= = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = =
Файл: >>>>>> Скачать ТУТ!
= = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = = =
Глава I
НЕФТЬ И ГАЗ это:
Нефть и природный газ
Erdol, Ol, Rohol; ф. Образуется вместе с газообразными углеводородами см. Газы природные горючие обычно на глубине более 1, км. Вблизи земной поверхности нефть преобразуется в густую мальту , полутвёрдый асфальт и др. Нефть в залежах в различной степени насыщена газом, в основном лёгкими углеводородами см. Химический состав и физические свойства. Нефть — сложное природное образование, состоящее из углеводородов метановых, нафтеновых и ароматических и неуглеводородных компонентов в основном кислородных, сернистых и азотистых соединений. Химический состав нефти различных месторождений колеблется в широких пределах, и говорить о её среднем составе можно только условно рис. Масляные дистилляты значительно различаются по углеводородному составу. Часто нефти характеризуются значительным содержанием твёрдых углеводородов нормального строения — парафинов. Сернистые соединения нефти — сероводород, меркаптаны , сульфиды, дисульфиды, тиофаны, а также полициклические сернистые соединения разнообразной структуры. Азотистые соединения — в основном гомологи пиридина, гидропиридина и гидрохинолина. Компонентами нефти являются также газы, растворённые в ней от 30 до м 3 на 1 т нефти , вода и минеральные соли. Содержание золы минеральных веществ в большинстве нефтей не превышает десятых долей процента. Максимальные концентрации металлов в нефти не превышают сотых долей процента: Нефть растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима может образовывать с ней стойкие эмульсии. Сведения о свойствах и составе нефти используются для установления её генезиса и процессов формирования месторождений; для уточнения направлений поиска и разведки, прогнозирования качества нефти для проектирования и организации рациональной добычи, транспорта, хранения и рациональной переработки нефти. Методы исследования нефти включают определение физических свойств плотность, вязкость, температурные, оптические, электрические и др. Данные определения свойств и состава нефти находят выражение в различных их классификациях: В в CCCP приняты единые унифицированные программы исследования нефти. Они включают комплекс методов изучения свойств плотность, вязкость, температура вспышки и застывания и др. В геохимических и генетических исследованиях большое значение имеет изучение нефти на молекулярном уровне. Методы газожидкостной хроматографии позволяют изучить индивидуальный состав углеводородов бензиновых фракций; широкое распространение получила газожидкостная хроматография нефракционированной нефти в режиме программирования температуры, которая даёт распределение нормальных и изопреноидных алканов в интервале С 12 -С 35 , лежащее в основе химической типизации нефти; использование компьютерной хромато-масс-спектрометрии позволяет установить состав и концентрацию реликтовых стеранов и гопанов С 27 -С 35 , несущих исключительную генетическую информацию. Основу технологической классификации нефтей в CCCP составляют: Сочетание обозначений класса, типа, группы, подгруппы и вида составляет шифр технологической классификации нефти. За рубежом нефти сортируют в основном по плотности и содержанию серы. Происхождение и условия залегания нефти издавна привлекали внимание естествоиспытателей. Агрикола писал, что нефти и каменные угли имеют неорганическое происхождение; угли образуются путём сгущения нефти и её затвердевания. Ломоносов "О слоях земных", высказал идею о дистилляционном происхождении нефти под действием глубинного тепла из органического вещества , которое даёт начало и каменным углям. Со 2-й половины 19 века усиливается интерес к нефти в связи с развитием нефтяной промышленности , появляются разнообразные гипотезы неорганического минерального и органического происхождения нефти. В французский химик М. Бертло предположил, что нефти образуется в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы. В французский химик Г. Биассон выступил с идеей о происхождении нефти путём взаимодействия воды, CO 2 , Н 2 S с раскалённым железом. Менделеев предложил минеральную карбидную гипотезу, согласно которой возникновение нефти связано с проникновением воды вглубь Земли по разломам , где под действием её на "углеродистые металлы" — карбиды — образуются углеводороды и оксид железа. Соколов изложил гипотезу космического происхождения нефти, по которой исходным материалом для возникновения нефти служили углеводороды, содержавшиеся в газовой оболочке Земли ещё во время её звёздного состояния; по мере остывания Земли углеводороды были поглощены расплавленной магмой , а затем, с формированием земной коры , газообразные углеводороды проникли в осадочные породы, сконденсировались и образовали нефть. Были предложены гипотезы вулканического происхождения нефти Ю. Кост, , минерального мантийного образования Н. В е годы 20 века в