservoireigenschappen verliest en ondoordringbaar wordt, of de formatie is ingeklemd of gewassen uit. Bij een klein aantal putten wordt de positie van de vervangingslijn van het reservoir, de wig- of erosielijnen conventioneel getekend op de helft van de afstand tussen paren putten, in een waarvan het reservoir uit gesteente bestaat, en in de andere - ondoordringbare rotsen of het reservoir is hier niet afgezet of geërodeerd.
Een meer correcte positie van de facies-overgangslijn van reservoirs wordt bepaald op kaarten van veranderingen in reservoirparameters: porositeit,
permeabiliteit, spontane polarisatie potentiële amplitude
(SP), enz., waarvoor de standaardlimiet is ingesteld, d.w.z. de waarde van de parameter waarbij het reservoir zijn reservoireigenschappen verliest.
De positie van de WOC in het depot wordt onderbouwd door te construeren speciale regeling. Putten worden als eerste beschouwd. informatie dragen over de positie van de VNK. Dit zijn putten gelegen in de olie-waterzone, waarin de WOC kan worden bepaald aan de hand van putregistratiegegevens. Er wordt ook gebruik gemaakt van putten uit puur olie- en uit waterzones, waarbij respectievelijk de onderkant en bovenkant van de formatie zich in de buurt van de OWC bevinden.
Kolommen van geselecteerde putten worden op het schema toegepast, waarbij de aard van de verzadiging van het reservoir (olie, gas of water) wordt aangegeven volgens loggegevens, perforatie-intervallen en puttestresultaten. Op basis van deze informatie wordt een lijn geselecteerd en getekend die het meest overeenkomt met de positie van de OWC.
Op de plattegrond (kaart) zijn de begrenzingen van het depot de contouren van het olie- en gasgehalte. Er zijn externe en interne contouren van olie- en gasinhoud. De buitencontour is de snijlijn van de WOC (GWC, GOC) met de bovenkant van het reservoir en de binnencontour is de snijlijn van de WOC (GWC, GOC) met de bodem van het reservoir. De buitencontour is te vinden op de structurele kaart langs de bovenkant van de formatie en de binnencontour is te vinden op de structurele kaart langs de onderkant van de formatie. Binnen de binnencontour bevindt zich een olie- of gasgedeelte van het reservoir, en tussen de binnen- en buitencontouren bevindt zich een water-olie- of water-gasgedeelte.
Met horizontale WOC (GOC, GWC) is de positie van de olie- en gascontourlijnen te vinden op structurele kaarten in de buurt van
de corresponderende isohypse die overeenkomt met de geaccepteerde
hypsometrische contactpositie. Wanneer het contact horizontaal is, kruisen de contourlijnen de isohypsen niet.
Als de productieve horizon uit vele lagen bestaat, gekenmerkt door discontinue lithologisch ongelijke
structuur, dan wordt de positie van de oliehoudende contouren als geheel voor de horizon bepaald door structurele kaarten langs het dak van elke laag te combineren (deze kaarten tonen ook de grenzen van de vervanging van reservoirs en de oliehoudende contour voor deze laag ).
Op de gecombineerde kaart wordt een afzettingsgrens van een complexe vorm verkregen, die in sommige gebieden langs de vervangende lijnen van reservoirs loopt, en in andere - langs de lijn van de buitencontour binnen verschillende lagen.
De initiële gegevens voor het voorgestelde werk zijn: een tabel met informatie over de putmondhoogten, verlengingen, diepten van het formatiedak, formatiediktes, OWC-diepte; goed indeling.
1. Bepaal de absolute hoogten van het dak en de bodem van de formatie.
2. Bereken de absolute markeringen van water-oliecontact in putten en rechtvaardig de positie van water-oliecontact voor de afzetting als geheel.
