III. cơ bản về địa chất dầu khí. Ngân sách Liên bang Cơ quan Giáo dục của Nhà nước về Giáo dục Chuyên nghiệp Đại học
Dầu khí tự nhiên
Kế hoạch nghiên cứu chủ đề
- 1. Dầu, thành phần nguyên tố của nó.
- 2. một mô tả ngắn gọn về tính chất vật lý của dầu.
- 3. Khí hiđrocacbon.
- 4. Thành phần cấu tạo và trình bày tóm tắt tính chất vật lí của chất khí.
- 5. Khái niệm về khí ngưng tụ.
- 6. Nguồn gốc dầu khí.
- 7. Dầu là nguồn gây ô nhiễm môi trường.
Dầu mỏ và khí đốt tự nhiên là những khoáng sản có giá trị. I.M. Gubkin lưu ý rằng manh mối về nguồn gốc của dầu không chỉ là mối quan tâm khoa học và kỹ thuật, mà còn có tầm quan trọng thực tế tối cao, bởi vì. nó cung cấp những chỉ dẫn đáng tin cậy về nơi tìm kiếm dầu và cách thức tổ chức thăm dò của nó phù hợp nhất.
Nguồn gốc của dầu mỏ là một trong những vấn đề phức tạp nhất và vẫn chưa được giải đáp của khoa học tự nhiên. Các giả thuyết hiện có dựa trên các ý tưởng về nguồn gốc hữu cơ và vô cơ của dầu và khí đốt.
Dầu là hỗn hợp của các hydrocacbon có chứa oxy, lưu huỳnh và các hợp chất nitơ. Tùy thuộc vào ưu thế của một số hydrocacbon, dầu có thể là: metan, naphthenic, thơm.
Chất lượng thương mại của dầu phụ thuộc vào hàm lượng của parafin. Dầu được phân biệt: parafinic thấp không quá 1%, parafinic nhẹ - từ 1% đến 2; parafinic cao trên 2%.
Các tính chất vật lý chính của dầu được đặc trưng bởi tỷ trọng, hệ số thể tích, độ nhớt, khả năng nén, sức căng bề mặt và áp suất bão hòa.
Khí hydrocacbon được tìm thấy trong ruột Trái đất ở dạng tích tụ độc lập, tạo thành các mỏ khí hoàn toàn hoặc nắp khí, cũng như trong nước hòa tan. Khí cháy là hỗn hợp của các hiđrocacbon no metan, etan, propan và butan, trong thành phần của khí thường có các hiđrocacbon nặng hơn là pentan, hexan, heptan. Khí hydrocacbon thường chứa carbon dioxide, nitơ, hydro sulfua và một lượng nhỏ khí hiếm (heli, argon, neon).
Khí hydrocacbon tự nhiên có các tính chất vật lý sau, tỷ trọng, độ nhớt, hệ số nén khí, tính tan của khí trong chất lỏng.
Dầu mỏ, khí đốt tự nhiên là gì?
Dầu khí có những tính chất chính nào?
Các lý thuyết về nguồn gốc của dầu mỏ là gì?
Những loại dầu nào được gọi là parafinic?
Dầu có những tính chất gì?
Chủ yếu:
Bổ sung: p.93-99
Điều kiện xuất hiện dầu mỏ, khí thiên nhiên và nước hình thành trong vỏ trái đất
Kế hoạch nghiên cứu chủ đề
- 1. Khái niệm về đá - người sưu tầm. Nhóm giống - người sưu tầm.
- 2. Khoảng trống trong đá, các loại, hình dạng và kích thước của chúng.
- 3. Tính chất chứa của đá.
- 4. Thành phần đo hạt.
- 5. Độ xốp, đứt gãy.
- 6. Độ thẩm thấu.
- 7. Cacbonat.
- 8. Phương pháp nghiên cứu tính chất vỉa.
- 9. Độ bão hòa dầu khí của đá vỉa.
- 10. Con giống - lốp xe. Khái niệm về hồ chứa và bẫy tự nhiên. Tiếp điểm nước-dầu khí-dầu. Đường bao của tiềm năng dầu khí.
- 11. Khái niệm về cặn và cặn dầu khí.
- 12. Phá hủy các khoản tiền gửi.
- 13. Các vùng nước hình thành, phân loại thương mại của chúng. Nước di động và liên kết.
- 14. Thông tin chung về áp suất và nhiệt độ trong các bể chứa dầu khí. Bản đồ Isobar, mục đích của chúng.
Tóm tắt ngắn gọn các vấn đề lý luận.
Bể chứa tự nhiên - một nơi chứa dầu, khí và nước tự nhiên, trong đó chúng có thể lưu thông và hình dạng của chúng được xác định bởi tỷ lệ của bể chứa với các đá kém thấm (vỉa) bao quanh. Có ba dạng hồ chứa tự nhiên chính: hồ chứa, khối lượng lớn, giới hạn về mặt thạch học từ mọi phía.
Những tảng đá có khả năng chứa dầu, khí đốt và nước và giải phóng chúng với số lượng công nghiệp trong quá trình phát triển được gọi là hồ chứa. Bộ thu được đặc trưng bởi tính chất điện dung và lọc.
Lốp xe được gọi là đá kém thẩm thấu, bao phủ và che chắn sự tích tụ của dầu và khí. Sự hiện diện của lốp xe là điều kiện quan trọng nhất để bảo quản dầu và khí tích tụ.
Bẫy là một phần của hồ chứa tự nhiên, trong đó, do ngưỡng cấu trúc, sàng lọc địa tầng và giới hạn thạch học, có thể hình thành tích tụ dầu và khí. Bất kỳ cái bẫy nào cũng là một dạng ba chiều ba chiều trong đó các hydrocacbon được tích lũy và lưu trữ do các đặc tính điện dung, lọc và sàng lọc.
Sự di chuyển của dầu và khí liên quan đến các chuyển động khác nhau của các chất lỏng này trong khối đá. Phân biệt di cư sơ cấp và di cư thứ cấp.
Các mỏ dầu và khí đốt được hiểu là sự tích tụ công nghiệp cục bộ của các khoáng chất này trong các hồ chứa thấm - bẫy của nhiều loại khác nhau. Một khu vực lòng đất giới hạn về mặt không gian có chứa một mỏ hoặc một số mỏ dầu và khí đốt nằm trong cùng một khu vực được gọi là mỏ.
Câu hỏi để tự kiểm soát về chủ đề:
Các loại hồ chứa tự nhiên là gì?
Các tính chất chính của đá - hồ chứa?
Cạm bẫy là gì?
Các loại bẫy dầu khí?
Các hình thức di chuyển dầu khí?
Các loại mỏ dầu khí?
Tỉnh dầu khí
Kế hoạch nghiên cứu chủ đề
- 1. Phân vùng các vùng lãnh thổ chứa dầu và khí đốt của Nga, triển vọng phát triển của chúng;
- 2. Khái niệm về tỉnh dầu khí, vùng và huyện, vùng tích tụ dầu khí.
- 3. Các tỉnh và khu vực dầu khí chính của Nga.
- 4. Các mỏ dầu khí lớn nhất và duy nhất ở Nga.
- 5. Đặc điểm của các tỉnh dầu khí có ngành công nghiệp dầu khí phát triển (Tây Xibia, Volga-Ural, Timan-Pechora, Bắc Kavkaz, Đông Xibia).
- 6. Các tính năng chính cấu trúc địa chất và tiềm năng dầu khí.
Tóm tắt ngắn gọn các vấn đề lý luận.
Ở phía đông của phần châu Âu của Liên bang Nga, có các tỉnh dầu khí Volga-Ural và Caspi rộng lớn.
Tỉnh dầu khí Volga-Ural đã đi vào lịch sử ngành dầu khí của đất nước với tên gọi Baku thứ hai.
Tỉnh dầu khí Tây Siberi tương ứng với nền Epipaleozoi, chiếm một phần đáng kể lãnh thổ của Vùng đất thấp Tây Siberi rộng lớn.
Tỉnh dầu khí Caspi, nằm ở phía đông nam của phần châu Âu của Liên bang Nga
Cần phải xem xét các đặc điểm chính của chúng về cấu trúc địa chất, hàm lượng dầu khí, mỏ dầu khí.
Câu hỏi để tự kiểm soát về chủ đề:
- 1. Đặc điểm chung của tỉnh dầu khí Volga - Ural?
- 2. Đặc điểm chung của tỉnh dầu khí Tây Xibia?
- 3. Đặc điểm chung của tỉnh dầu khí Caspi?
- 4. Những nét chính về cấu tạo địa chất của các tỉnh?
Các nguồn chính và bổ sung về chủ đề
Cơ bản: trang 92 -110; 119 - 132; 215 - 225
Bổ sung: tr.105-122
Chế độ cặn dầu khí
Kế hoạch nghiên cứu chủ đề
- 1. Nguồn năng lượng trong các vỉa, mô tả sơ lược về chế độ vận hành của các mỏ dầu khí
- 2. Chế độ tự nhiên của mỏ dầu khí, các yếu tố địa chất hình thành và biểu hiện của chúng.
- 3. Áp suất bão hòa và ảnh hưởng của nó đến phương thức hoạt động của cặn.
- 4. Mô tả ngắn gọn về áp suất nước, áp suất nước đàn hồi, áp suất chất khí (chế độ nắp khí), chất khí hòa tan và chế độ trọng trường.
- 5. Đặc điểm của các chế độ tự nhiên của khí và cặn ngưng tụ khí.
- 6. Xác định phương thức vận hành tiền gửi trong quá trình vận hành thí điểm.
Tóm tắt ngắn gọn các vấn đề lý luận.
Năng lượng dự trữ trong các mỏ dầu và khí đốt có thể như sau: áp suất nước biên; lực đàn hồi của dầu, khí và nước; sự giãn nở của khí hòa tan trong dầu; áp suất khí nén; lực của trọng lực. Sự biểu hiện của năng lượng hồ chứa được xác định bởi tính chất của hồ chứa dưới đất, loại hồ chứa và hình dạng của trầm tích; tính chất vỉa của hệ tầng trong và ngoài vỉa, thành phần và tỷ lệ chất lỏng trong vỉa, độ xa vùng cung cấp nước của hệ tầng và điều kiện phát triển.
Chế độ vỉa là tính chất biểu hiện của năng lượng vỉa di chuyển dầu khí dọc theo vỉa xuống đáy giếng và phụ thuộc vào điều kiện tự nhiên và các biện pháp tác động đến vỉa.
Tùy thuộc vào nguồn năng lượng vỉa đảm bảo sự di chuyển của dầu từ vỉa xuống giếng mà có các chế độ lắng dầu sau: chế độ dẫn nước, chế độ dẫn nước đàn hồi; chế độ khí hòa tan; chế độ áp suất khí và trọng lực. Với sự biểu hiện đồng thời của một số dạng năng lượng, người ta thường nói đến một chế độ hỗn hợp hoặc kết hợp.
Trong quá trình phát triển các mỏ khí, chế độ hỗn hợp áp suất nước, khí cũng được sử dụng. Áp lực nước là cực kỳ hiếm.
Công nghệ mở ra các chân trời năng suất làm tăng năng suất giếng, cải thiện dòng chảy của dầu và khí từ các lớp xen kẽ có tính thẩm thấu thấp, cuối cùng góp phần tăng khả năng thu hồi dầu.
Phương pháp mở vỉa phụ thuộc vào áp suất vỉa và mức độ bão hòa của vỉa với dầu, mức độ thoát nước, vị trí tiếp xúc khí-dầu và độ sâu của vỉa và các yếu tố khác.
Việc thiết kế đáy giếng được lựa chọn có tính đến các đặc tính thạch học và vật lý và vị trí của giếng trong trầm tích, do đó, đáy giếng có thể là lỗ hở hoặc lỗ kín.
Câu hỏi để kiểm soát bản thân
Nguồn gốc của dầu
Có 4 giai đoạn phát triển quan điểm về nguồn gốc của dầu mỏ:
1) thời kỳ tiền khoa học;
2) thời kỳ phỏng đoán khoa học;
3) thời kỳ hình thành giả thuyết khoa học;
4) thời kỳ hiện đại.
Những tư tưởng tiền khoa học tươi sáng là quan điểm của nhà tự nhiên học người Ba Lan thế kỷ XVIII. Canon K. Klyuk. Ông tin rằng dầu mỏ được hình thành từ thiên đường, và là tàn tích của mảnh đất màu mỡ nơi Vườn Địa đàng nở hoa.
Một ví dụ về quan điểm của thời kỳ phỏng đoán khoa học là ý tưởng của M.V. Lomonosov cho rằng dầu được hình thành từ than đá dưới tác động của nhiệt độ cao.
Với sự khởi đầu của sự phát triển của ngành công nghiệp dầu mỏ, câu hỏi về nguồn gốc của dầu mỏ đã trở nên có tầm quan trọng thực tế rất lớn. Điều này đã tạo động lực mạnh mẽ cho sự xuất hiện của nhiều giả thuyết khoa học khác nhau.
Trong số vô số giả thuyết về nguồn gốc của dầu, quan trọng nhất là: hữu cơ và vô cơ.
Giả thuyết đầu tiên nguồn gốc hữu cơ thể hiện vào năm 1759 bởi nhà bác học vĩ đại người Nga M.V. Lomonosov. Sau đó, giả thuyết được phát triển bởi Viện sĩ I.M. Gubkin. Nhà khoa học tin rằng chất hữu cơ của bùn biển, bao gồm các sinh vật thực vật và động vật, là nguyên liệu ban đầu để hình thành dầu. Các lớp cũ nhanh chóng được phủ lên bởi các lớp trẻ hơn, giúp bảo vệ các chất hữu cơ khỏi quá trình oxy hóa. Quá trình phân hủy xác bã thực vật và động vật ban đầu xảy ra không tiếp cận được oxy dưới tác dụng của vi khuẩn kỵ khí. Hơn nữa, lớp hình thành dưới đáy biển chìm xuống do sự uốn cong chung của vỏ trái đất, đây là đặc điểm của các lưu vực biển. Khi đá trầm tích chìm xuống, áp suất và nhiệt độ của chúng tăng lên. Điều này dẫn đến việc chuyển đổi các chất hữu cơ phân tán thành dầu phân tán khuếch tán. Áp suất thuận lợi nhất cho sự hình thành dầu là 15… 45 MPa và nhiệt độ 60… 150 ° С, tồn tại ở độ sâu 1,5… 6 km. Hơn nữa, dưới tác động của áp suất ngày càng tăng, dầu bị dịch chuyển vào đá thấm, cùng với đó nó di chuyển đến nơi hình thành cặn.