CCCP Н. Хойл Великобритания , Т. Голд США и другие учёные выдвинули различные гипотезы неорганического происхождения нефти. На международных нефтяных и геохимических конгрессах гипотезы неорганического происхождения нефти не получили поддержки. Большинство геологов-нефтяников в CCCP и за рубежом — сторонники концепции органического происхождения нефти. В своём становлении она прошла этапы сложной внутренней борьбы представителей различных научных школ и направлений и превратилась в научную теорию, на основе которой осуществляются нефтепоисковые работы. Установление в конце 19 — начале 20 вв. В дальнейшем её развивали русские и советский учёные Н. Энглер; американские геологи Дж. Архангельский, ; в США П. В была опубликована классическая работа И. Губкина "Учение о нефти", сыгравшая огромную роль в развитии представлений о генезисе нефти и формировании её залежей. Горская, в США — Ф. Смит были открыты нефтяные углеводороды в современных осадках водоёмов различного типа в озёрах, заливах, морях, океанах. Дальнейшему прогрессу представлений о происхождении нефти способствовали работы многих учёных и коллективов исследователей разных стран: Убедительные доказательства биогенной природы нефтематеринского вещества были получены в результате детального изучения эволюции молекулярного состава углеводородов и их биохимических предшественников в исходных организмах, в органическом веществе осадков и пород и в различных нефтях из залежей. Важным явилось обнаружение в составе нефти хемофоссилий — своеобразных молекулярных структур, унаследованных целиком или в виде фрагментов от органического вещества. Изучение распределения стабильных изотопов углерода, серы, азота, кислорода, водорода в нефти, органических веществах пород и в организмах А. Галимов также подтвердило связь нефти с органическим веществом осадочных пород. Нефть представляет собой жидкую гидрофобную фазу продуктов фоссилизации захоронения органических веществ керогена в водно-осадочных отложениях. Нефтеобразование — стадийный, весьма длительный обычно много млн. Обязательным его условием является существование крупных областей погружения земной коры — осадочных бассейнов, в процессе развития которых породы, содержащие органическое вещество, могли достичь зоны с благоприятными термобарического условиями для образования нефти. Большинство исследователей выделяют ряд стадий: Заключительной является стадия разрушения и рассеивания нефти, превращения её в твёрдые битумы асфальты, озокериты и др. Основным исходным веществом нефти является планктон, обеспечивающий наибольшую биопродукцию в водоёмах и накопление в осадках органического вещества сапропелевого типа, характеризующегося высоким содержанием водорода. Генерирует нефть и гумусовое вещество, образующееся в основном из растительных остатков. Потенциально нефтематеринскими породами см. Нижняя — 3, км и характеризуется степенью углефикации органического вещества, свойственной коксовым углям. В зоне мезокатагенеза углефикация органического вещества достигает степени, отвечающей углям марки Г см. Каменный уголь , и характеризуется значительным усилением термического и или термокаталитического распада полимерлипоидных и других компонентов керогена. Образуются в большом количестве нефтяные углеводороды, в т. Они дают начало бензиновой и керосиновой фракциям нефти, значительно увеличивают подвижность микронефти. Одновременно вследствие снижения сорбционной ёмкости материнских пород, увеличения внутреннего давления в них, выделения воды при дегидратации глин усиливается перемещение микронефти в ближайшие коллекторы см. Коллекторы нефти и газа. По порам, трещинам и другим пустотам нефть движется в приподнятые участки природного резервуара — ловушки вторичная миграция , где накапливается и сохраняется длительное время под слабопроницаемыми породами-покрышками, образуя залежи. В результате гравитационной дифференциации газа, нефти и воды наиболее приподнятую часть ловушки занимает газ "газовая шапка" , ниже — нефти, под ней располагается вода. Большая часть залежей нефти связана с осадочными породами. Экранирующими породами покрышками являются глины, аргиллиты , соленосные отложения, реже — карбонатные породы. Залежи нефти чаще всего образуются: Ловушка нефти и газа , Нефтяная залежь. Нефть в залежах находится под давлением, близким к нормальному гидростатическому давлению столба минерализованной воды высотой, примерно равной глубине залегания коллектора. Известны залежи с аномально высокими и аномально низкими пластовыми давлениями. Эти аномалии формируются в гидродинамически замкнутых частях разреза. Встречаются аномальные давления, в 1, раза превышающие нормальное гидростатическое. Отмечаются и температурные аномалии, связанные главным образом с неоднородностью эндогенного теплового потока, тепловой анизотропией , а также с процессами преобразования углеводородов в залежах, конвективным переносом тепла при их формировании, процессами сжатия газа и др. Нефть залегает на