E. Bepaal de grenzen van de verdeling van reservoirs op het putlocatieplan.
4. Bouw structurele kaarten voor de boven- en onderkant van de formatie en analyseer deze.
5. Toon de positie van de externe en interne contouren van het oliegehalte op de gespecificeerde structurele kaarten.
6. Beschrijf het type olieafzetting en rechtvaardig zijn positie in moderne classificaties van olie- en gasvoorraden.
VOORBEELD. Bepaal de grenzen van de afzetting op een bepaalde putlay-out volgens boor- en geofysische onderzoeksgegevens (tabel 1.1), de diepten van de OWC.
Tabel 1.1
| Kskv | Hoogte, m | Verlenging, m | Dakdiepte, m | Dikte, m | Buikspieren. dakhoogte, m | Buikspieren. enige merk, 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 |
De diepte van de WOC-pick-off door logging werd bepaald in drie putten: put 2 (220,3 m), put 7 (224,4 m) en put 6 (2121,5 m).
Werkvoortgang:
Volgens de formule (1.1) worden de absolute cijfers van de top van de formatie bepaald (berekeningsresultaten worden gegeven in tabel 1.1). Dezelfde formule is van toepassing om het absolute merkteken van het watercontact te bepalen, dat in alle drie de putten minus 1998 m is.
Ervan uitgaande dat het oppervlak van de OWC vlak en horizontaal is, zijn de gegevens van drie putten voldoende om het reservoir af te bakenen, aangezien het vlak wordt gedefinieerd door drie punten.
Absolute markeringen van de bodem van de formatie in deze zaak het is gemakkelijker te bepalen met behulp van gegevens over de dikte van het reservoir (berekeningsresultaten zijn weergegeven in tabel 1.1). Structurele kaarten langs de boven- en onderkant van de formatie zijn gebouwd volgens de absolute markeringen van de aangegeven oppervlakken (Fig. 1.1 en 1.2).
De kaarten onthullen een anticlinale structuur die langwerpig is in de sublatitudinale richting, gecompliceerd door twee koepels. De structuur is een koolwaterstofvanger in aanwezigheid van andere gunstige omstandigheden.
De buitencontour van het oliedragend vermogen is getekend op de structurele kaart langs de bovenkant van het reservoir, en de binnencontour van het oliedragend vermogen is getekend op de structurele kaart langs de bodem van het reservoir langs de isoline -1998m.
De contouren van het depot zijn niet gesloten. Volgens het bestudeerde deel van de afzetting kan het worden gekarakteriseerd als een reservoirboog, omdat het beperkt is tot de boog van de structuur, pc's een uniforme structuur en een kleine dikte hebben.
De oliezone wordt beperkt door de binnencontour van het oliedragend vermogen en de water-oliezone wordt beperkt door de binnen- en buitencontouren van het oliedragend vermogen.
Laboratoriumwerk nr. 2 Bepaling van macro-heterogeniteit van de productieve horizon
Het doel van dit werk is om het concept van geologische heterogeniteit te introduceren aan de hand van het voorbeeld van macroheterogeniteit, waarmee rekening wordt gehouden bij het identificeren van productiefaciliteiten en het kiezen van een ontwikkelingssysteem. Het ontwikkelen van methoden om geologische heterogeniteit te bestuderen en hiermee rekening te houden bij het berekenen van reserves en het ontwikkelen van afzettingen is de belangrijkste taak van de commerciële geologie.
Begrijp onder de geologische heterogeniteit de variabiliteit natuurlijke kenmerken olie en gas verzadigde rotsen in de afzetting. Geologische heterogeniteit heeft een enorme impact op de keuze van ontwikkelingssystemen en op de efficiëntie van oliewinning uit de ondergrond, op de mate van betrokkenheid van het reservoirvolume bij het drainageproces.
Er zijn twee hoofdtypen van geologische heterogeniteit: macroheterogeniteit en microheterogeniteit.
Macroheterogeniteit weerspiegelt de morfologie van het voorkomen van reservoirgesteenten in het reservoirvolume, d.w.z. kenmerkt de verdeling van verzamelaars en niet-verzamelaars daarin.