Tác giả giả thuyết vô cơ được coi là D.I.Mendeleev. Ông nhận thấy một mô hình đáng kinh ngạc: các mỏ dầu ở Pennsylvania (bang Hoa Kỳ) và Caucasus, theo quy luật, nằm gần các đứt gãy lớn trong vỏ trái đất. Biết rằng mật độ trung bình của Trái đất vượt quá mật độ của vỏ trái đất, ông kết luận rằng kim loại chủ yếu được tìm thấy trong ruột của hành tinh chúng ta. Theo anh, nó phải là sắt. Trong quá trình xây dựng núi, nước xâm nhập sâu vào vỏ trái đất dọc theo các vết nứt cắt xuyên qua vỏ trái đất. Khi gặp các cacbua sắt trên đường đi, nó sẽ phản ứng với chúng, kết quả là các oxit sắt và hydrocacbon được hình thành. Sau đó, các mỏm đá sau tăng lên theo cùng các đứt gãy vào các lớp trên của vỏ trái đất và hình thành các mỏ dầu.
Ngoài hai giả thuyết này, cần lưu ý giả thuyết "không gian". Nó được đưa ra vào năm 1892 bởi giáo sư của Đại học Quốc gia Moscow V.D. Sokolov. Theo ý kiến của ông, hydrocacbon ban đầu có trong đám mây khí và bụi mà từ đó Trái đất được hình thành. Sau đó, chúng bắt đầu nổi lên khỏi magma và tăng lên ở trạng thái khí thông qua các vết nứt ở các lớp trên của vỏ trái đất, nơi chúng ngưng tụ lại, tạo thành các mỏ dầu.
Các giả thuyết của thời kỳ hiện đại bao gồm " giả thuyết magma " Nhà địa chất dầu mỏ Leningrad, giáo sư N.A. Kudryavtsev. Theo ý kiến của ông, ở độ sâu lớn ở nhiệt độ rất cao, cacbon và hydro tạo thành các gốc cacbon CH, CH 2 và CH 3. Sau đó, dọc theo những lỗi sâu, chúng tăng lên, gần hơn với bề mặt trái đất. Do sự giảm nhiệt độ, ở các lớp trên của Trái đất, các gốc này kết hợp với nhau và với hydro, dẫn đến hình thành các hydrocacbon dầu mỏ khác nhau.
N. A. Kudryavtsev và những người ủng hộ ông tin rằng sự đột phá của các hydrocacbon dầu mỏ gần bề mặt hơn xảy ra dọc theo các đứt gãy trong lớp phủ và vỏ trái đất. Thực tế về sự tồn tại của các kênh như vậy được chứng minh bởi sự phân bố rộng rãi của các kênh cổ điển và kênh bùn trên Trái đất, cũng như ống kimberlite vụ nổ. Dấu vết của sự di chuyển thẳng đứng của hydrocacbon từ tầng hầm kết tinh vào các lớp đá trầm tích được tìm thấy trong tất cả các giếng khoan đến độ sâu lớn - trên Bán đảo Kola, thuộc tỉnh dầu Volga-Ural, miền Trung Thụy Điển, thuộc bang Illinois (Mỹ ). Thông thường đây là các thể vùi và mạch nhỏ của bitum lấp đầy các vết nứt trên đá mácma; dầu lỏng cũng được tìm thấy trong hai giếng.
Cho đến gần đây, giả thuyết thường được chấp nhận dầu hữu cơ(Điều này được tạo điều kiện thuận lợi bởi thực tế là hầu hết các mỏ dầu được phát hiện đều giới hạn trong đá trầm tích), theo đó " vàng đen»Nằm ở độ sâu 1,5 ... 6 km. Hầu như không có đốm trắng trong ruột Trái đất ở những độ sâu này. Do đó, lý thuyết về nguồn gốc hữu cơ trên thực tế không đưa ra bất kỳ triển vọng nào cho việc thăm dò các mỏ dầu lớn mới.
Tất nhiên, có những dữ kiện về việc phát hiện ra các mỏ dầu lớn không nằm trong đá trầm tích (ví dụ, một mỏ khổng lồ " hổ trắng”, Được phát hiện trên kệ của Việt Nam, nơi dầu xuất hiện trong đá granit), thực tế này được giải thích bởi giả thuyết về nguồn gốc vô cơ của dầu. Ngoài ra, trong ruột hành tinh của chúng ta có một lượng nguyên liệu đủ để hình thành các hydrocacbon. Các nguồn carbon và hydro là nước và carbon dioxide. Hàm lượng của chúng trong 1 m 3 chất của lớp phủ trên của Trái đất lần lượt là 180 kg và 15 kg. Môi trường hóa học thuận lợi cho phản ứng được cung cấp bởi sự hiện diện của các hợp chất đen của kim loại, hàm lượng trong đá núi lửa đạt 20%. Quá trình hình thành dầu sẽ tiếp tục miễn là có nước, khí cacbonic và các chất khử (chủ yếu là ôxít đen) trong ruột Trái Đất. Ngoài ra, thực tiễn phát triển mỏ Romashkinskoye (trên lãnh thổ Tatarstan) dựa trên giả thuyết về nguồn gốc vô cơ của dầu mỏ. Theo cố vấn nhà nước của Tổng thống Tatarstan R. Muslimov, mỗi năm trữ lượng dầu tại mỏ này được bổ sung thêm 1,5-2 triệu tấn và theo tính toán mới , dầu có thể được sản xuất lên đến 2200g. Vì vậy, lý thuyết về nguồn gốc vô cơ của dầu mỏ không chỉ giải thích những sự thật gây trở ngại cho các “chất hữu cơ”, mà còn cho chúng ta hy vọng rằng trữ lượng dầu trên Trái đất lớn hơn nhiều so với những gì được khám phá ngày nay, và quan trọng nhất là chúng tiếp tục được bổ sung.
Nhìn chung, chúng ta có thể kết luận rằng hai lý thuyết chính về nguồn gốc của dầu mỏ giải thích khá thuyết phục quá trình này, bổ sung cho nhau. Và sự thật nằm ở đâu đó ở giữa.
Nguồn gốc khí đốt
Mêtan phân bố rộng rãi trong tự nhiên. Nó luôn được bao gồm trong dầu vỉa. Rất nhiều khí mêtan bị hòa tan trong các vùng nước hình thành ở độ sâu 1,5 ... 5 km. Khí metan tạo thành cặn trong đá trầm tích xốp và đứt gãy. Với nồng độ nhỏ, nó có trong nước sông, hồ và đại dương, trong không khí đất và thậm chí trong khí quyển. Khối lượng chủ yếu của mêtan được phân tán trong đá trầm tích và đá lửa. Cũng xin nhắc lại rằng sự hiện diện của mêtan đã được ghi nhận trên một số hành tinh của hệ mặt trời và trong không gian sâu.
Sự phân bố rộng rãi của mêtan trong tự nhiên cho thấy rằng nó được hình thành theo nhiều cách khác nhau.
Ngày nay, một số quá trình dẫn đến sự hình thành khí mêtan đã được biết đến:
Hóa sinh;
Xúc tác nhiệt;
Hóa chất bức xạ;
Cơ học;
biến chất;
Sinh ra vũ trụ.
quá trình sinh hóa Sự hình thành mêtan xảy ra trong phù sa, đất, đá trầm tích và thủy quyển. Hơn một chục vi khuẩn đã được biết đến, là kết quả của việc mêtan được hình thành từ các hợp chất hữu cơ (protein, cellulose, axit béo). Ngay cả dầu ở độ sâu lớn, dưới tác động của vi khuẩn có trong nước hình thành, cũng bị phá hủy thành metan, nitơ và carbon dioxide.
Quá trình xúc tác nhiệt sự hình thành khí mêtan là biến đổi thành khí chất hữu cơđá trầm tích dưới tác động của nhiệt độ và áp suất cao với sự có mặt của các khoáng sét đóng vai trò chất xúc tác. Quá trình này tương tự như quá trình hình thành dầu. Ban đầu, các chất hữu cơ tích tụ dưới đáy các vùng nước và trên đất liền trải qua quá trình phân hủy sinh hóa. Vi khuẩn đồng thời phá hủy các hợp chất đơn giản nhất. Khi chất hữu cơ chìm sâu hơn vào Trái đất và nhiệt độ tăng lên tương ứng, hoạt động của vi khuẩn giảm dần và hoàn toàn dừng lại ở nhiệt độ 100 ° C. Tuy nhiên, một cơ chế khác đã hoạt động - sự phá hủy các hợp chất hữu cơ phức tạp (phần còn lại của vật chất sống) thành các hydrocacbon đơn giản hơn và đặc biệt là thành mêtan, dưới tác động của nhiệt độ và áp suất ngày càng tăng. Vai trò quan trọng Quá trình này được thực hiện bởi các chất xúc tác tự nhiên - aluminosilicat, là một phần của nhiều loại đá khác nhau, đặc biệt là đá sét, cũng như các nguyên tố vi lượng và hợp chất của chúng.
Sự khác biệt giữa sự hình thành khí metan và sự hình thành dầu trong trường hợp này là gì?
Thứ nhất, dầu được hình thành từ chất hữu cơ thuộc loại sapropel - trầm tích của biển và thềm đại dương, được hình thành từ thực vật và động vật phù du giàu chất béo. Nguồn để hình thành mêtan là chất hữu cơ dạng mùn, bao gồm tàn tích của các sinh vật thực vật. Chất này trong quá trình xúc tác nhiệt tạo thành chủ yếu là metan.
Thứ hai, đới hình thành dầu chính tương ứng với nhiệt độ của đá từ 60 đến 150 ° C, xảy ra ở độ sâu 1,5 ... 6 km. Trong vùng hình thành dầu chính, cùng với dầu, mêtan cũng được hình thành (với số lượng tương đối nhỏ), cũng như các chất đồng đẳng nặng hơn của nó. Một vùng hình thành khí cường độ mạnh tương ứng với nhiệt độ từ 150 ... 200 ° C trở lên, nó nằm bên dưới vùng hình thành dầu chính. Trong vùng chính của sự hình thành khí ở cứng điều kiện nhiệt độ có sự phá hủy nhiệt sâu không chỉ đối với các chất hữu cơ phân tán, mà còn cả các hydrocacbon của dầu và đá phiến dễ cháy. Điều này tạo ra một lượng lớn khí mêtan.
Quá trình hóa học bức xạ Sự hình thành mêtan xảy ra khi tiếp xúc với bức xạ phóng xạ trên các hợp chất cacbon khác nhau.
Người ta đã lưu ý rằng các trầm tích á sét phân tán mịn màu đen với hàm lượng chất hữu cơ cao, theo quy luật, cũng được làm giàu uranium. Điều này là do thực tế là sự tích tụ các chất hữu cơ trong trầm tích tạo điều kiện cho sự kết tủa của muối uranium. Dưới tác động của bức xạ phóng xạ, chất hữu cơ bị phân hủy cùng với sự tạo thành mêtan, hydro và carbon monoxide. Chất thứ hai tự phân hủy thành carbon và oxy, sau đó carbon kết hợp với hydro, cũng tạo thành mêtan.
Quá trình cơ học hóa Sự hình thành mêtan là sự hình thành các hydrocacbon từ chất hữu cơ (than) dưới tác dụng của tải trọng cơ học không đổi và thay đổi. Trong trường hợp này, ở chỗ tiếp xúc của các hạt đá khoáng, điện áp cao, mà năng lượng của nó tham gia vào quá trình chuyển hóa chất hữu cơ.
Quá trình biến chất Sự hình thành khí mêtan gắn liền với việc chuyển hóa than đá dưới tác động của nhiệt độ cao thành cacbon. Quá trình này là một phần của quá trình biến đổi chung của các chất ở nhiệt độ trên 500 ° C. Trong điều kiện đó, đất sét biến thành phiến kết tinh và đá granit, đá vôi thành đá cẩm thạch, v.v.
Quá trình sinh vũ trụ sự hình thành khí mêtan được V. D. Sokolov mô tả giả thuyết "vũ trụ" về sự hình thành dầu mỏ.
Vị trí của mỗi quá trình này trong quá trình chung của quá trình hình thành khí metan là gì? Người ta tin rằng phần lớn khí mêtan trong hầu hết các mỏ khí trên thế giới có nguồn gốc xúc tác nhiệt. Nó được hình thành ở độ sâu từ 1 đến 10 km. Một tỷ lệ lớn mêtan có nguồn gốc sinh hóa. Số lượng chính của nó được hình thành ở độ sâu lên đến 1 ... 2 km.
Cấu trúc bên trong của Trái đất
Đến nay, những ý tưởng chung về cấu trúc của Trái đất đã được hình thành, kể từ khi những cái giếng sâu trên Trái đất, chỉ có lớp vỏ trái đất được mở ra. Chi tiết hơn về khoan siêu sâu sẽ được thảo luận trong phần về khoan giếng.
Trong thể rắn của Trái đất, người ta phân biệt ba lớp vỏ: lớp ở giữa - lõi, lớp trung gian - lớp phủ và lớp ngoài - vỏ trái đất. Sự phân bố của các hạt địa cầu bên trong theo độ sâu được trình bày trong Bảng 16.