глубинах от десятков метров до км, однако на глубинах свыше 4, км преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначительным количеством лёгких фракций нефти. Максимальное число залежей нефти располагается в интервале км. Практическое значение имеют залежи с извлекаемыми запасами от сотен тысяч т и более; обычно извлекаемые запасы залежей — миллионы, очень редко — миллиарды тонн. Совокупность залежей, контролируемых единым структурным элементом, образует нефтяное месторождение. Первые поисковые работы велись в местах выхода нефти и газа на поверхность. Вблизи выходов нефти закладывались неглубокие колодцы. Так были открыты первые месторождения на Апшеронском полуострове, полуострове Челекен, в Грозненском районе, на Кубани, в Фергане, на Эмбе и Ухте. Буровые скважины в ряде стран например, в Китае с 12 в. С бурение становится основным методом поисков и добычи нефти. Но ещё долгое время скважины на нефть бурились наугад. Раньше всего была выявлена связь месторождений нефти с антиклинальными зонами "линиями" , в пределах которых часто не наблюдалось поверхностных нефтегазопроявлений. Поиски нефти стали ориентироваться на антиклинальные зоны, выявление их методами геологической съёмки стало обязательным элементом поискового процесса. Вскоре выяснилось, что скопления нефти и газа располагаются не только в пределах антиклинальных линий, но связаны также с зонами развития сбросов , надвигов , угловых несогласий в залегании пород, зонами выклинивания пластов, соляными куполами, рифовыми массивами, образующими в пористых и проницаемых пластах ловушки для нефти и газа. Крупным событием явилось открытие И. Губкиным в Майкопском районе нефтяных залежей , приуроченных к погребённым русловым песчаным отложениям Антиклинальная теория преобразуется в гравитационную, согласно которой нефти и газ заполняют наиболее приподнятые части различных ловушек. В связи с этим поиски нефти и газа стали ориентировать на выявление геологических условий нахождения ловушек нефти и газа. Начинают широко использоваться структурно-геологическая съёмка, структурное бурение, а в е гг. Вместе с геофизическими методами начинают развиваться прямые геохимические методы поисков нефти и газа, вначале путём фиксации микрогазопроявлений на поверхности и в неглубоких скважинах см. Середина 20 века знаменуется выходом нефтепоисковых работ на новые геологически малоизученные территории суши, подводные окраины материков и внутреннего моря; поиски нефти в старых нефтегазоносных бассейнах ориентируются на большие глубины и геологически сложные условия надвиговые зоны, мощные накопления соли и др. Это повлекло за собой существенные изменения в методах поисков, потребовало знания не только современных геологических строений бассейнов, перспективных в нефтегазоносном отношении, ко и истории геологического развития их с палеофациальными, палеотектоническими, палеогидрогеологическими и другими реконструкциями. Теоретические представления о происхождении нефти и формировании месторождений становятся основой прогнозирования их размещения. Значительно усовершенствуются геофизические и прежде всего сейсмические методы, результаты которых позволяют строить геологические разрезы сейсмостратиграфия , картировать локальные структуры и зоны их развития. Разрабатываются и внедряются прямые геофизические методы поисков нефти и газа, основанные на геофизических эффектах, вызываемых наличием в земной коре залежей нефти или газа, усовершенствуются прямые геохимические методы поисков, используются результаты космогеологических исследований. Для решения теоретической и практической задач поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений внедряются различные математические приёмы с применением ЭВМ, позволяющие прогнозировать размещение ресурсов углеводородов и, в частности, раздельно нефти и газа, определять тем самым наиболее эффективные направления поисков и оптимальные системы размещения разведочных скважин на месторождениях. Геологоразведочные работы на нефть и газ — совокупность взаимосвязанных исследований и операций, направленных на открытие месторождений, геолого-экономическую их оценку и подготовку к разработке. Конечной целью является обеспечение народного хозяйства запасами нефти и газа , достаточными для развития добычи в установленных объёмах. Поисково-разведочные работы проводятся в определенной последовательности и делятся на 3 этапа: Региональный — изучение основных закономерностей геологического строения осадочных бассейнов или их частей и оценка перспектив нефтегазоносности крупных территорий с целью выделения первоочередных районов поисковых работ. Комплекс работ — параметрическое, опорное бурение , мелкомасштабная гравиметрическая и магнитная съёмки, сеть региональных сейсмических профилей, геохимические исследования вод и пород. В результате региональных работ выясняют площадь осадочного бассейна или его части, общую мощность осадочных образований, их возраст, наличие и распространение нефтеносных