Om macroheterogeniteit te bestuderen, worden loggegevens voor alle geboorde putten gebruikt. Een betrouwbare beoordeling van macroheterogeniteit kan alleen worden verkregen als er een gekwalificeerde gedetailleerde correlatie is van het productieve deel van de putsecties.
Macro-heterogeniteit wordt verticaal (langs de dikte van de horizon) en langs de inslag van de lagen (langs het gebied) bestudeerd.
In termen van dikte komt macroheterogeniteit tot uiting in het uiteenvallen van de productieve horizon in afzonderlijke lagen en tussenlagen.
Tijdens de aanval manifesteert macroheterogeniteit zich in de variabiliteit van de diktes van reservoirgesteenten tot nul, d.w.z. de aanwezigheid van zones met afwezigheid van reservoirs (lithologische vervanging of uitwiggen). In dit geval is de aard van de verdeelzones van collectoren van groot belang.
Macro-heterogeniteit wordt weergegeven door grafische constructies en kwantitatieve indicatoren.
Grafisch wordt verticale macroheterogeniteit (langs de dikte van het object) weergegeven met behulp van geologische profielen (Fig. 2.1.) en gedetailleerde correlatieschema's. Per gebied wordt het weergegeven met behulp van kaarten van de verdeling van reservoirs van elke laag (Fig. 2.2.), die de grenzen aangeven van de verspreidingsgebieden van het reservoir en niet-reservoir, evenals de samenvloeiingsgebieden van aangrenzende lagen.
 |
Afb.2.2. Een fragment van een kaart van de verdeling van reservoirgesteenten van een van de horizonlagen: 1 - rijen putten (H - injectie; D - producerend), 2 - grenzen van de verdeling van reservoirgesteenten, 3 - grenzen van samenvloeiingszones, secties 4 - verdeling van reservoirgesteenten, 5 - afwezigheid van reservoirgesteenten, 6 - samensmelting van het reservoir met het bovenliggende reservoir, 7 - samenvloeiing van het reservoir met het onderliggende reservoir.
Er zijn de volgende kwantitatieve indicatoren die macroheterogeniteit kenmerken:
1. De compartimenteringscoëfficiënt, die het gemiddelde aantal lagen toont
(tussenlagen) van reservoirs binnen de afzetting, Kp = (X Shch) / N (2.1), waarbij n -
aantal reservoirlagen in ik-de goed; N - aantal putten.
2. Netto-brutoverhouding, die het aandeel van het reservoirvolume (of formatiedikte) in het totale volume (dikte) van de productieve horizon weergeeft:
Kpesch = [ X (Kf^ bsht)]i/ N (2.2), waarbij h^ de effectieve dikte is van het reservoir in
goed; N - aantal putten. De netto-to-bruto-ratio is een goede informatiedrager om de volgende redenen: het is gerelateerd door correlaties met vele andere geologische en fysieke parameters en kenmerken van productiefaciliteiten: compartimentering, discontinuïteit van formaties over het gebied, hun lithologische connectiviteit langs de sectie, enz.
Als indicator van macroheterogeniteit, die rekening houdt met zowel dissectie als gruis, wordt een complexe indicator gebruikt -
Coëfficiënt van macroheterogeniteit: K m = (X n ik )/(X hoi ) (2.3), waarbij n -
i=1 i =1
aantal doorlatende lagen; h is de dikte van de permeabele lagen die door de put worden gepenetreerd. De macroheterogeniteitscoëfficiënt kenmerkt de dissectie van het ontwikkelingsobject per dikte-eenheid.
3. Coëfficiënt van lithologische connectiviteit - samenvloeiingscoëfficiënt, evaluatie van de mate van samenvloeiing van reservoirs van twee lagen, K sl = S ^ / S ^ waarbij S CT - totale oppervlakte van samenvloeiingsgebieden; sj. - het verspreidingsgebied van verzamelaars binnen het depot. Hoe groter de coëfficiënt van lithologische connectiviteit, hoe hoger de mate van hydrodynamische connectiviteit van aangrenzende lagen.