Bảng 16 Các hạt địa cầu bên trong Trái đất
Hiện nay, có nhiều ý kiến khác nhau về cấu trúc và thành phần bên trong của Trái đất (V.Goldshmidt, G.Washington, A.E. Fersman, v.v.). Mô hình Gutenberg-Bullen được công nhận là mô hình hoàn hảo nhất về cấu trúc của Trái đất.
Cốt lõi – nó là lớp vỏ dày đặc nhất của Trái đất. Theo dữ liệu hiện đại, sự phân biệt được thực hiện giữa lõi bên trong (được coi là ở trạng thái rắn) và lõi bên ngoài (được coi là ở trạng thái lỏng). Người ta tin rằng lõi chủ yếu bao gồm sắt với hỗn hợp oxy, lưu huỳnh, carbon và hydro, và lõi bên trong có thành phần sắt-niken, hoàn toàn tương ứng với thành phần của một số thiên thạch.
Tiếp theo là lớp áo. Lớp áo được chia thành trên và dưới. Người ta tin rằng lớp phủ trên bao gồm các khoáng chất silicat magie-ferruginous như olivin và pyroxene. Lớp phủ dưới được đặc trưng bởi thành phần đồng nhất và bao gồm một chất giàu oxit sắt và magie. Hiện tại, lớp phủ được ước tính là nguồn gốc của các hiện tượng địa chấn và núi lửa, các quá trình tạo núi, cũng như một khu vực hiện thực hóa magmism.
Phía trên lớp áo là Vỏ trái đất. Ranh giới giữa vỏ trái đất và lớp phủ được thiết lập bởi sự thay đổi mạnh về vận tốc sóng địa chấn, nó được gọi là mặt cắt Mohorovich, để vinh danh nhà khoa học Nam Tư A. Mohorovich, người đầu tiên xác lập độ dày của vỏ trái đất thay đổi đáng kể trên lục địa và đại dương và được chia thành hai phần chính - lục địa và đại dương và hai phần trung gian - tiểu lục địa và đại dương.
Bản chất của sự phù trợ hành tinh này gắn liền với cấu trúc và thành phần khác nhau của vỏ trái đất. Dưới các lục địa, độ dày của thạch quyển đạt 70 km (trung bình 35 km), và dưới các đại dương 10-15 km (trung bình 5-10 km).
Vỏ lục địa bao gồm ba lớp trầm tích, granit-gneiss và bazan. Vỏ đại dương có cấu trúc hai lớp: bên dưới lớp trầm tích rời mỏng có lớp bazan, lớp này được thay thế bằng lớp gồm gabro với các đá siêu mịn cấp dưới.
Lớp vỏ cận lục địa giới hạn trong các vòng cung đảo và dày hơn. Vỏ đại dương nằm dưới rãnh đại dương, trong đất liền và biển cận biên (Okhotsk, Nhật Bản, Địa Trung Hải, Đen, v.v.) và, không giống như đại dương, nó có độ dày lớp trầm tích đáng kể.
Cấu trúc của vỏ trái đất
Vỏ trái đất được nghiên cứu nhiều nhất trong số các loại vỏ. Nó được tạo thành từ đá. Đá là những hợp chất khoáng có thành phần khoáng vật và hóa học không đổi, tạo thành các thể địa chất độc lập tạo nên vỏ trái đất. Đá được chia thành ba nhóm theo nguồn gốc của chúng: đá lửa, trầm tích và đá biến chất.
Đá lửađược hình thành do sự đông đặc và kết tinh của magma trên bề mặt Trái đất ở độ sâu của bề mặt trái đất hoặc trong ruột của nó. Những loại đá này chủ yếu là kết tinh. Chúng không chứa xác động vật hoặc thực vật. Các đại diện tiêu biểu của đá mácma là đá bazan và đá granit.
Đá trầm tíchđược hình thành do sự lắng đọng của các chất hữu cơ và vô cơ dưới đáy lưu vực nước và các bề mặt lục địa. Chúng được chia thành đá clastic, cũng như đá có nguồn gốc hóa học, hữu cơ và hỗn hợp.
đá clasticđược hình thành do sự lắng đọng của các mảnh đá nhỏ bị phá hủy. Các đại diện tiêu biểu: tảng, cuội, sỏi, cát, cát kết, đất sét.
con giống nguồn gốc hóa học được hình thành do sự kết tủa của các muối từ dung dịch nước hoặc là kết quả của các phản ứng hóa học trong vỏ trái đất. Các loại đá đó là thạch cao, muối mỏ, quặng sắt nâu, tuffs silic.
Giống có nguồn gốc hữu cơ là những di tích hóa thạch của động vật và thực vật. Chúng bao gồm đá vôi, đá phấn.
Giống có nguồn gốc hỗn hợp bao gồm các vật liệu có nguồn gốc vụn, hóa học, hữu cơ. Đại diện của những loại đá này là đá vôi, đá vôi pha sét và cát.
đá biến chấtđược hình thành từ đá mácma và đá trầm tích dưới tác động của nhiệt độ và áp suất cao trong độ dày của vỏ trái đất. Chúng bao gồm đá phiến sét, đá cẩm thạch, đá phiến.
Nền tảng của Udmurtia hình thành từ dưới đất và trầm tích Đệ tứ dọc theo bờ sông và suối, trong các khe núi, cũng như trong các công trình khác nhau: mỏ đá, hầm lò, v.v ... Đá hộc hoàn toàn chiếm ưu thế. Chúng bao gồm các loại như đá phù sa, đá cát và ít hơn nhiều - kết tụ, đá sỏi, đất sét. Đá cacbonat quý hiếm bao gồm đá vôi và đá cẩm thạch. Tất cả những loại đá này, giống như bất kỳ loại đá nào khác, bao gồm khoáng chất, tức là tự nhiên các hợp chất hóa học. Vì vậy, đá vôi bao gồm canxit - một hợp chất có thành phần CaCO 3. Các hạt canxit trong đá vôi rất nhỏ và chỉ có thể phân biệt được dưới kính hiển vi.
Marls và đất sét, ngoài canxit, còn chứa một lượng lớn các khoáng vật sét có kích thước siêu nhỏ. Vì lý do này, sau khi tiếp xúc với marl với axit clohydric, các đốm sáng hơn hoặc sẫm màu hơn hình thành tại vị trí phản ứng - kết quả của sự cô đặc của các hạt đất sét. Trong đá vôi và đá vôi, đôi khi người ta tìm thấy tổ và đường vân của canxit kết tinh. Đôi khi bạn cũng có thể nhìn thấy các mảnh canxit - sự phát triển xen kẽ của các tinh thể của khoáng chất này, mọc ở một đầu của đá.
Đá cuội được chia thành đá vụn và đá sét. Hầu hết Bề mặt nền tảng của nước cộng hòa này được cấu tạo bởi các đá clastic. Chúng bao gồm các loại đá phù sa, cát kết đã được đề cập, cũng như các loại đá sỏi và kết tụ hiếm hơn.
Bột kết bao gồm các hạt vụn của khoáng vật như thạch anh (SiO 2), fenspat (KAlSi 3 O 8; NaAlSi 3 O 8 ∙ CaAl 2 Si 2 O 8), các hạt bùn khác có đường kính không quá 0,05 mm. Theo quy luật, bột kết dính yếu, vón cục và vẻ bề ngoài gợi nhớ đến đất sét. Chúng khác với đất sét ở độ hóa đá lớn hơn và độ dẻo kém hơn.
Đá cát là nền tảng phổ biến thứ hai ở Udmurtia. Chúng bao gồm các hạt clastic (hạt cát) với nhiều thành phần khác nhau - các hạt thạch anh, fenspat, các mảnh đá silic và xốp (bazan), do đó các đá cát này được gọi là polymetic hoặc polymineral. Kích thước của hạt cát từ 0,05 mm đến 1 - 2 mm. Theo quy luật, cát kết có tính kết dính yếu, dễ bị lỏng lẻo, và do đó được sử dụng cho các mục đích xây dựng như cát thông thường (sông hiện đại). Đá cát rời thường chứa các xen kẽ, thấu kính và bê tông của đá cát vôi, vật liệu vụn được kết dính bởi canxit. Không giống như bột kết, cát kết được đặc trưng bởi cả lớp đệm nằm ngang và xiên. Đá cát đôi khi chứa các vỏ đá vôi nhỏ của nước ngọt hai mảnh vỏ. Tất cả được kết hợp với nhau (lớp đệm xiên, động vật thân mềm hóa thạch quý hiếm) là minh chứng cho nguồn gốc phù sa, hoặc phù sa của đá cát polymictic. Quá trình xi măng hóa cát kết bằng canxit có liên quan đến sự phân hủy canxi bicacbonat trong nước ngầm lưu thông qua các lỗ rỗng của cát. Trong trường hợp này, canxit được phân lập như một sản phẩm phản ứng không hòa tan do sự bay hơi của carbon dioxide.
Ít phổ biến hơn, đá lục nguyên được đại diện bởi sỏi và kết tụ. Đây là những loại đá mạnh, bao gồm các mảnh vụn tròn (tròn, bầu dục) hoặc nhẵn của các hạt marls màu nâu được kết dính với canxit. Mergeli - nguồn gốc địa phương. Là một chất phụ gia trong vật liệu clastic, có các loại đá phiến sẫm màu và bọt (đá bazan cổ đại) được giới thiệu Sông Permi từ Urals. Kích thước của các mảnh sỏi kết tương ứng từ 1 (2) mm đến 10 mm, trong các kết tụ từ 10 mm đến 100 mm và lớn hơn.
Về cơ bản, các mỏ dầu chỉ giới hạn trong đá trầm tích, mặc dù có những mỏ dầu chỉ giới hạn trong đá biến chất (Maroc, Venezuela, Hoa Kỳ) hoặc đá mácma (Việt Nam, Kazakhstan).
13. Các bể chứa. Độ xốp và tính thấm.
Người sưu tầmđá được gọi là đá có các đặc tính địa chất và vật lý cung cấp tính linh động vật lý của dầu hoặc khí trong không gian trống của nó. Đá chứa có thể bão hòa với cả dầu hoặc khí và nước.
Những tảng đá có đặc tính địa chất và vật lý như vậy, trong đó sự chuyển động của dầu hoặc khí trong chúng là không thể thực hiện được, được gọi là người không thu tiền.
NGÂN SÁCH LIÊN BANG NHÀ NƯỚC GIÁO DỤC CÁCH MẠNG GIÁO DỤC CHUYÊN NGHIỆP CAO HƠN
"ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TIỂU HỌC KUBAN"
Khoa đào tạo chính quy của Viện Dầu khívà năng lượng.
Sở Dầu khí
GHI CHÚ BÀI GIẢNG
Theo kỷ luật:
« Địa chất dầu khí»
dành cho sinh viên của tất cả các hình thức giáo dục đặc biệt:
130501 Thiết kế, xây dựng và vận hành đường ống dẫn dầu và khí đốt và các cơ sở lưu trữ dầu khí;
130503 Phát triển và hoạt động
130504 Khoan giếng dầu khí.
cử nhân hướng 131000 "Kinh doanh dầu khí"
Biên soạn bởi: GVC
Shostak A.V.
KRASNODAR 2012
BÀI HỌC 3-
CÁC ĐẶC ĐIỂM TÍCH LŨY VÀ CHUYỂN HÓA CÁC HỢP CHẤT HỮU CƠ TRONG THỜI KỲ ………………………………….19
BÀI HỌC 4 -
THÀNH PHẦN VÀ TÍNH CHẤT HÓA HỌC CỦA DẦU KHÍ….2
5
BÀI HỌC 5 -
SỰ THAY ĐỔI THÀNH PHẦN VÀ TÍNH CHẤT HÓA HỌC CỦA DẦU KHÍ PHỤ THUỘC VÀO ẢNH HƯỞNG CỦA CÁC YẾU TỐ TỰ NHIÊN KHÁC NHAU ……………………………………………………………………… .. 4
5
BÀI HỌC 6 -
VẤN ĐỀ VỀ NGUỒN GỐC CỦA DẦU KHÍ ……………………….56
BÀI HỌC 7 -
DI CƯ HYDROCARBONS …………………………………………………62
BÀI HỌC 8 -
HÌNH THÀNH TIỀN GỬI ……………………………………………………75
BÀI HỌC 9 -
KHU VỰC CÁC QUÁ TRÌNH HÌNH THÀNH DẦU ………………….81
LECTURE # 10
ÔN TẬP 11 - LĨNH VỰC DẦU KHÍ VÀ CÁC ĐẶC ĐIỂM PHÂN LOẠI CHÍNH CỦA CHÚNG ………………………………………………………… .108
THƯ MỤC……………………………………………………………………….112
KIẾN TRÚC 1
GIỚI THIỆU
Trong số các loại sản phẩm công nghiệp quan trọng nhất, một trong những vị trí chính là dầu, khí đốt và các sản phẩm chế biến từ chúng.
Cho đến đầu thế kỷ XVIII. dầu chủ yếu được chiết xuất từ cây đào, được trồng bằng cây tầm ma. Khi dầu tích tụ, nó được múc ra và xuất đi người tiêu dùng đựng trong các túi da.
Các giếng được gắn chặt bằng khung gỗ, đường kính cuối cùng của thành giếng thường từ 0,6 - 0,9m với một số tăng dần xuống dưới để cải thiện dòng chảy của dầu xuống đáy giếng.
Dầu từ giếng dâng lên được thực hiện với sự hỗ trợ của một cánh cổng thủ công (sau này là một ổ ngựa) và một sợi dây để buộc một chiếc da rượu (xô bằng da).