комплексов, историю геологического развития, основные тектонические элементы впадины, своды, валы , зоны региональных нарушений. Полученные данные позволяют дать прогнозную оценку нефтеносности и определить направления и задачи поискового этапа: Поисковый — выявление и подготовка перспективных структур к поисковому бурению , поиски залежей нефти газа. Для этого проводится сейсмопрофилирование, в необходимых случаях — параметрическое бурение , гравиметрическая среднемасштабная съёмка 1: На этом этапе работ производят детальное изучение разреза; устанавливают наличие и положение в разрезе продуктивных горизонтов , характер коллекторов; проводят опробование и испытание нефтенасыщенных пластов , оценку запасов открытых залежей. В результате поисков даются предварительная оценка запасов вновь открытых месторождений и рекомендации по их дальнейшей разведке. Разведочный этап — завершающий в геологоразведочном процессе. Его цель — подготовка залежи, месторождения к разработке см. По данным разведочного этапа составляется технологическая схема разработки месторождения и производится подсчёт запасов применительно к методам извлечения. На всех этапах используются материалы космической и аэрофотосъёмок, а также результаты научного обобщения материала, анализ пород, нефти, газа, вод, составление графических документов карт, разрезов и т. Поисково-разведочные работы ведут нефтегазоразведочные параметрическое, опорное, поисковое и разведочное бурение , геофизические и другие экспедиции. Эффективность геологоразведочных работ определяется удельным приростом запасов нефти т на 1 м бурения или т на 1 рубль затрат , успех работ характеризуется долей продуктивных площадей из общего числа введённых в поисково-разведочные работы и долей продуктивных скважин от общего числа пробуренных. В последнее двадцатилетие широкое развитие получили поисково-разведочные работы на море см. В современном структурном плане Земли насчитывается около бассейнов провинций площадью от нескольких тысяч до миллионов км2; суммарная площадь их около 80 млн. Промышленная нефтеносность установлена в бассейнах, остальные перспективны для поисков. В пределах нефтегазоносных бассейнов провинций выделяют области, районы и или зоны, характеризующиеся общностью условий формирования и размещения месторождений и пространственной обособленностью см. Мировые без социалистических стран разведанные запасы нефти оценивались к началу в 79,7 млрд. Распределение запасов по нефтяным месторождениям, а также по странам и регионам крайне неравномерное см. Уникальные месторождения свыше млн. Месторождения нефти выявлены на всех континентах кроме Антарктиды и на значительной площади прилегающих акваторий карта. Также неравномерно распределена и добыча: На территории CCCP месторождения нефти были известны давно, промышленная добыча начата в конце 19 — начале 20 вв. Бакинский нефтегазоносный район , на полуострове Челекен, в районе Грозного, Краснодарском крае, в Тимано-Печорском регионе, Прикаспийской впадине Эмба , Ферганской впадине, на острове Сахалин, в Прикарпатье и др. Накануне и после Великой Отечественной войны открыты и введены в разработку месторождения в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, на полуострове Мангышлак, в Предкавказье, Днепровско-Припятской впадине на Украине и в Белоруссии. В были открыты многочисленные нефтяные месторождения Западной Сибири, ставшей главной базой страны по добыче нефти. Месторождения нефти разрабатываются в Китае, Румынии , Югославии , Польше , Венгрии и других социалистических странах. Среди развитых капиталистических и развивающихся стран наиболее крупные месторождения открыты на Ближнем и Среднем Востоке. Крупные месторождения открыты в странах Северной и Западной Африки Ливия, Алжир , Нигерия , Ангола и Юго-восточной Азии Индонезия, Бруней ; меньшие по запасам — в Австралии , Индии , Бирме , Малайзии и совсем мелкие — в Японии. В США известно свыше 20 месторождений; наиболее крупное открыто на Аляске Прадхо-Бей , второе по величине — в Texace Ист-Тексас , несколько меньшие известны в Калифорнии см. Калифорнийские нефтегазоносные бассейны , Оклахоме и других штатах. Крупные месторождения выявлены в Мексике и Канаде. В Южной Америке месторождения с большими запасами открыты в Венесуэле , где расположено одно из крупнейших месторождений-гигантов Боливар см. Маракайбский нефтегазоносный бассейн ; единичные крупные месторождения имеются в Аргентине , Колумбии; боле мелкие — в Бразилии , на острове Тринидад и в смежных с ним акваториях. В Западной Европе крупные месторождения открыты лишь в акваториях Северного моря Норвегия, Великобритания. В последние десятилетия поиски, разведка и разработка ведутся в Мировом океане на шельфах окраинных и внутренних морей. Месторождения нефти открыты в акваториях Каспийского, Чёрного, Северного, Средиземного, Яванского, Южно-Китайского, Японского и Охотского морей, Персидского, Суэцкого, Гвинейского, Мексиканского, Кука и Пария заливов, пролива