4. Verdelingscoëfficiënt van reservoirs op het afzettingsgebied, die de mate van discontinuïteit van hun voorkomen over het gebied kenmerkt (vervanging van reservoirs door ondoordringbare rotsen),
K disp = SA waarbij S het totale gebied is van de distributiezones van reservoirreservoirs;
5. De complexiteitscoëfficiënt van de grenzen van de verdeling van reservoirreservoirs, nodig voor het bestuderen en evalueren van de complexiteit van de structuur van discontinue, in het gezicht variabele reservoirs, K sl = L^/n, waarbij de totale lengte van de grenzen van gebieden met de distributie van reservoirs; P - de omtrek van de afzetting (de lengte van de buitencontour van het oliedragend vermogen). Er is vastgesteld dat in heterogene, discontinue formaties, naarmate het putraster wordt verdicht, de complexiteitsfactor voortdurend afneemt. Dit geeft aan dat zelfs met een dicht raster van producerende putten, alle details van de variabiliteit van het reservoir nog steeds onbekend zijn.
6. Drie coëfficiënten die de distributiezones van reservoirs kenmerken in termen van olieverplaatsingsomstandigheden:
Kspl \u003d Yasil / Yak; Kpl \u003d S ^ S * Cl \u003d S ^ S *
waarbij K cpl, Kpl, K l - respectievelijk de coëfficiënten van continue voortplanting van collectoren, halve lenzen en lenzen; I spl is het gebied van zones van continue distributie, d.w.z. zones die het effect van een verdringer van ten minste twee kanten ontvangen; S ra is het gebied van de halve lenzen, d.w.z. zones die eenzijdige impact krijgen; - het gebied van de lenzen dat niet wordt aangetast; K cpl + K pl + K p \u003d 1.
De studie van macroheterogeniteit maakt het mogelijk om de volgende problemen op te lossen bij het berekenen van reserves en het ontwerpen van een ontwikkeling: het modelleren van de vorm van een complex geologisch lichaam dat dienst doet als olie- of gasreservoir; identificeer gebieden met een grotere reservoirdikte als gevolg van het samenvoegen van tussenlagen (lagen), en dienovereenkomstig mogelijke plaatsen voor olie- en gasstroom tussen lagen tijdens de ontwikkeling van de afzetting; de haalbaarheid bepalen van het combineren van lagen tot één operationele faciliteit; rechtvaardigen van de effectieve locatie van productie- en injectieputten; voorspellen en evalueren van de dekkingsgraad van het depot door ontwikkeling; selecteer afzettingen die vergelijkbaar zijn in termen van macroheterogeniteit om de ervaring van het ontwikkelen van eerder ontwikkelde objecten over te dragen.
De initiële gegevens bij het uitvoeren van de taak zijn een tabel met gegevens over de dikte van de horizon en de reservoirgesteenten waaruit deze is samengesteld, de lay-out van putten, informatie over het reservoir (voorkomen van afzetting, lithologisch type reservoir, reservoirpermeabiliteit, olieviscositeit , reservoirregime, reservoirgrootte).
1. Bouw isopach-kaarten voor elk reservoir en de horizon als geheel, geef de grenzen van de verdeling van reservoirs erop aan en analyseer ze.
3. Bepaal de coëfficiënten die de macroheterogeniteit van de horizon karakteriseren.
VOORBEELD. Bepaal de coëfficiënten van netto-to-bruto-verhouding, dissectie, macroheterogeniteit voor een meerlagige horizon.
Gegevens in tabel 2.1.
| Tabel 2.1
|
Geschatte gegevens worden weergegeven in tabel 2.2
| Tabel 2.2
|
Volgens formules 2.1, 2.2, 2.3 bepalen we dat de verbrokkelingscoëfficiënt Кр=32/14=2.29; netto-to-bruto-verhouding Kpesch=280/362=0,773;
macroheterogeniteitscoëfficiënt Km= 32/280=0,114.