Đến những năm 70 của TK XIX. phần chính của dầu mỏ ở Nga và trên thế giới được khai thác từ các giếng dầu. Vì vậy, vào năm 1878, có 301 người trong số họ ở Baku, số nợ trong số đó lớn hơn nhiều lần so với ghi nợ từ các giếng. Dầu được khai thác từ giếng với một người cứu trợ - một bình kim loại (đường ống) cao tới 6 m, ở đáy có gắn một van một chiều, van này sẽ mở ra khi người cứu trợ chìm trong chất lỏng và đóng lại khi nó di chuyển lên. Việc cẩu của người đóng bao (đóng bao) được thực hiện thủ công, sau đó là xe ngựa (đầu những năm 70 của thế kỷ 19) và sử dụng động cơ hơi nước (những năm 80).
Máy bơm giếng sâu đầu tiên được sử dụng ở Baku vào năm 1876 và máy bơm giếng sâu đầu tiên ở Grozny vào năm 1895. Tuy nhiên, phương pháp nối dây vẫn là phương pháp chính trong một thời gian dài. Ví dụ, vào năm 1913 ở Nga, 95% dầu được sản xuất bằng phương pháp gel hóa.
Địa chất dầu khí- một ngành địa chất nghiên cứu các điều kiện hình thành, vị trí và sự di chuyển của dầu và khí trong thạch quyển. Sự hình thành của địa chất dầu khí với tư cách là một ngành khoa học diễn ra vào đầu thế kỷ 20. Người sáng lập nó là Gubkin Ivan Mikhailovich.
1.1. Truyện ngắn phát triển sản xuất dầu khí
Các phương pháp chiết xuất dầu hiện đại có trước các phương pháp nguyên thủy:
thu gom dầu từ bề mặt của các bể chứa;
chế biến sa thạch hoặc đá vôi tẩm dầu;
khai thác dầu từ các hố và giếng.
Chế biến đá sa thạch hoặc đá vôi tẩm dầu, với mục đích chiết xuất nó, được nhà khoa học người Ý F. Ariosto mô tả lần đầu tiên vào thế kỷ 15: gần Modena ở Ý, đất chứa dầu được nghiền nhỏ và đun nóng trong nồi hơi; sau đó chúng được cho vào túi và ép bằng máy ép. Năm 1819, ở Pháp, các lớp đá vôi và sa thạch chứa dầu được phát triển theo phương pháp mỏ. Đá được khai thác được đặt trong một thùng chứa đầy nước nóng. Khi khuấy, dầu nổi lên trên mặt nước và được vớt bằng muỗng. Năm 1833-1845. cát ngâm dầu được khai thác trên bờ Biển Azov. Sau đó, nó được đặt trong các hố có đáy dốc và đổ nước vào. Dầu rửa khỏi cát được thu lại trên mặt nước cùng với những đám cỏ.
Khai thác dầu từ các hố và giếng cũng được biết đến từ thời cổ đại. Ở Kissia - một vùng cổ đại nằm giữa Assyria và Media vào thế kỷ thứ 5. BC. dầu được chiết xuất bằng cách sử dụng xô da của rượu vang.
Ở Ukraine, lần đầu tiên đề cập đến việc sản xuất dầu bắt đầu từ đầu thế kỷ 15. Để làm được điều này, họ đã đào những hố sâu 1,5-2 m, nơi dầu rò rỉ cùng với nước. Sau đó, hỗn hợp được thu thập trong các thùng, đóng từ đáy bằng nút. Khi dầu nổi nhẹ hơn, các nút được tháo ra và xả hết nước lắng xuống. Đến năm 1840, độ sâu của các hố đào đạt 6 m, và sau này dầu được khai thác từ các giếng có độ sâu khoảng 30 m.
Từ thời cổ đại, trên các bán đảo Kerch và Taman, dầu đã được chiết xuất bằng cách sử dụng một cái sào, có buộc một tấm nỉ hoặc một bó làm từ lông đuôi ngựa. Chúng được hạ xuống giếng, và sau đó dầu được ép vào các món ăn đã chế biến.
Trên bán đảo Absheron, hoạt động khai thác dầu từ các giếng đã được biết đến từ thế kỷ 13. QUẢNG CÁO Trong quá trình xây dựng của họ, một lỗ đầu tiên đã bị xé ra giống như một hình nón ngược (đảo ngược) vào chính bể chứa dầu. Sau đó, các gờ được làm ở các cạnh của hố: với độ sâu ngâm hình nón trung bình là 9,5 m, ít nhất là bảy. Lượng đất trung bình được lấy ra khi đào một giếng như vậy là khoảng 3100 m 3, sau đó thành giếng từ đáy đến bề mặt được gắn chặt bằng khung gỗ hoặc ván. dầu. Nó được múc từ giếng bằng bầu rượu vang, được nâng lên bằng cổ tay hoặc với sự hỗ trợ của ngựa.
Trong báo cáo của mình về chuyến đi đến bán đảo Apsheron vào năm 1735, Tiến sĩ I. Lerkhe đã viết: "... Ở Balakhani có 52 giếng dầu sâu 20 mét (1 fathom - 2,1m), 500 batman dầu ..." (1 người dơi 8,5 kg). Theo Viện sĩ S.G. Amelina (1771), độ sâu của giếng dầu ở Balakhany đạt 40-50 m, và đường kính hoặc cạnh hình vuông của phần giếng là 0,7-1 m.
Năm 1803, thương gia người Baku, Kasymbek, đã xây dựng hai giếng dầu trên biển, cách bờ biển Bibi-Heybat 18 và 30 m. Các giếng được bảo vệ khỏi nước bằng một hộp ván ghép chặt vào nhau. Dầu đã được chiết xuất từ chúng trong nhiều năm. Năm 1825, trong một trận bão, giếng bị vỡ và ngập trong nước biển Caspi.
Với phương pháp giếng, kỹ thuật khai thác dầu không thay đổi qua nhiều thế kỷ. Nhưng đã vào năm 1835, một quan chức của bộ phận khai thác mỏ, Fallendorf ở Taman, lần đầu tiên sử dụng một máy bơm để bơm dầu qua một đường ống gỗ được hạ xuống. Một số cải tiến kỹ thuật gắn liền với tên tuổi của kỹ sư mỏ N.I. Voskoboinikov. Để giảm số lượng khai quật, ông đã đề xuất xây dựng các giếng dầu dưới dạng một trục, và vào năm 1836-1837. tiến hành tái thiết toàn bộ hệ thống lưu trữ và phân phối dầu ở Baku và Balakhani. Nhưng một trong những công việc chính của cuộc đời ông là khoan giếng dầu đầu tiên trên thế giới ở 1848.
Trong một thời gian dài, hoạt động khai thác dầu mỏ ở nước ta bị đối xử đầy định kiến. Người ta tin rằng vì tiết diện của giếng nhỏ hơn tiết diện của giếng dầu, nên dòng dầu chảy vào giếng sẽ ít hơn đáng kể. Đồng thời, người ta không tính đến độ sâu của các giếng lớn hơn nhiều và độ phức tạp của việc xây dựng chúng cũng ít hơn.
Trong quá trình vận hành các giếng, các nhà sản xuất dầu đã tìm cách chuyển chúng sang chế độ chảy, bởi vì. nó là nhiều nhất cách dễ dàng khai thác mỏ. Máy phun dầu mạnh mẽ đầu tiên ở Balakhany xuất hiện vào năm 1873 tại địa điểm Khalafi. Năm 1887, 42% lượng dầu ở Baku được sản xuất theo phương pháp đài phun.
Việc ép buộc khai thác dầu từ các giếng đã dẫn đến sự cạn kiệt nhanh chóng của các lớp chứa dầu liền kề với lòng giếng của chúng, và phần còn lại (hầu hết) của nó vẫn nằm trong ruột. Ngoài ra, do thiếu một số cơ sở lưu trữ đủ, nên sự thất thoát dầu đáng kể đã xảy ra trên bề mặt trái đất. Vì vậy, vào năm 1887, 1088 nghìn tấn dầu đã được phun ra từ các đài phun nước và chỉ thu được 608 nghìn tấn. Bản thân dầu phong hóa trở nên không thích hợp để chế biến, và nó đã bị đốt cháy. Những hồ dầu ứ đọng cháy nhiều ngày liên tiếp.
Việc sản xuất dầu từ các giếng, áp suất không đủ để chảy, được thực hiện bằng các gầu hình trụ dài tới 6 m. Một van được bố trí ở đáy của chúng, van này sẽ mở ra khi gầu chuyển động xuống và đóng lại dưới trọng lượng của chất lỏng chiết xuất. khi áp suất gầu tăng lên. Phương pháp chiết xuất dầu bằng phương pháp khai thác được gọi là tartan,trong Năm 1913, 95% tổng lượng dầu được sản xuất với sự trợ giúp của nó.
Tuy nhiên, tư tưởng kỹ thuật không đứng yên. Vào những năm 70 của thế kỷ 19. V.G. Shukhov đề nghị phương pháp khai thác dầu máy nén bằng cách cung cấp khí nén vào giếng (airlift). Công nghệ này chỉ được thử nghiệm ở Baku vào năm 1897. Một phương pháp sản xuất dầu khác, nâng khí, được đề xuất bởi M.M. Tikhvinsky năm 1914
Các cửa thoát khí tự nhiên từ các nguồn tự nhiên đã được con người sử dụng từ thời xa xưa. Sau đó phát hiện ra việc sử dụng khí tự nhiên thu được từ giếng và giếng. Năm 1902, giếng đầu tiên được khoan ở Surakhani gần Baku, nơi sản xuất khí công nghiệp từ độ sâu 207 m.
Trong sự phát triển của ngành công nghiệp dầu mỏ Có năm giai đoạn chính:
Giai đoạn I (đến năm 1917) - thời kỳ tiền khởi nghĩa;
Giai đoạn II (từ 1917 đến 1941) giai đoạn trước Chiến tranh Vệ quốc vĩ đại;
Giai đoạn III (từ năm 1941 đến năm 1945) - thời kỳ của cuộc Chiến tranh Vệ quốc vĩ đại;
Giai đoạn IV (từ năm 1945 đến năm 1991) - giai đoạn trước khi Liên Xô sụp đổ;
Giai đoạn V (từ năm 1991) - thời kỳ hiện đại.
thời kỳ tiền khởi nghĩa. Dầu mỏ đã được biết đến ở Nga từ lâu. Trở lại thế kỷ 16. Thương nhân Nga buôn bán dầu Baku. Dưới thời Boris Godunov (thế kỷ XVI), dầu đầu tiên được sản xuất trên sông Ukhta đã được chuyển đến Moscow. Kể từ khi từ "dầu" chỉ đi vào ngôn ngữ Nga vào cuối thế kỷ 18, nó được gọi là "nước cháy dày".
Năm 1813, các hãn quốc Baku và Derbent với nguồn tài nguyên dầu mỏ dồi dào nhất đã được sáp nhập vào Nga. Sự kiện này có ảnh hưởng lớn đến sự phát triển của ngành công nghiệp dầu mỏ Nga trong 150 năm tới.
Một khu vực sản xuất dầu lớn khác ở Nga trước cách mạng là Turkmenistan. Người ta cho rằng vàng đen đã được khai thác ở vùng Nebit-Dag khoảng 800 năm trước. Năm 1765 vào khoảng. Cheleken, có 20 giếng dầu với tổng sản lượng hàng năm khoảng 64 tấn mỗi năm. Theo nhà thám hiểm biển Caspi người Nga N. Muravyov, vào năm 1821, người Thổ Nhĩ Kỳ đã gửi khoảng 640 tấn dầu đến Ba Tư bằng thuyền. Năm 1835, cô được đưa đi từ khoảng. Có nhiều Cheleken hơn là từ Baku, mặc dù bán đảo Absheron là đối tượng được các chủ sở hữu dầu mỏ ngày càng chú ý.
Thời điểm bắt đầu phát triển ngành công nghiệp dầu mỏ ở Nga là năm 1848,
Năm 1957, Liên bang Nga chiếm hơn 70% sản lượng dầu được sản xuất và Tataria đứng đầu cả nước về sản lượng dầu.
sự kiện chính thời gian nhất định là sự phát hiện và khởi đầu cho sự phát triển của các mỏ dầu giàu có nhất ở Tây Siberia. Trở lại năm 1932, Viện sĩ I.M. Gubkin bày tỏ ý tưởng về sự cần thiết phải bắt đầu một cuộc tìm kiếm dầu có hệ thống ở sườn phía đông của Ural. Đầu tiên, thông tin được thu thập dựa trên các quan sát về sự rò rỉ dầu tự nhiên (sông Bolshoi Yugan, Belaya, v.v.). Năm 1935 Các bên thăm dò địa chất bắt đầu làm việc ở đây, họ đã xác nhận sự hiện diện của các chất giống như dầu mỏ. Tuy nhiên, không có "dầu lớn". Công việc thăm dò tiếp tục cho đến năm 1943, và sau đó được nối lại vào năm 1948. Chỉ đến năm 1960, mỏ dầu Shaimskoye mới được phát hiện, tiếp theo là các mỏ Megionskoye, Ust-Balykskoye, phẫu thuậtutskoye, Samotlorskoye, Varyeganskoye, Lyantorskoye, Kholmogorskoye và những người khác bắt đầu. sản xuất công nghiệp Dầu ở Tây Siberia được coi là năm 1965, khi nó được sản xuất khoảng 1 triệu tấn, đến năm 1970, sản lượng dầu ở đây đã lên tới 28 triệu tấn, và năm 1981 là 329,2 triệu tấn. Tây Siberia trở thành khu vực sản xuất dầu chính của đất nước và Liên Xô đứng đầu thế giới về sản lượng dầu.
Năm 1961, các vòi phun dầu đầu tiên được khai thác tại các mỏ Uzen và Zhetybay ở Tây Kazakhstan (Bán đảo Mangyshlak). Quá trình phát triển công nghiệp của họ bắt đầu vào năm 1965. Chỉ riêng trữ lượng dầu có thể thu hồi được từ hai mỏ này đã lên tới vài trăm triệu tấn. Vấn đề là dầu Mangyshlak có parafinic cao và có nhiệt độ đông kết là +30 ... 33 ° C. Tuy nhiên, vào năm 1970, sản lượng dầu trên bán đảo đã tăng lên vài triệu tấn.