Басса, прибрежных частей Атлантического на шельфах США, Лабрадора , Анголы , Конго , Бразилии, Аргентины, Канады , Тихого вблизи Калифорнии, Перу и Эквадора и Индийского вблизи Северо-Западной Австралии океанов. Дальнейшее освоение ресурсов нефти Мирового океана идёт по линии расширения работ на шельфах, континентальных окраинах материков на глубине воды свыше м. Добыча нефти включает извлечение её из недр, сбор, учёт и подготовку нефти к транспортировке см. Разработка нефтяных месторождений , а также эксплуатацию скважин и наземного оборудова Рубрики: Геология полезных ископаемых Минеральные ресурсы Страны и континенты Месторождения Промышленные отрасли Техника и технологии Горное дело Предприятия Экология и охрана труда Наука Биографии. Нефть media all and max-width: Теперь энциклопедия доступна на вашем смартфоне.
Россия всегда славилась своим корпусом горных инженеров и учеными геологами. Еще в г. Коншиным проводились подсчеты запасов по месторождениям юга России. Развитию методики подсчета запасов нефти и газа во многом способствовала созданная в г. Центральная комиссия по запасам ЦКЗ , переименованная впоследствии во Всесоюзную комиссию по запасам ВКЗ , а затем в Государственную комиссию по запасам ГКЗ при Совете Министров СССР, ныне ГКЗ России. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитывают и учитывают в государственном балансе запасов полезных ископаемых России по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Прогнозные ресурсы нефти и газа, наличие которых предполагается на основе общих геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических, геохимических исследований, оценивают в пределах крупных регионов, нефтегазоносных провинций акваторий, областей, районов, площадей. Данные о прогнозных ресурсах нефти и газа используют при планировании поисковых и разведочных работ. При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов этана, пропана, бутана, серы, гелия, металлов , целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, производятся по каждой залежи раздельно и месторождению в целом. Перспективные ресурсы подсчитывают и учитывают, а прогнозные ресурсы оценивают раздельно по нефти, газу и конденсату. Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и конденсата, а также этана, пропана, бутана, серы и металлов подсчитывают и учитывают, а прогнозные ресурсы нефти и конденсата оценивают в единицах массы; запасы месторождений и перспективные ресурсы газа и гелия подсчитывают и учитывают, а прогнозные ресурсы газа оценивают в единицах объема. Оценка качества нефти, газа и конденсата производится в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с учетом технологии добычи и переработки, обеспечивающей их комплексное использование. Применение настоящей Классификации к запасам месторождений и перспективным ресурсам нефти и газа определяется инструкцией ГКЗ России. Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные - категории А, В, С. Запасы категории А подсчитывают по залежи ее части , разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти и газа. Категория В- запасы залежи ее части , нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора,. Запасы категории В подсчитываются по залежи ее части , разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями. Форма, размер и условия залегания залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями. Перспективные ресурсы нефти и газа используют при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий С- и Сз. Запасы имеющих промышленное значение компонентов, содержащихся в нефти, газе и конденсате, подсчитываются в контурах подсчета запасов нефти и газа по тем же категориям. В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитывают и учитывают извлекаемые запасы. Извлекаемые запасы - часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат замыкающих и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды. Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ России с учетом заключений по ним соответствующих ведомств. Запасы месторождений нефти и газа, расположенные в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, относятся к балансовым или забалансовым на основании технико-экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений. Подготовленность разведанных месторождений залежей нефти и газа для промышленного освоения. Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа подразделяются на:. По сложности геологического строения выделяются месторождения залежи: Размер и сложность геологического строения месторождения залежи определяют методику разведочных работ, их объемы и экономические показатели разведки и разработки. Подготовленность разведанных месторождений залежей нефти и газа для промышленного освоения определяется степенью их изученности независимо от размера и сложности геологического строения. В целях ускорения промышленного освоения месторождений нефти и газа ведомствам, занимающимся разработкой месторождений, разрешается:. Если после 5 лет разработки. Если после 5 лет разработки месторождения остаточные запасы газа не будут превышать 3 млрд. Материалы по подсчету запасов должны содержать: Текст отчета должен быть кратким, содержать анализ имеющегося фактического материала и выводы. Основное внимание в нем должно быть уделено вопросам, связанным с обоснованием подсчетных параметров в представляемых на утверждение запасах. Текст подсчета запасов сопровождается следующими графическими материалами: Подсчетные планы составляют на основе структурной карты по кровле поверхности продуктивных пластов-коллекторов или же по хорошо прослеживающемуся реперу вблизи кровли пласта. На подсчетных планах показывают внешний и внутренний контуры нефтегазоносности, границы категорий запасов и все пробуренные скважины на дату подсчета запасов: По испытанным скважинам указывают: По добывающим скважинам приводят: На подсчетном плане должно быть точно нанесено положение устьев и забоев скважин и точек пересечения ими кровли соответствующего продуктивного пласта. Кроме того, на нем помещается таблица с указанием принятых подсчетных. При повторном подсчете запасов на подсчетные планы должны быть нанесены границы категорий запасов, утвержденных по предыдущему подсчету, а также выделены скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов. Кроме этих материалов приводят также графики и дополнительный картографический материал, обосновывающий подсчет. К подсчету запасов прилагаются следующие материалы первичной документации: Выбор того или иного метода обусловлен качеством и количеством исходных данных, степенью изученности месторождения и режимом работы залежи нефти. В геологопромысловой практике наиболее Широко применяется объемный метод. Его можно использовать при подсчете запасов нефти на различных стадиях разведанности и при любом режиме работы залежи. Наиболее часто пользуются собственно объемным методом. Объемный метод подсчета запасов нефти основан на данных о геолого-физической характеристике объектов подсчета и условиях залегания нефти в них. Площадь нефтеносности F определяют на основании данных о положении контуров нефтеносности. Особое значение при этом приобретают результаты по-интервального опробования. За нижнюю границу ВНК принимается граница, выше которой фазовая проницаемость для нефти выше нуля. Основная систематическая погрешность при определении площади нефтеносности связана с погрешностью определения положения ВНК. Завышение отметки ВНК приводит к занижению площади нефтеносности, занижение приводит к завышению площади нефтеносности. Эффективную нефтенасыщенную мощность h определяют преимущественно по данным промыслово-геофизических методов с учетом опробования и анализа кернов. Сначала необходимо оценить эффективную мощность, то есть мощность части разреза, представленного коллекторами, которые удовлетворяют промышленным кондициям. Интервалы разреза, характеризующиеся значениями коллекторских параметров ниже кондиционных, должны учитываться при расчете средних значений эффективных нефтегазонасыщенных мощностей. Среднюю величину нефтенасыщенной мощности можно рассчитать либо как среднюю арифметическую, либо как среднюю взвешенную по площади. Среднюю арифметическую величину используют в случае, когда количество данных об исследуемом параметре невелико, либо когда значения этого параметра относительно мало разнятся. Рассчитывают ее по формуле. При бурении большого количества скважин и наличии тенденции к изменению нефтенасыщенной мощности по площади для вычисления средней ее величины строят карты эффективной нефтенасыщенной мощности. Среднюю эффективную нефтенасыщенную мощность следует рассчитывать как среднюю арифметически взвешенную по площади величину по карте эффективных нефтенасыщенных мощностей с помощью формулы. Для определения среднего значения нефтенасыщенной мощности сильно неоднородных пластов частое чередование литологических разностей по площади и разрезу пользуются картами распространения коллекторов. По ним с помощью различных способов интерполяции выявляют границы распространения коллекторов. Наиболее известны три основных вида интерполяции при построении карт коллекторов: При наличии коллекторов со значительной неоднородностью может происходить ошибка систематического завышения мощности коллекторов, которые по геофизическим данным могут выглядеть как однородный нефтяной пласт. Так может быть при наличии в пласте тонких глинистых пропластков или тонких плотных полупроницаемых пропластков. Объем нефтенасыщенной части пласта можно найти методом графического интегрирования, при котором вначале определяют площадь сечения нефтенасыщенной части пласта в направлениях наиболее тесного расположения скважин или изопахит. Площадь сечения определяется по нескольким поперечным профилям. Профиль пласта вычерчивают в масштабе, его площадь вычисляют как сумму площадей составляющих его фигур. В общем случае площадь сечения пласта в направлении Таким же образом рассчитывают площадь