Door het gecombineerde gebruik van Kp, Kpesch, Km krijg je een idee van de macroheterogeniteit van de sectie: hoe meer Kp, Km en hoe kleiner Kpesch, hoe hoger de macroheterogeniteit. Relatief homogeen zijn lagen (horizons) met Кpesch > 0,75 en Кр< 2,1. К неоднородным соответственно относятся пласты (горизонты) с Кпесч < 0,75 и Кр >2.1. Volgens deze criteria kan de in het voorbeeld beschouwde horizon worden gekarakteriseerd als zwak heterogeen (Кpesch=0.773, Кр=2.29)
Laboratoriumwerk nr. 3 Bepalen van de voorwaardelijke limieten van reservoirparameters
De juiste berekening van olie- en gasreserves omvat de onthulling van de interne structuur van het geschatte object, waarvan kennis noodzakelijk is voor het organiseren van de effectieve ontwikkeling van deposito's, met name voor het kiezen van een ontwikkelingssysteem. Om de interne structuur van de afzetting te identificeren, is het ook noodzakelijk om de positie te kennen in termen van de grenzen tussen reservoirs en niet-reservoirs, getekend volgens de waarden van porositeit-permeabiliteit (of andere) eigenschappen van rotsen , voorwaardelijk genoemd.
De voorwaardelijke limieten van de parameters van productieve formaties zijn de grenswaarden van de parameters waarmee de rotsen van de productieve formatie worden verdeeld in reservoirs en niet-reservoirs, evenals in reservoirs met verschillende veldkenmerken om betrouwbaarder te onderscheiden in het totale volume van het depot het effectieve volume als geheel en volumes met verschillende productiviteit, t .e. bepaling van reservoircondities betekent het definiëren van criteria voor selectie in de context van reservoirs en hun classificatie volgens lithologie, productiviteit, enz.
Reservevoorwaarden zijn een reeks vereisten voor de geologische, fysieke, technische, economische en mijnbouwparameters van een afzetting, die het bereiken van een modeloliewinning garandeert met de winstgevendheid van het ontwikkelingsproces in overeenstemming met arbeids-, ondergrond- en milieubeschermingswetten. Bepaling van reservevoorwaarden wordt gebruikt om het commerciële potentieel van een afzetting te beoordelen en geologische reserves te classificeren op basis van hun commerciële betekenis.
Reservoiromstandigheden worden bepaald door een grote groep factoren die de reservoireigenschappen van gesteenten (RP) bepalen. De belangrijkste parameters die de eigenschappen van het reservoir beïnvloeden zijn porositeit, doorlaatbaarheid, olie, gas, bitumenverzadiging, aangevuld met parameters van carbonaatgehalte, kleigehalte, restwater, aard van olie, gas, bitumenverzadiging, deeltjesgrootteverdeling, materiaal genetische typering, parameters van putregistratie (GIS) - verzadigingsparameter, porositeitsparameter, enz., evenals veldindicatoren - productiviteit of specifieke productiesnelheid. De methode om de omstandigheden te onderbouwen is de correlatieanalyse tussen de gespecificeerde eigenschappen van de rotsen volgens de gegevens van het laboratoriumonderzoek van de kern, volgens de gegevens van putlogging en hydrodynamische studies.
De voorwaarden voor reserves zijn afhankelijk van de maatschappelijke behoefte aan koolwaterstofgrondstoffen en van het niveau van technische en technologische ontwikkeling van de olie-, gas- en bitumenproductie. Reservecondities worden onderbouwd rekening houdend met specifieke reserves, initiële en uiteindelijke putstroomsnelheden, verplaatsingsefficiëntie, olieterugwinningsfactor (ORF), ontwikkelingssysteem, marginale kosten. De methode om de voorwaarden te onderbouwen is technische en economische berekeningen voor de mogelijkheden voor de ontwikkeling van het object.