Sự tăng trưởng có hệ thống của sản lượng dầu trong nước tiếp tục cho đến năm 1984. Năm 1984-85. đã có sự sụt giảm trong sản xuất dầu. Năm 1986-87. nó đã tăng trở lại, đạt mức tối đa. Tuy nhiên, bắt đầu từ năm 1989, sản lượng dầu bắt đầu giảm.
thời kỳ cận đại. Sau khi Liên Xô sụp đổ, sự sụt giảm sản lượng dầu ở Nga tiếp tục diễn ra. Năm 1992 lên tới 399 triệu tấn, năm 1993 là 354 triệu tấn, năm 1994 là 317 triệu tấn, năm 1995 là 307 triệu tấn.
Sản lượng khai thác dầu tiếp tục giảm là do chưa loại bỏ được ảnh hưởng của một số nhân tố tiêu cực khách quan và chủ quan.
Đầu tiên, tồi tệ hơn cơ sở nguyên liệu các ngành nghề. Mức độ tham gia vào sự phát triển và cạn kiệt tiền gửi ở các khu vực là rất cao. Ở Bắc Caucasus, 91,0% trữ lượng dầu được thăm dò có liên quan đến quá trình phát triển, và mức độ cạn kiệt của các mỏ là 81,5%. Ở vùng Ural-Volga, các con số này lần lượt là 88,0% và 69,1%, ở Cộng hòa Komi là 69,0% và 48,6%, ở Tây Siberia là 76,8% và 33,6%.
Thứ hai, trữ lượng dầu tăng giảm do các mỏ mới phát hiện. Do kinh phí giảm mạnh, các tổ chức thăm dò đã giảm phạm vi công việc đo địa vật lý và khoan thăm dò. Điều này dẫn đến giảm số lượng các khoản tiền gửi mới được phát hiện. Vì vậy, nếu vào năm 1986-90. trữ lượng dầu ở các mỏ mới phát hiện lên tới 10,8 triệu tấn, sau đó là các năm 1991-95. chỉ 3,8 triệu tấn
Thứ ba, mức cắt nước của dầu sản xuất cao.. Điều này có nghĩa là với cùng chi phí và khối lượng sản xuất chất lỏng hình thành, bản thân dầu được sản xuất ngày càng ít hơn.
Thứ tư, chi phí tái cấu trúc. Kết quả của sự phá vỡ cơ chế kinh tế cũ, cơ chế quản lý tập trung cứng nhắc đối với ngành đã bị loại bỏ và một cơ chế mới vẫn đang được tạo ra. Một mặt gây mất cân đối về giá dầu và vật tư thiết bị gây khó khăn cho việc trang bị thiết bị kỹ thuật cho các mỏ khai thác. Nhưng điều này là cần thiết ngay bây giờ, khi hầu hết các thiết bị đã hết tuổi thọ và nhiều lĩnh vực yêu cầu chuyển đổi từ phương pháp sản xuất theo dòng chảy sang phương pháp bơm.
Cuối cùng, có rất nhiều tính toán sai lầm được thực hiện trong những năm qua. Vì vậy, vào những năm 1970, người ta tin rằng trữ lượng dầu mỏ ở nước ta là vô tận. Phù hợp với điều này, không nhấn mạnh vào sự phát triển của các loài riêng của chúng sản xuất công nghiệp, và để mua các sản phẩm công nghiệp đã hoàn thành ở nước ngoài với số tiền nhận được từ việc bán dầu. Những khoản tiền khổng lồ đã được chi vào việc duy trì diện mạo thịnh vượng trong xã hội Xô Viết. Ngành công nghiệp dầu mỏ được tài trợ ở mức tối thiểu.
Trên kệ Sakhalin từ những năm 70-80. đã được mở tiền gửi lớn mà vẫn chưa được đưa vào hoạt động. Trong khi đó, họ được đảm bảo một thị trường tiêu thụ khổng lồ ở các nước trong khu vực Châu Á - Thái Bình Dương.
Triển vọng phát triển của ngành dầu khí trong nước trong tương lai là gì?
Không có đánh giá rõ ràng về trữ lượng dầu ở Nga. Nhiều chuyên gia đưa ra số liệu về trữ lượng có thể phục hồi từ 7 đến 27 tỷ tấn, chiếm từ 5 đến 20% của thế giới. Sự phân bố trữ lượng dầu trên toàn nước Nga như sau: Tây Siberia 72,2%; Vùng Ural-Volga 15,2%; Tỉnh Timan-Pechora 7,2%; Cộng hòa Sakha (Yakutia), Vùng Krasnoyarsk, Vùng Irkutsk, thềm Biển Okhotsk khoảng 3,5%.
Năm 1992, quá trình tái cấu trúc ngành công nghiệp dầu mỏ của Nga bắt đầu: Các nước phương tây bắt đầu thành lập các công ty dầu khí hợp nhất theo chiều dọc để kiểm soát việc khai thác và chế biến dầu, cũng như phân phối các sản phẩm dầu thu được từ đó.
1.2. Mục tiêu và mục tiêu của địa chất mỏ dầu khí
Trong một thời gian dài, các cửa hàng dầu khí tự nhiên đã đáp ứng đầy đủ nhu cầu của nhân loại. Tuy nhiên, sự phát triển hoạt động kinh tế con người đòi hỏi ngày càng nhiều nguồn năng lượng. Với nỗ lực tăng lượng dầu tiêu thụ, người ta bắt đầu đào giếng ở những nơi có biểu hiện dầu trên bề mặt, rồi tiến hành khoan giếng. Đầu tiên, chúng được đặt ở nơi dầu tràn lên bề mặt trái đất. Nhưng số lượng những nơi như vậy là có hạn. Vào cuối thế kỷ trước, một phương pháp tìm kiếm mới đầy hứa hẹn đã được phát triển. Việc khoan bắt đầu được thực hiện trên một đường thẳng nối hai giếng đã sản xuất dầu.
Tại các khu vực mới, việc tìm kiếm các mỏ dầu và khí đốt được thực hiện gần như mù quáng, từ bên này sang bên kia. Nhà địa chất người Anh K. Craig đã để lại những ký ức kỳ lạ về việc đặt giếng.
Các nhà quản lý khoan và các nhà quản lý hiện trường đã cùng nhau chọn một vị trí và cùng xác định khu vực sẽ đặt giếng trong đó. Tuy nhiên, với sự thận trọng thông thường trong những trường hợp như vậy, không ai dám chỉ ra điểm bắt đầu khoan. Sau đó, một trong những người có mặt, được phân biệt bởi sự dũng cảm tuyệt vời, nói, chỉ vào một con quạ đang bay lượn phía trên họ: “Các quý ông, nếu quý vị không quan tâm, hãy bắt đầu khoan xem con quạ ngồi ở đâu ...”. Đề nghị đã được chấp nhận. Cái giếng hóa ra cực kỳ thành công. Nhưng nếu quạ bay xa hơn cả trăm thước về phía đông thì cũng chẳng hy vọng gì gặp được dầu ... Rõ ràng là việc này không thể diễn ra lâu dài, vì việc khoan mỗi giếng tốn hàng trăm ngàn đô la. Vì vậy, câu hỏi đặt ra là khoan giếng ở đâu để tìm kiếm chính xác dầu khí.
Điều này đòi hỏi sự giải thích về nguồn gốc của dầu và khí đốt, tạo động lực mạnh mẽ cho sự phát triển của địa chất - khoa học về thành phần và cấu trúc của Trái đất, cũng như các phương pháp tìm kiếm và thăm dò các mỏ dầu khí.
Địa chất mỏ dầu khí là ngành địa chất nghiên cứu chi tiết các mỏ và mỏ dầu khí ở trạng thái ban đầu (tự nhiên) và trong quá trình phát triển nhằm xác định tầm quan trọng kinh tế quốc gia và sử dụng hợp lý lòng đất. . Từ định nghĩa này có thể thấy rằng địa chất mỏ dầu khí tiếp cận nghiên cứu trầm tích và lắng đọng hydrocacbon (HC) theo hai quan điểm.
Trước hết, các mỏ hydrocacbon cần được coi là ở trạng thái tĩnh như các đối tượng địa chất tự nhiên để thiết kế phát triển trên cơ sở tính toán trữ lượng và đánh giá năng suất của giếng và hồ chứa / điều kiện địa chất tự nhiên /.
Thứ hai, các mỏ hydrocacbon cần được xem xét ở trạng thái động, vì khi đi vào hoạt động sẽ bắt đầu các quá trình chuyển động của dầu, khí và nước đến các lỗ đáy của giếng sản xuất và từ đáy của giếng phun. Đồng thời, rõ ràng các đặc điểm của động học vật thể không chỉ được đặc trưng bởi các đặc tính địa chất tự nhiên của trầm tích (tức là các tính chất ở trạng thái tĩnh), mà còn bởi các đặc điểm của hệ thống kỹ thuật (tức là hệ thống phát triển. ). Nói cách khác, mỏ dầu khí đưa vào khai thác là một tổng thể không thể tách rời, bao gồm hai thành phần: địa chất (bản thân mỏ) và kỹ thuật (hệ thống kỹ thuật được thiết kế để khai thác mỏ). Chúng tôi sẽ gọi toàn bộ đây là một khu phức hợp địa chất và kỹ thuật (GTC).
Đặc điểm địa chất mỏ dầu khí, bao gồm trong, Cái gì cô ấy rộng sử dụng các khái niệm lý thuyết và dữ liệu thực tế thu được bằng các phương pháp của các ngành khoa học khác, và trong các kết luận và khái quát của nó thường dựa vào các khuôn mẫu được thiết lập trong các ngành khoa học khác.
Bàn thắngđịa chất dầu khí Chúng tôi trong điều kiện địa chất về các cách thức tổ chức sản xuất dầu khí hiệu quả nhất, đảm bảo sử dụng hợp lý và bảo vệ lòng đất và môi trường. Mục tiêu chính này đạt được bằng cách nghiên cứu cấu trúc bên trong của mỏ dầu khí và các mô hình thay đổi của nó trong quá trình phát triển.
Mục tiêu chính được chia thành một số thành phần, đóng vai trò là các mục tiêu riêng của địa chất mỏ dầu khí, bao gồm:
mô hình địa chất thực địa của tiền gửi
tính toán dự trữ dầu, khí đốt và nước ngưng tụ;
chứng minh địa chất của hệ thống phát triển mỏ dầu khí;
chứng minh địa chất của các biện phápđể nâng cao hiệu quả phát triển và thu hồi dầu, khí hoặc nước ngưng;
chứng minh của sự phức hợp của các quan sát trong quá trình tìm tòi và phát triển.
bảo vệ lớp đất dưới đất mỏ dầu khí;
dịch vụ địa chất của quá trình khoan giếng nước;
cải tiến phương pháp luận và cơ sở phương pháp luận của riêng mình.
Trong số này có thể phân biệt được ba loại nhiệm vụ:
nhiệm vụ khoa học cụ thểđịa chất dầu khí, hướng tới đối tượng tri thức;
nhiệm vụ có phương pháp;
nhiệm vụ phương pháp luận.
1. Nghiên cứu thành phần và tính chất của đá tạo ra các trầm tích sản xuất, cả chứa và không chứa dầu và khí đốt; nghiên cứu về thành phần và tính chất của dầu, khí và nước, các điều kiện địa chất và nhiệt động lực học về sự xuất hiện của chúng. Cần đặc biệt chú ý đến sự thay đổi của thành phần, tính chất và điều kiện xuất hiện của đá và chất lỏng bão hòa chúng, cũng như các quy luật mà sự biến đổi này phải tuân theo.
2. Nhiệm vụ lựa chọn(dựa trên lời giải của các bài toán thuộc nhóm thứ nhất) các thể địa chất tự nhiên, xác định hình dạng, kích thước, vị trí của chúng trong không gian, v.v ... Trong trường hợp này, người ta phân biệt các lớp, các lớp, các chân trời, các đới thay thế hồ chứa, v.v ... Nói chung , nhóm này kết hợp các nhiệm vụ nhằm xác định cấu trúc chính của một khoản tiền gửi hoặc tiền gửi.
3. Nhiệm vụ chia nhỏ các cơ quan địa chất tự nhiên thành các cơ quan có điều kiện, có tính đến yêu cầu và khả năng về thiết bị, công nghệ và kinh tế của ngành dầu khí. Điều quan trọng nhất ở đây sẽ là các nhiệm vụ thiết lập các điều kiện và các giá trị ranh giới khác của các cơ quan địa chất tự nhiên (ví dụ, để phân tách các loại đá có năng suất cao, trung bình và thấp).
4. Các nhiệm vụ liên quan đến việc xây dựng bảng phân loại của Ủy ban Hải quan Nhà nước theo nhiều tính năng, và chủ yếu bởi các loại cấu trúc bên trong của tiền gửi và tiền gửi.
5. Các nhiệm vụ liên quan đến nghiên cứu bản chất, đặc điểm, mô hình mối quan hệ giữa cấu trúc và chức năng của SCC, I E. ảnh hưởng của cấu trúc và tính chất của vỉa đến các chỉ tiêu của quá trình phát triển và các đặc điểm của cấu trúc và các thông số của thành phần kỹ thuật, cũng như đến các chỉ tiêu hoạt động của GTC nói chung (tính ổn định của quá trình khai thác dầu khí , tốc độ phát triển, chi phí sản xuất, thu hồi dầu cuối cùng, v.v.).
Các nhiệm vụ có phương pháp phát triển thiết bị phương pháp luận cho địa chất mỏ dầu khí, tức là cải tiến cũ và tạo ra các phương pháp mới để giải quyết các vấn đề cụ thể-lĩnh vực khoa học-địa chất.