сечения по остальным профилям. Затем через середины поперечных профилей проводят линию продольного профиля LL и строят график для определения объема нефтенасыщенной части пласта. Этот график отображает характер изменения площади поперечного сечения залежи по ее длине вдоль линии LL. Объем пласта определяется как площадь, заключенная внутри графика:. Широкое применение графопостроителей и современных персональных ЭВМ позволяет считать применение метода графического интегрирования весьма перспективным. Однако в связи с малым выносом керна значительные части разреза, особенно высокопористые, остаются часто неисследованными. Поэтому значительную ценность представляют результаты оценки пористости с помощью промыслово-геофизических методов. При оценке среднего значения открытой пористости выбор того или иного варианта усреднения зависит от характера изменения пористости по площади залежи и по разрезу, от числа скважин и расположения их на структуре, от количества определений по каждой скважине. Средний коэффициент открытой пористости т вычисляется как средняя арифметическая или средняя геометрическая величина:. При значительном количестве исходных данных рассчитывается среднее арифметическое значение пористости, а при малом количестве - среднее геометрическое или среднее гармоническое. При определении среднего значения коэффициента открытой пористости необходимо оценить величину кондиционного предела пород по пористости и исключить из анализа образцы интервалов, характеризующиеся некондиционными значениями пористости. Это позволяет оценить истинное соотношение флюидов в порах пород. Однако таких скважин недостаточно, поэтому в нефтегазопромысловой практике чаще пользуются косвенными методами определения коэффициентов нефтенасыщенности. Достаточно подробно методика лабораторных и геофизических методов определения нефтенасыщенности приведена в разделе 5. Методы усреднения полученных значений нефтенасыщенности аналогичны методам усреднения значений пористости. Коэффициент нефтеотдачи является важнейшим подсчетным параметром при оценке извлекаемых запасов. Как известно, одним из важнейших факторов, влияющих на коэффициент нефтеотдачи, является режим пласта. При современной технологии разработки большинство залежей разрабатывается с применением искус-- ственной системы заводнения, то есть фактически режим работы для всех залежей одинаков. Однако, как показывает опыт разработки, величины текущей и конечной нефтеотдачи для различных залежей и даже для различных блоков одной и той же залежи существенно различны. Эти различия обусловлены огромным разнообразием геолого-геофизических условий, в которых находятся залежи нефти. Изменчивость геологических характеристик пласта количественно принято выражать при помощи показателей неоднородности. Конечный коэффициент нефтеотдачи ту характеризует завершенный процесс выработки залежи. Эта величина показывает, какая доля начальных геологических запасов извлекается или может быть извлечена при условии эксплуатации залежи до предела экономической рентабельности. При прогнозе конечной нефтеотдачи в качестве обобщенной геолого-физической характеристики часто используют коэффициент проницаемости пласта, который является основным параметром при гидродинамических расчетах фильтрации. Согласно этому руководству методика определения нефтеотдачи учитывает характер коллекторов и насыщающих флюидов, режим работы и величину запасов залежей. При этом в связи с большим разнообразием геологических особенностей залежей они подразделены на группы по литологии коллекторов, их неоднородности и проницаемости. Шифр линий - проницаемость Ю-чЭм 2. Шифр линий -проницаемость, Ю- 15 м 2. Для определения коэффициентов нефтеотдачи по указанным залежам рекомендуется использовать графические зависимости, представленные на рис. Полученные зависимости обладают достаточно тесной связью, однако, как и любые корреляционные зависимости, они являются приближенными и характеризуются определенной погрешностью. При этом следует иметь в виду, что наиболее надежные результаты дают левые и центральные части кривых, менее надежные - правые, проведенные условно по аналогии с другими графиками. При граничных значениях проницаемости, попадающих на две соседние зависимости например, для проницаемости 50 и. Метод интерполяции между приведенными кривыми исключается ввиду того, что эти кривые показывают зависимость величины нефтеотдачи от соотношений вязкостей нефти и воды не для какого-то отдельного значения проницаемости, а для ее интервалов. Метод экстраполяции предлагаемых кривых не рекомендуется ввиду того, что область больших соотношений вязкостей нефти и воды не подтверждена фактическими данными зависимости между указанными параметрами, и характер этой зависимости в данной области может быть иным, чем в области меньших соотношений вязкостей нефти и воды. Для исключения этого недостатка созданы геологопромысловые модели с использованием комплексных показателей неоднородности для объектов