Scheiding van verzamelaars.
Een natuurlijk reservoir dat koolwaterstoffen bevat, omvat ten minste twee klassen gesteenten: reservoirs en niet-reservoirs. Deze klassen verschillen in de structuur van de porieruimte, de waarden van petrofysische parameters en de aard van hun distributie.
De klassengrenzen zijn de grenzen van de kwalitatieve en kwantitatieve overgang van de ene eigenschap naar de andere, onafhankelijk van de toegepasteeën. Er moet echter rekening mee worden gehouden dat bij het toepassen van methoden voor intensieve stimulatie van het reservoir, die de structuur van de porieruimte aanzienlijk beïnvloeden (expansie van filtratiekanalen, oplossen van carbonaten tijdens fysieke en chemische stimulatie, ontstaan van scheuren, enz.) , het is mogelijk om reservoirs over te brengen naar hogere klassen, en bij het toepassen van kalmotaties - naar de lagere.
Er is hierboven al opgemerkt dat de belangrijkste parameters die reservoirs kenmerken, porositeit Kp, permeabiliteit Kp, restwatergehalte Kow zijn, voor een reservoir dat koolwaterstoffen bevat - olie, gas, bitumenverzadiging Kn(g, b).
Relaties tussen geologische en veldparameters zijn statistisch, complex, inclusief componenten die bepaalde klassen van gesteenten of reservoirs kenmerken. Bij het verwerken van dergelijke afhankelijkheden wordt de kleinste-kwadratenmethode gebruikt. De praktijk heeft geleerd dat deze afhankelijkheden worden benaderd door de parabool Y=a*X b .
De verandering in de aard van de afhankelijkheid wordt bepaald door de verandering in de coëfficiënten van de parabool voor verschillende secties van het correlatieveld, en de snijpunten van de parabolen geven de positie van de klassengrenzen aan.
Om deze grenzen te vinden wordt vaak een correlatieveld gebouwd in logaritmische coördinaten (linearisatiemethode), waarbij de parabool wordt omgezet in een rechte lijn: LgY=Lga+b*LgX. De snijpunten van de lijnen geven de grenzen van de klassen aan.
Het argument en de functie moeten worden gekozen op basis van de fysieke betekenis, bijvoorbeeld in een paar van Kp-Kb: Kp is een argument en Kb is een functie, in een paar van Kp-Kpr: Kp is een argument, Kp is een functie.
Als basis voor het bepalen van de grenzen van klassen, wordt het correlatieveld Kpr \u003d f (Kp) aanbevolen.
Er zijn twee voorwaardelijke limieten. De eerste limiet is de limiet waarboven een ras a.w. De tweede grens is de grens waarboven het ras s.v. kan geven. De eerste grens is de ondergrens van het reservoir, de tweede grens is de grens van het productieve reservoir. De eerste limiet wordt bepaald op basis van de gegevens van lithologische en petrografische studies van de kern en de petrofysische eigenschappen van de rotsen. De tweede limiet wordt bepaald op basis van de resultaten van onderzoeken naar verplaatsingskenmerken op kernmonsters, volgens fasepermeabiliteitscurven, volgens de afhankelijkheid van restwater van porositeit en permeabiliteit. De tweede limiet moet worden bevestigd door de resultaten van puttests - een vergelijking van permeabiliteit met productiviteit. De afhankelijkheid van productiviteit (of specifiek debiet) van permeabiliteit, rekening houdend met het minimale debiet, waaronder de ontwikkeling niet winstgevend is, stelt ons in staat om de derde limiet te bepalen - de technologische.
GIS is het meest voorkomende type onderzoek. Volgens bronregistratiegegevens worden de belangrijkste parameters van de reservoirs bepaald en wordt hun classificatie uitgevoerd.
Er zijn twee manieren om de condities te onderbouwen op basis van geofysische veldgegevens.