Sự cần thiết của một giải pháp nhiệm vụ phương pháp luận nảy sinh do thực tế từ thời đại này sang thời đại khác, từ thời kỳ này sang thời kỳ khác, các chuẩn mực kiến thức, phương pháp tổ chức tri thức, phương pháp công việc khoa học. Trong thời đại của chúng ta, sự phát triển của khoa học là vô cùng nhanh chóng. Trong điều kiện đó, để bắt kịp với nhịp độ phát triển chung của khoa học, cần phải có ý niệm về khoa học dựa trên cơ sở nào, tri thức khoa học được xây dựng và xây dựng lại như thế nào. Nhận được câu trả lời cho những câu hỏi này là bản chất của phương pháp . Phương pháp luận là một cách hiểu về cấu trúc của khoa học và các phương pháp làm việc của nó. Phân biệt phương pháp luận của khoa học chung và phương pháp luận của khoa học riêng.
KIẾN TRÚC 2
NGUỒN NHIÊN LIỆU TỰ NHIÊN
Dầu là một chất lỏng nhờn, dễ cháy, có mùi đặc trưng, bao gồm hỗn hợp các hydrocacbon, chứa không quá 35% các chất nhựa dẻo và nằm trong đá vỉa ở trạng thái tự do. Dầu chứa 8287% carbon, 1114% hydro (theo trọng lượng), oxy, nitơ, carbon dioxide, lưu huỳnh và một lượng nhỏ clo, iốt, phốt pho, asen, v.v.
Các hydrocacbon được phân lập từ các loại dầu khác nhau thuộc ba dòng chính: mêtan, naphthenic và thơm:
metan (parafin) có công thức chung là C n H 2 n +2;
naphthenic - C n H 2 n;
thơm - C n H 2 n -6.
Các hydrocacbon của dãy metan chiếm ưu thế (metan CH 4, etan C 2 H 6, propan C 3 H 8 và butan C 4 H 10), ở áp suất khí quyển và nhiệt độ bình thườngở trạng thái khí.
Pentan C 5 H 12, hexan C 6 H 14 và heptan C 7 H 16 không bền, chúng dễ dàng chuyển từ trạng thái khí sang thể lỏng và ngược lại. Các hiđrocacbon từ C 8 H 18 đến C 17 H 36 là chất lỏng.
Các hiđrocacbon chứa hơn 17 nguyên tử cacbon (C 17 H 36 -C 37 H 72) là chất rắn (parafin, nhựa, nhựa đường).
Phân loại dầu
Tùy thuộc vào hàm lượng hydrocacbon nhẹ, nặng và rắn, cũng như các tạp chất khác nhau, dầu được chia thành các lớp và phân lớp. Điều này có tính đến hàm lượng lưu huỳnh, nhựa và parafin.
Theo hàm lượng lưu huỳnh dầu được chia thành:
lưu huỳnh thấp (0 ≤S≤0,5%);
lưu huỳnh trung bình (0,5
lưu huỳnh (1
chua (S> 3%).
Sáp dầu mỏ-nó là một hỗn hợp của các hydrocacbon rắn hai nhóm khác biệt rõ rệt về tính chất - parafinC 17 H 36 -TỪ 35 H 72 Và ceresin C 36 H 74 - C 55 H 112 . Điểm nóng chảy của đầu tiên 27-71 ° C, thứ hai- 65-88 ° C. Ở cùng một nhiệt độ nóng chảy, ceresin có tỷ trọng và độ nhớt cao hơn. Hàm lượng parafin trong dầu có khi đạt từ 13-14% trở lên.
Đơn vị dầu thế giới
1 thùng tùy theo tỷ trọng khoảng 0,136 tấn dầu
1 tấn dầu khoảng 7,3 thùng
1 thùng = 158,987 lít = 0,158 m3
1 mét khối khoảng 6,29 thùng
Tính chất vật lý dầu
Tỉ trọng(khối lượng thể tích) - tỷ số giữa khối lượng của một chất với thể tích của nó. Khối lượng riêng của dầu vỉa là khối lượng dầu được chiết xuất lên bề mặt từ ruột với việc bảo quản các điều kiện của vỉa, trên một đơn vị thể tích. Đơn vị khối lượng riêng trong hệ SI được biểu thị bằng kg / m 3. ρ n \ u003d m / V
Theo tỷ trọng của dầu, chúng được chia thành 3 nhóm:
dầu nhẹ (với tỷ trọng từ 760 đến 870 kg / m 3)
dầu trung bình (871-970 kg / m 3)
nặng (trên 970 kg / m 3).
Tỷ trọng của dầu trong điều kiện vỉa nhỏ hơn tỷ trọng của dầu đã khử khí (do hàm lượng khí trong dầu và nhiệt độ tăng).
Tỷ trọng được đo bằng tỷ trọng kế. Tỷ trọng kế - một thiết bị để xác định khối lượng riêng của chất lỏng theo độ sâu của phao (một ống có vạch chia và trọng lượng ở đáy). Trên quy mô của tỷ trọng kế, các vạch chia được vẽ biểu thị tỷ trọng của dầu nghiên cứu.
Độ nhớt- thuộc tính của chất lỏng hoặc chất khí để chống lại sự chuyển động của một số hạt của nó so với những hạt khác.
Hệ số nhớt động lực học ( ). là lực ma sát trên một đơn vị diện tích của các lớp chất lỏng tiếp xúc với nhau tại một gradient vận tốc bằng 1 / Pa s, 1P (poise) = 0,1 Pa s.
Tương hỗ của độ nhớt động lực học gọi là tính lưu động.
Độ nhớt của chất lỏng cũng được đặc trưng hệ số nhớt động học , I E. tỷ số giữa độ nhớt động lực học và khối lượng riêng của chất lỏng. Trong trường hợp này, m 2 / s được lấy làm đơn vị. Stokes (St) \ u003d cm 2 / s \ u003d 10 -4 m 2 / s.
Trong thực tế, thuật ngữ này đôi khi được sử dụng có điều kiện (tương đối)độ nhớt, là tỷ số giữa thời gian chảy ra của một thể tích chất lỏng nhất định với thời gian chảy ra của cùng một thể tích nước cất ở nhiệt độ 20 0 C.
Độ nhớt của dầu dự trữ là một đặc tính của dầu xác định mức độ lưu động của dầu trong điều kiện vỉa và ảnh hưởng đáng kể đến năng suất và hiệu quả của việc phát triển vỉa.
Độ nhớt của dầu chứa của các cặn khác nhau thay đổi từ 0,2 đến 2000 mPa s hoặc hơn. Các giá trị phổ biến nhất là 0,8-50 mPa s.
Độ nhớt giảm khi nhiệt độ tăng, lượng khí hydrocacbon hòa tan tăng.
Theo độ nhớt, dầu được phân biệt
độ nhớt thấp - n
độ nhớt thấp - 1
với độ nhớt tăng-5
độ nhớt cao - n> 25 mPa s.
Độ nhớt phụ thuộc vào thành phần hóa học và thành phần phân đoạn của dầu và hàm lượng hắc ín (hàm lượng các chất nhựa dẻo trong đó).
Áp suất bão hòa (bắt đầu hóa hơi) của dầu vỉa là áp suất bắt đầu giải phóng những bọt khí hòa tan đầu tiên ra khỏi nó. Dầu dự trữ được gọi là bão hòa nếu nó ở áp suất của vỉa bằng áp suất bão hòa của chưa bão hòa - nếu áp suất của vỉa cao hơn áp suất bão hòa. Giá trị của áp suất bão hòa phụ thuộc vào lượng khí hòa tan trong dầu, vào thành phần và nhiệt độ vỉa của nó.
Áp suất bão hòa được xác định bằng kết quả nghiên cứu mẫu dầu sâu và đồ thị thực nghiệm.
G\ u003d Vg / V b.s.
Hàm lượng khí thường được biểu thị bằng m 3 / m 3 hoặc m 3 / t.
Hệ số khí mỏ G là lượng khí sinh ra tính bằng m3 trên 1 m3 (t) dầu đã khử khí. Nó được xác định dựa trên dữ liệu về sản lượng dầu và khí đồng hành trong một khoảng thời gian nhất định. Có các yếu tố khí: ban đầu, được xác định cho tháng đầu tiên vận hành giếng, dòng điện - trong một khoảng thời gian bất kỳ và trung bình cho khoảng thời gian từ khi bắt đầu phát triển đến bất kỳ ngày tùy ý nào.
Sức căng bề mặt -đây là lực tác động trên một đơn vị chiều dài của đường viền giao diện và có xu hướng giảm bề mặt này đến mức tối thiểu. Đó là do lực hút giữa các phân tử (với SI J / m 2; N / m hoặc dyn / cm) đối với dầu 0,03 J / m 2, N / m (30 dyne / cm); đối với nước 0,07 J / m 2, N / m (73 dynes / cm). Sức căng bề mặt càng lớn thì độ dâng mao dẫn của chất lỏng càng lớn. Sức căng bề mặt của nước lớn hơn dầu gần 3 lần, điều này quyết định tốc độ khác nhau chuyển động của chúng qua các mao mạch. Tính chất này ảnh hưởng đến tính đặc thù của sự phát triển tiền gửi.
Capillarity- khả năng chất lỏng dâng lên hoặc hạ xuống trong các ống có đường kính nhỏ dưới tác dụng của lực căng bề mặt.
Р = 2σ / r
P là áp suất nâng; σ - sức căng bề mặt; r –
bán kính mao dẫn .
h= 2σ / rρ
g
h - nâng tạ; ρ – mật độ chất lỏng; g - Gia tốc trọng lực.
Màu dầu thay đổi từ nâu nhạt đến nâu đậm và đen.
Một đặc tính chính khác của dầu là bay hơi. Dầu mất các phân đoạn nhẹ nên phải được bảo quản trong các bình kín.
Hệ số nén dầu β n là sự thay đổi thể tích của dầu chứa với sự thay đổi áp suất 0,1 MPa.
Nó đặc trưng cho tính đàn hồi của dầu và được xác định từ tỷ lệ
trong đó V 0 - thể tích ban đầu của dầu; ΔV- thay đổi thể tích của dầu với sự thay đổi áp suất Δр;
Thứ nguyên β n -Pa -1.
Hệ số nén của dầu tăng khi hàm lượng các phân đoạn dầu nhẹ và lượng khí hòa tan tăng lên, nhiệt độ tăng, áp suất giảm và có các giá trị (6-140) 10-6 MPa -1. Đối với hầu hết các loại dầu chứa, giá trị của nó là (6-18) 10 -6 MPa -1.
Dầu đã khử khí được đặc trưng bởi hệ số nén tương đối thấp β n = (4-7) 10 -10 MPa -1.
Hệ số sự giãn nở nhiệt n là mức độ giãn nở của dầu khi nhiệt độ thay đổi 1 ° C
n = (1/ Vo) (V / t).
Kích thước - 1 / ° С. Đối với hầu hết các loại dầu, các giá trị của hệ số giãn nở nhiệt nằm trong khoảng từ (1-20) * 10 -4 1 / ° C.
Hệ số giãn nở nhiệt của dầu phải được tính đến khi phát triển cặn ở chế độ nhiệt động lực học không tĩnh khi vỉa tiếp xúc với các tác nhân nóng hoặc lạnh khác nhau.
Hệ số thể tích dầu dự trữb cho biết thể tích chiếm bao nhiêu phần trăm trong điều kiện hồ chứa 1 m
3
dầu đã khử khí:
b n = V pl.n / V deg \ u003d n./ pl.n
Ở đâu V sq.n - khối lượng dầu trong điều kiện vỉa; Vdeg là thể tích của cùng một lượng dầu sau khi khử khí ở áp suất khí quyển và t = 20 ° C; pl.p - khối lượng riêng của dầu trong điều kiện vỉa; -tỷ trọng của dầu ở điều kiện tiêu chuẩn.
Sử dụng hệ số thể tích, có thể xác định "độ co ngót" của dầu, tức là, xác định sự giảm thể tích của dầu vỉa khi nó được chiết xuất lên bề mặt. Dầu co ngót U
U = (bn-1) / bn * 100
Khi tính trữ lượng dầu theo phương pháp thể tích, sự thay đổi thể tích của dầu vỉa trong quá trình chuyển đổi từ điều kiện vỉa sang điều kiện bề mặt được tính đến bằng cách sử dụng cái gọi là hệ số chuyển đổi.
hệ số chuyển đổi là nghịch đảo của hệ số thể tích dầu vỉa. 
= 1 / b = Vdeg / Vb.s. = b.s. / n
CƠ SỞ ĐỊA CHẤT SẢN XUẤT VÀ PHÁT TRIỂN LĨNH VỰC DẦU KHÍ 1 trang
Địa chất mỏ dầu khí (NGPG) là một ngành địa chất nghiên cứu chi tiết các mỏ và mỏ dầu khí ở trạng thái ban đầu (tự nhiên) và trong quá trình phát triển nhằm xác định tầm quan trọng kinh tế quốc gia và sử dụng hợp lý. của lớp đất dưới đất.
Các mục tiêu chính của NGPG như sau:
Mô hình địa chất thực địa của các mỏ;
Cơ cấu trữ lượng dầu, khí và nước ngưng;
Chứng minh địa chất của hệ thống phát triển các mỏ dầu khí;
Chứng minh địa chất về các biện pháp nâng cao hiệu quả phát triển và thu hồi dầu, khí hoặc nước ngưng.
Nhiệm vụ của NGPG là giải quyết các vấn đề khác nhau liên quan đến: thu thập thông tin về đối tượng nghiên cứu; với việc tìm kiếm các mẫu kết hợp các sự kiện khác nhau được quan sát về cấu trúc và hoạt động của khoản tiền gửi thành một tổng thể duy nhất; trong việc tạo ra các phương pháp xử lý, tóm tắt và phân tích các kết quả quan sát và nghiên cứu; trong việc đánh giá hiệu quả của các phương pháp này trong các điều kiện địa chất khác nhau, v.v.
Hướng dẫn phương pháp luận này cung cấp 11 công trình thí nghiệm, việc thực hiện chúng cho phép bạn nắm vững một số phương pháp thu thập và xử lý thông tin địa chất và thực địa, hiểu nhiều khái niệm chính về địa chất thực địa, chẳng hạn như: vỉa dầu và khí, ranh giới mỏ, tính không đồng nhất của địa tầng sản xuất, giới hạn có điều kiện của hồ chứa, sự không hoàn hảo của giếng, áp suất của hồ chứa, đặc điểm lọc của hồ chứa (tính thấm, độ dẫn thủy lực,
piezoconductivity), giản đồ chỉ thị, đường cong phục hồi áp suất (PRC), động lực phát triển, hệ số thu hồi dầu.
Phòng thí nghiệm công việc số 1 Xác định vị trí ranh giới của hồ chứa dầu từ dữ liệu
khoan giếng
Bộc lộ cấu trúc bên trong của hồ chứa theo các phép đo, quan trắc và xác định là nhiệm vụ xây dựng mô hình cấu trúc hồ chứa. Một bước quan trọng trong việc giải quyết vấn đề này là việc vẽ các ranh giới địa chất. Hình thức và loại tiền gửi phụ thuộc vào bản chất của ranh giới địa chất giới hạn nó.
Ranh giới địa chất bao gồm các bề mặt: cấu trúc,
gắn liền với sự tiếp xúc của các loại đá có tuổi và thạch học khác nhau; sự bất chỉnh hợp địa tầng; rối loạn kiến tạo; cũng như các bề mặt ngăn cách đá vỉa (RC) theo bản chất bão hòa của chúng, tức là các tiếp điểm nước-dầu, khí-dầu và khí-nước (WOC, GOC, GWC). Hầu hết các mỏ dầu và khí đốt có liên quan đến cấu trúc kiến tạo(nếp gấp, thang máy, mái vòm, v.v.), hình dạng của chúng xác định hình dạng của khoản tiền gửi.
Các dạng kết cấu, bao gồm dạng bề mặt kết cấu (mái và đáy trầm tích) được kiểm tra bằng cách sử dụng bản đồ kết cấu.
Dữ liệu ban đầu để xây dựng bản đồ cấu trúc là sơ đồ vị trí giếng và độ lớn của các dấu tuyệt đối của bề mặt được lập bản đồ trong mỗi giếng. Độ cao tuyệt đối là khoảng cách thẳng đứng từ mực nước biển đến bề mặt được lập bản đồ:
H = (A + Al) -L, (1.1)
trong đó A là độ cao đầu giếng, L là độ sâu của bề mặt được ánh xạ trong giếng, D1 là độ giãn dài của giếng do độ cong.
Phương pháp tam giác là cách xây dựng bản đồ cấu trúc truyền thống.
Ranh giới của các trầm tích liên quan đến tính không đồng nhất của các hồ chứa được vẽ dọc theo các đường dọc theo đó PK thấm của hệ tầng sản sinh, do sự biến đổi tướng, làm mất các đặc tính của vỉa và trở nên không thấm, hoặc hệ tầng đã bị chèn ép hoặc rửa sạch. Với một số lượng nhỏ giếng, vị trí của đường thay thế vỉa, đường nêm hoặc đường xói mòn được quy ước vẽ ở một nửa khoảng cách giữa các cặp giếng, trong đó một trong số đó là vỉa bằng đá, còn phần kia - đá không thấm hoặc hồ chứa không bị bồi lắng hoặc xói mòn ở đây.
Vị trí chính xác hơn của đường chuyển tiếp tướng của các hồ chứa được xác định trên bản đồ về sự thay đổi các thông số của hồ chứa: độ xốp,
tính thấm, biên độ điện thế phân cực tự phát
(SP), v.v., mà giới hạn tiêu chuẩn được thiết lập, tức là giá trị của thông số mà tại đó hồ chứa bị mất các đặc tính của hồ chứa.
Vị trí của WOC trong tiền gửi được chứng minh bằng cách xây dựng chương trình đặc biệt. Giếng được coi là đầu tiên. mang thông tin về vị thế của VNK. Đây là những giếng nằm trong vùng dầu-nước, trong đó WOC có thể được xác định từ dữ liệu khai thác giếng. Giếng từ dầu hoàn toàn và từ các vùng nước cũng được sử dụng, trong đó, phần đáy và phần trên của hệ tầng nằm gần OWC.
Các cột của các giếng đã chọn được áp dụng cho sơ đồ, cho biết bản chất của độ bão hòa vỉa (dầu, khí hoặc nước) theo dữ liệu ghi nhật ký, khoảng thời gian thủng và kết quả thử nghiệm giếng. Dựa trên thông tin này, một đường được chọn và vẽ hoàn toàn tương ứng với vị trí của OWC.
Trên bình đồ (bản đồ), ranh giới của mỏ là đường bao của hàm lượng dầu khí. Có các đường bao bên ngoài và bên trong của hàm lượng dầu khí. Đường bao bên ngoài là đường giao nhau của WOC (GWC, GOC) với đỉnh của hồ chứa và đường bao trong là đường giao của WOC (GWC, GOC) với đáy của hồ chứa. Đường bao bên ngoài được tìm thấy trên bản đồ cấu trúc dọc theo đỉnh hệ tầng và đường viền bên trong được tìm thấy trên bản đồ cấu trúc dọc theo đáy hệ tầng. Trong đường viền bên trong có phần chứa dầu hoặc khí, giữa đường viền bên trong và bên ngoài có phần nước-dầu hoặc nước-khí.
Với WOC nằm ngang (GOC, GWC), vị trí của các đường đồng mức dầu khí được tìm thấy trên các bản đồ cấu trúc gần
isohypse tương ứng tương ứng với
vị trí tiếp xúc hypsometric. Khi tiếp xúc nằm ngang, các đường đồng mức không cắt ngang các đường đẳng tích.
Nếu chân trời sản xuất bao gồm nhiều lớp, được đặc trưng bởi sự không đồng đều về mặt thạch học không liên tục
cấu trúc, sau đó vị trí của các đường bao chứa dầu nói chung cho đường chân trời được xác định bằng cách kết hợp các bản đồ cấu trúc dọc theo phần trên cùng của mỗi lớp (các bản đồ này cũng hiển thị ranh giới thay thế vỉa và đường bao chứa dầu cho lớp này).
Trên bản đồ kết hợp, ranh giới trầm tích có hình dạng phức tạp thu được, đi qua một số khu vực dọc theo đường thay thế của các hồ chứa và ở những khu vực khác - dọc theo đường của đường bao bên ngoài trong các lớp khác nhau.
Các dữ liệu ban đầu cho công việc đề xuất là: một bảng thông tin về độ cao đầu giếng, độ giãn dài, độ sâu của mái hệ tầng, bề dày hệ tầng, độ sâu OWC; bố cục tốt.
1. Xác định độ cao tuyệt đối của mái và đáy của hệ tầng.
2. Tính dấu tuyệt đối của sự tiếp xúc giữa nước và dầu trong các giếng và biện minh cho vị trí của sự tiếp xúc giữa nước và dầu cho toàn bộ cặn lắng.
E. Xác định ranh giới phân bố các hồ chứa trên sơ đồ vị trí giếng.
4. Xây dựng bản đồ cấu trúc cho đỉnh và đáy của hệ tầng và phân tích chúng.
5. Thể hiện vị trí của các đường bao bên ngoài và bên trong của hàm lượng dầu trên các bản đồ kết cấu đã chỉ định.
6. Mô tả loại mỏ dầu và chứng minh vị trí của nó trong các phân loại hiện đại về mỏ dầu và khí đốt.
VÍ DỤ. Xác định ranh giới của trầm tích trên một bố trí giếng nhất định theo số liệu khoan và khảo sát địa vật lý (Bảng 1.1), độ sâu của OWC.
Bảng 1.1
| Kskv | Độ cao, m | Độ giãn dài, m | Chiều sâu mái, m | Độ dày, m | Áp lực độ cao mái nhà, m | Áp lực dấu duy nhất, 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 |
Độ sâu đón WOC bằng cách khai thác được xác định ở ba giếng: giếng 2 (2120,3m), giếng 7 (2124,4m) và giếng 6 (2121,5m).
Tiến độ công việc:
Theo công thức (1.1), các điểm tuyệt đối của đỉnh hệ tầng được xác định (kết quả tính toán cho trong Bảng 1.1). Công thức tương tự được áp dụng để xác định mốc tuyệt đối của tiếp xúc với nước, là âm 1998m trong cả ba giếng.
Giả sử rằng bề mặt của OWC là phẳng và nằm ngang, thì dữ liệu từ ba giếng là đủ để xác định hồ chứa, vì mặt phẳng được xác định bởi ba điểm.
Dấu tuyệt đối của đáy hệ tầng trong trường hợp này dễ dàng xác định hơn bằng cách sử dụng dữ liệu về chiều dày của vỉa (kết quả tính toán được trình bày trong Bảng 1.1). Các bản đồ cấu trúc dọc theo đỉnh và đáy của hệ tầng được xây dựng theo các dấu tuyệt đối của các bề mặt được chỉ định (Hình 1.1 và 1.2).
Các bản đồ cho thấy một cấu trúc ngược dòng kéo dài theo hướng dưới mặt đất, phức tạp bởi hai mái vòm. Cấu trúc là một bẫy hydrocacbon trong điều kiện thuận lợi khác.
Đường bao bên ngoài của hàm lượng dầu được vẽ trên bản đồ cấu trúc dọc theo đỉnh của vỉa, và đường bao bên trong của hàm lượng dầu được vẽ trên bản đồ cấu trúc dọc theo đáy của vỉa dọc theo đường cách ly -1998m.
Các đường viền của khoản tiền gửi không được đóng lại. Theo phần được nghiên cứu của trầm tích, nó có thể được đặc trưng như một vòm hồ chứa, vì nó được giới hạn trong vòm của cấu trúc, các PC có cấu trúc đồng nhất và chiều dày nhỏ.
Vùng dầu được giới hạn bởi đường bao bên trong của khả năng chịu dầu, và vùng dầu được giới hạn bởi đường bao bên trong và bên ngoài của khả năng chịu dầu.
Phòng thí nghiệm số 2 Xác định tính không đồng nhất vĩ mô của đường chân trời sản xuất
Mục đích của công việc này là giới thiệu khái niệm về tính không đồng nhất địa chất bằng cách sử dụng ví dụ về tính không đồng nhất vĩ mô, được tính đến khi xác định các cơ sở sản xuất và lựa chọn hệ thống phát triển. Việc phát triển các phương pháp nghiên cứu tính không đồng nhất địa chất và tính đến nó khi tính trữ lượng và phát triển các mỏ là nhiệm vụ quan trọng nhất của địa chất thương mại.
Dưới sự không đồng nhất về địa chất hiểu được sự biến đổi đặc điểm tự nhiên dầu và khí đá bão hòa trong mỏ. Sự không đồng nhất về địa chất có tác động rất lớn đến việc lựa chọn hệ thống phát triển và đến hiệu quả khai thác dầu từ lòng đất, đến mức độ tham gia của thể tích vỉa vào quá trình thoát nước.
Có hai dạng không đồng nhất địa chất chính: tính không đồng nhất vĩ mô và tính không đồng nhất vi mô.
Tính đồng nhất vĩ mô phản ánh hình thái của sự xuất hiện của đá vỉa trong thể tích vỉa, tức là đặc trưng cho sự phân bố của những người sưu tập và không sưu tập trong đó.
Để nghiên cứu tính đồng nhất vĩ mô, dữ liệu ghi chép cho tất cả các giếng khoan được sử dụng. Đánh giá đáng tin cậy về tính đồng nhất vĩ mô chỉ có thể đạt được nếu có mối tương quan chi tiết đủ điều kiện của phần sản xuất của các đoạn giếng.
Tính không đồng nhất vĩ mô được nghiên cứu theo chiều dọc (dọc theo độ dày của đường chân trời) và dọc theo sự tấn công của các lớp (dọc theo khu vực).
Về độ dày, tính đồng nhất vĩ mô được biểu hiện ở sự chia nhỏ của đường chân trời sản xuất thành các lớp riêng biệt và các lớp xen kẽ.
Cùng với sự tấn công, tính đồng nhất vĩ mô thể hiện ở sự thay đổi độ dày của đá vỉa lên đến không, tức là sự hiện diện của các khu vực không có hồ chứa (thay thế thạch học hoặc cắt bỏ). Trong trường hợp này, bản chất của các vùng phân bố của những người thu gom có tầm quan trọng lớn.
Tính không đồng nhất vĩ mô được hiển thị bằng các cấu trúc đồ họa và các chỉ số định lượng.
Về mặt đồ họa, tính đồng nhất vĩ mô theo chiều dọc (dọc theo chiều dày của đối tượng) được hiển thị bằng cách sử dụng các cấu hình địa chất (Hình 2.1.) Và các lược đồ tương quan chi tiết. Theo khu vực, nó được hiển thị bằng cách sử dụng bản đồ phân bố các hồ chứa của mỗi lớp (Hình 2.2.), Cho thấy ranh giới của các khu vực phân bố của hồ chứa và không chứa hồ chứa, cũng như các khu vực hợp lưu của các lớp lân cận.
 |
Hình.2.2. Một mảnh bản đồ phân bố đá vỉa của một trong các lớp chân trời: 1 - các dãy giếng (H - phun; D - sản xuất), 2 - ranh giới phân bố đá vỉa, 3 - ranh giới các vùng hợp lưu, phần 4 - phân bố đá vỉa, 5 - đá vỉa không có, 6 - kết tụ của vỉa với vỉa bên trên, 7 - kết tụ của vỉa với vỉa bên dưới.
Có các chỉ số định lượng sau đây đặc trưng cho tính đồng nhất vĩ mô:
1. Hệ số chia ngăn, thể hiện số lớp trung bình
(lớp xen kẽ) của các hồ chứa trong mỏ, Kp = (X Shch) / N (2,1), trong đó n -
số lớp hồ chứa trong tôi tốt; N - số lượng giếng.
2. Tỷ lệ ròng trên tổng, cho biết tỷ lệ thể tích vỉa (hoặc độ dày thành tạo) trong tổng thể tích (độ dày) của đường chân trời sản xuất:
Kpesch = [X (Kf ^ bsht)] i / N (2.2), trong đó h ^ là chiều dày hiệu dụng của bể chứa trong
ổn; N - số lượng giếng. Tỷ lệ ròng trên tổng là một nguồn cung cấp thông tin tốt vì những lý do sau: nó có liên quan bởi các mối tương quan với nhiều thông số địa chất và vật lý khác và đặc điểm của các cơ sở sản xuất: sự phân chia, sự không liên tục của các thành tạo trong khu vực, kết nối thạch học của chúng dọc theo phần, v.v.
Là một chỉ báo về tính đồng nhất vĩ mô, có tính đến cả sự bóc tách và sạn, một chỉ báo phức tạp được sử dụng:
Hệ số đồng nhất vĩ mô: K m = (X n tôi ) / (X Chào ) (2.3), trong đó n -
tôi=1 tôi =1
số lớp thấm; h là chiều dày của các lớp thấm do giếng xuyên qua. Hệ số tính đồng nhất vĩ mô đặc trưng cho sự phân tách của đối tượng phát triển trên một đơn vị độ dày.
3. Hệ số liên kết thạch học - hệ số hợp lưu, đánh giá mức độ hợp lưu của hai tầng, K sl = S ^ / S ^ trong đó S CT - tổng diện tích các vùng hợp lưu; sj. - khu vực phân bố của những người thu gom trong khu ký gửi. Hệ số liên kết thạch học càng lớn thì mức độ liên kết thủy động lực của các lớp lân cận càng cao.
4. Hệ số phân bố của các hồ chứa trên khu vực trầm tích, đặc trưng cho mức độ xuất hiện của chúng không liên tục trong khu vực (thay thế các hồ chứa bằng đá không thấm),
K disp = SA trong đó S là tổng diện tích các vùng phân bố của các hồ chứa;
5. Hệ số phức tạp của ranh giới phân bố các hồ chứa, cần thiết để nghiên cứu và đánh giá mức độ phức tạp của cấu trúc của các hồ biến thiên không liên tục, K sl = L ^ / n, trong đó tổng chiều dài ranh giới của các khu vực có sự phân bố của các hồ chứa; P - chu vi của cặn (chiều dài của đường bao ngoài của khả năng chịu dầu). Người ta nhận thấy rằng trong các thành tạo không đồng nhất, không liên tục, vì lưới giếng được nén chặt, hệ số phức tạp liên tục giảm. Điều này cho thấy rằng ngay cả với một mạng lưới giếng khoan dày đặc, tất cả các chi tiết về sự thay đổi của hồ chứa vẫn chưa được biết rõ.
6. Ba hệ số đặc trưng cho các vùng phân bố vỉa theo điều kiện dịch chuyển dầu:
Kspl \ u003d Yasil / Yak; Kpl \ u003d S ^ S * Cl \ u003d S ^ S *
trong đó K cpl, Kpl, K l - lần lượt là hệ số lan truyền liên tục của thấu kính, nửa thấu kính và thấu kính; I spl là diện tích của các vùng phân bố liên tục, tức là vùng nhận tác động của tác nhân dịch chuyển từ ít nhất hai phía; S ra là diện tích của nửa thấu kính, tức là vùng nhận tác động đơn phương; - khu vực thấu kính không bị ảnh hưởng; K cpl + K pl + K p \ u003d 1.
Việc nghiên cứu tính đồng nhất vĩ mô giúp giải quyết các vấn đề sau khi tính trữ lượng và thiết kế phát triển: mô hình hóa hình dạng của một khối địa chất phức tạp phục vụ như một bể chứa dầu hoặc khí; xác định các khu vực có chiều dày vỉa tăng lên do sự hợp nhất của các lớp (lớp) xen kẽ, và theo đó, các vị trí có thể cho dòng chảy của dầu và khí giữa các lớp trong quá trình phát triển của mỏ; xác định tính khả thi của việc kết hợp các lớp thành một cơ sở hoạt động duy nhất; xác minh vị trí hiệu quả của sản xuất và giếng phun; dự đoán và đánh giá mức độ bao phủ của khoản tiền gửi theo sự phát triển; lựa chọn các khoản tiền gửi tương tự về tính đồng nhất vĩ mô để chuyển giao kinh nghiệm phát triển các đối tượng đã phát triển trước đó.
Dữ liệu ban đầu khi thực hiện nhiệm vụ là một bảng với dữ liệu về độ dày của chân trời và các đá vỉa mà nó được cấu tạo, cách bố trí các giếng, thông tin về vỉa (độ sâu lắng, kiểu thạch học vỉa, độ thấm của vỉa, độ nhớt của dầu , chế độ hồ chứa, kích thước hồ chứa).
1. Xây dựng bản đồ isopach cho từng lớp và đường chân trời nói chung, chỉ ra ranh giới phân bố các hồ chứa trên chúng và phân tích chúng.
3. Xác định các hệ số đặc trưng cho tính đồng nhất vĩ mô của đường chân trời.
VÍ DỤ. Xác định các hệ số của tỷ lệ ròng trên tổng, phân tích, tính đồng nhất vĩ mô cho một đường chân trời nhiều lớp.
Số liệu bảng 2.1.
| Bảng 2.1
|
Dữ liệu ước tính được trình bày trong bảng 2.2
| Bảng 2.2
|
Theo các công thức 2.1, 2.2, 2.3, ta xác định được hệ số tách rời Кр = 32/14 = 2,29; tỷ lệ ròng trên tổng Kpesch = 280/362 = 0,773;
hệ số đồng nhất vĩ mô Km = 32/280 = 0,114.
Việc sử dụng kết hợp Kp, Kpesch, Km cho phép bạn có được ý tưởng về tính đồng nhất vĩ mô của mặt cắt: càng nhiều Kp, Km và Kpesch càng nhỏ thì tính đồng nhất vĩ mô càng cao. Tương đối đồng nhất là các lớp (chân trời) với Кpesch> 0,75 và Кр< 2,1. К неоднородным соответственно относятся пласты (горизонты) с Кпесч < 0,75 и Кр >2.1. Theo các tiêu chí này, đường chân trời được xem xét trong ví dụ có thể được đặc trưng là không đồng nhất yếu (Кpesch = 0,773, Кр = 2,29)
Phòng thí nghiệm số 3 Xác định giới hạn có điều kiện của các thông số hồ chứa
Việc tính toán chính xác trữ lượng dầu và khí bao gồm việc công bố cấu trúc bên trong của đối tượng ước tính, kiến thức cần thiết để tổ chức phát triển hiệu quả các mỏ, đặc biệt, để lựa chọn hệ thống phát triển. Để xác định cấu trúc bên trong của trầm tích, cũng cần biết vị trí về ranh giới giữa vỉa và không chứa, được vẽ theo các giá trị của tính chất xốp-thấm (hoặc bất kỳ khác) của đá. , được gọi là có điều kiện.
Giới hạn có điều kiện của các thông số của hệ tầng sản xuất là giá trị ranh giới của các thông số mà theo đó đá của hệ tầng sản xuất được chia thành các vỉa và không chứa, cũng như các vỉa có các đặc điểm trường khác nhau để phân biệt một cách chắc chắn hơn trong tổng khối lượng của khoản tiền gửi là khối lượng hiệu dụng của nó nói chung và khối lượng của các năng suất khác nhau, t .e. xác định các điều kiện của hồ chứa nghĩa là xác định các tiêu chí lựa chọn trong bối cảnh của các hồ chứa và phân loại chúng theo thạch học, năng suất, v.v.
Điều kiện dự trữ là một tập hợp các yêu cầu về các thông số địa chất, vật lý, kỹ thuật, kinh tế và khai thác của mỏ, đảm bảo đạt được việc thu hồi dầu mẫu với lợi nhuận của quá trình phát triển theo quy định của pháp luật về bảo hộ lao động, lòng đất và môi trường. . Xác định các điều kiện trữ lượng được sử dụng để đánh giá tiềm năng thương mại của mỏ và phân loại trữ lượng địa chất theo ý nghĩa thương mại của chúng.
Điều kiện hồ chứa được xác định bởi một nhóm lớn các yếu tố xác định tính chất hồ chứa của đá (RP). Các thông số chính ảnh hưởng đến tính chất vỉa là độ xốp, độ thấm, dầu, khí, độ bão hòa bitum, được bổ sung bằng các thông số về hàm lượng cacbonat, hàm lượng sét, nước dư, bản chất của dầu, khí, độ bão hòa bitum, phân bố kích thước hạt, loại vật liệu di truyền, giếng thông số ghi nhật ký (GIS) - thông số bão hòa, thông số độ xốp, v.v., cũng như các chỉ số hiện trường - năng suất hoặc tỷ lệ sản xuất cụ thể. Phương pháp chứng minh điều kiện là phân tích tương quan giữa các tính chất xác định của đá theo số liệu nghiên cứu trong phòng thí nghiệm của lõi, theo số liệu khai thác giếng và nghiên cứu thủy động lực học.
Điều kiện dự trữ phụ thuộc vào nhu cầu của xã hội về nguyên liệu hydrocacbon và trình độ phát triển kỹ thuật, công nghệ sản xuất dầu, khí, bitum. Điều kiện dự trữ được chứng minh có tính đến trữ lượng cụ thể, tốc độ dòng chảy ban đầu và cuối cùng, hiệu suất dịch chuyển, hệ số thu hồi dầu (ORF), hệ thống phát triển, chi phí biên. Phương pháp chứng minh các điều kiện là tính toán kinh tế kỹ thuật cho các phương án phát triển đối tượng.
Tách người thu gom.
Một vỉa tự nhiên chứa hydrocacbon bao gồm ít nhất hai loại đá: vỉa và không chứa. Các lớp này khác nhau về cấu trúc của không gian lỗ xốp, giá trị của các thông số vật lý và bản chất của sự phân bố của chúng.
Ranh giới lớp là ranh giới của quá trình chuyển đổi định tính và định lượng từ tài sản này sang tài sản khác, độc lập với các công nghệ phát triển hồ chứa được áp dụng. Tuy nhiên, cần lưu ý rằng khi áp dụng các phương pháp kích thích mạnh vỉa có ảnh hưởng đáng kể đến cấu trúc không gian lỗ rỗng (mở rộng kênh lọc, hòa tan cacbonat trong quá trình kích thích vật lý và hóa học, tạo vết nứt, v.v.) , có thể chuyển các hồ chứa lên các lớp cao hơn và khi áp dụng các phương pháp làm dịu - cho các lớp thấp hơn.
Ở trên đã lưu ý rằng các thông số chính đặc trưng cho vỉa là độ xốp Kp, độ thấm Kp, hàm lượng nước dư Kow, đối với vỉa chứa hydrocacbon - dầu, khí, độ bão hòa bitum Kn (g, b).
Mối quan hệ giữa các thông số địa chất và thực địa là thống kê, phức tạp, bao gồm các thành phần đặc trưng cho các lớp đá hoặc hồ chứa nhất định. Khi xử lý các phụ thuộc như vậy, phương pháp bình phương nhỏ nhất được sử dụng. Thực hành đã chỉ ra rằng những phụ thuộc này được xấp xỉ bởi parabol Y = a * X b.
Sự thay đổi về bản chất của sự phụ thuộc được kiểm soát bởi sự thay đổi các hệ số của parabol đối với các phần khác nhau của trường tương quan và các giao điểm của các parabol chỉ ra vị trí của các ranh giới lớp.
Để tìm các ranh giới này, một trường tương quan thường được xây dựng trong tọa độ logarit (phương pháp tuyến tính hóa), trong đó parabol được chuyển thành đường thẳng: LgY = Lga + b * LgX. Giao điểm của các đường biểu thị ranh giới của các lớp.
Đối số và hàm nên được chọn theo ý nghĩa vật lý, ví dụ, trong cặp Kp-Kb: Kp là đối số và Kb là hàm, trong cặp Kp-Kpr: Kp là đối số, Kpr là hàm .
Để làm cơ sở cho việc xác định ranh giới của các lớp, trường tương quan Kpr \ u003d f (Kp) được khuyến nghị.
Có hai giới hạn có điều kiện. Giới hạn đầu tiên là giới hạn mà trên đó một giống có thể chứa a.w. Giới hạn thứ hai là giới hạn mà trên đó giống chó có thể cho s.v. Giới hạn thứ nhất là ranh giới dưới của hồ chứa, giới hạn thứ hai là ranh giới của hồ chứa sản xuất. Giới hạn đầu tiên được thiết lập dựa trên dữ liệu nghiên cứu thạch học và thạch học của lõi và các đặc tính vật lý của đá. Giới hạn thứ hai được thiết lập theo kết quả nghiên cứu các đặc trưng chuyển vị trên mẫu lõi, theo đường cong thấm pha, theo sự phụ thuộc của nước dư vào độ rỗng và độ thấm. Giới hạn thứ hai phải được xác nhận bằng kết quả kiểm tra giếng - so sánh độ thấm với năng suất. Sự phụ thuộc của năng suất (hoặc tốc độ sản xuất cụ thể) vào tính thấm, có tính đến tốc độ sản xuất tối thiểu, dưới đó sự phát triển không sinh lợi, cho phép chúng ta xác định giới hạn thứ ba - giới hạn công nghệ.
GIS là loại hình nghiên cứu phổ biến nhất. Theo dữ liệu khai thác giếng, các thông số chính của các hồ chứa được xác định và tiến hành phân loại chúng.
Có hai cách để chứng minh các điều kiện theo dữ liệu địa vật lý thực địa.