III и IV иерархических уровней. Пример графо-аналитического выражения простейшей геологопромысловой адаптационной модели для прогноза текущей и конечной нефтеотдачи. Технология разработки в некоторой мере учитывается с помощью коэффициента запаса, который вводится при превышении величины запасов нефти, приходящихся на скважину, свыше тыс. Комплексный геологопромысловый контроль за. АГПМ могут быть использованы для объектов на любом иерархическом уровне. Плотность нефти определяют в стандартных условиях в лаборатории. Для расчета берут среднюю величину по пласту на основании данных анализа проб нефти, взятых по ряду скважин. Объемный коэффициент пластовой нефти определяют по результатам лабораторного анализа глубинной пробы пластовой нефти либо косвенным путем. Кроме объемного при подсчете запасов нефти используют методы материального баланса и статистический. Метод материального баланса является практическим приложением закона постоянства материи. Применяя его, исходят из равенства начального количества нефти газа в недрах количеству добытой и оставшейся в недрах нефти. Подсчет извлекаемых запасов нефти основан на данных об изменении пластового давления и количественных соотношений между нефтью и газом свободным, растворенным в процессе разработки отбора жидкости, газа. Поэтому до начала разработки и в ранние ее периоды метод материального баланса неприменим. Есть и другие обстоятельства например, воздействие на пласт , ограничивающие применение метода материального баланса. Статистический метод основан на статистических связях между различными показателями разработки. Среди них наиболее известны связи между предыдущими и последующими дебитами нефти, текущими и накопленными отборами нефти, долей воды нефти в продукции залежи и накопленными отборами нефти и т. Применение статистического метода, так же как и метода материального баланса, возможно, следовательно, после достаточно длительной разработки. Однако статистический метод дает гораздо более достоверные результаты при подсчете запасов нефти, поскольку необходимые для расчета показатели разработки достаточно легко, точно и регулярно определяются в процессе эксплуатации. Кроме того, применение статистического. Основными критериями выбора метода подсчета запасов нефти являются режим залежи и степень ее изученности разведанности. При выборе метода подсчета в зависимости от режима необходимо руководствоваться следующим: Следовательно, наиболее универсален объемный метод. Однако, для пластов со значительной литолого-физической изменчивостью, когда трудно установить достоверные средние значения мощности, пористости и других параметров, применение объемного метода может быть затруднено. В этом случае данные этого метода целесообразно уточнить статистическим методом или методом материального баланса в процессе разработки. Тогда более эффективен статистический метод. При выборе метода подсчета запасов нефти в зависимости от степени разведанности залежи категорий запасов необходимо руководствоваться следующим. Объемный метод подсчета запасов можно применять на любой стадии разведанности залежи, статистический - в тех случаях, когда имеются данные продолжительной эксплуатации, материального баланса - также при наличии данных, получаемых в процессе более или менее длительной разработки. Поэтому запасы низких категорий С- ,. При подсчете запасов газа различают свободный газ, то есть из газовых залежей и газовых шапок нефтегазовых газонефтяных залежей, и газ, растворенный в нефти попутный газ. Объемный метод подсчета запасов свободного газа основан на тех же принципах определения объема залежи, что и объемный метод подсчета запасов нефти:. Метод подсчета запасов газа по падению пластового давления основан на связи количества извлекаемого газа с величиной падения пластового давления в процессе разработки газовой залежи. Исходя из того, что и в дальнейшем при падении пластового давления в залежи до некоторой его конечной величины будут добываться одинаковые количества газа на единицу падения давления, получают следующую формулу для подсчета запасов газа:. Для залежей с водонапорным режимом метод по падению давления не применим, так как при подсчете запасов газа этим методом предполагается, что первоначальный объем пор пласта, занятый газом, не меняется в процессе эксплуатации. Тогда формула для подсчета запасов примет следующий вид:. Если количество газа, вытесненного напором воды, определить невозможно, запасы газа следует подсчитывать объемным методом. Если месторождение газоконденсатное, то после определения запасов газа подсчитывают запасы газоконденсата:. Объемный метод подсчета запасов газа можно применять на любой стадии разведанности залежи. Для использования метода по падению пластового давления необходимо иметь данные эксплуатации скважин. Объемный метод применяется при любом режиме работы пласта. Метод по падению пластового давления эффективен лишь при газовом режиме, при водонапорном газоводонапорном режиме точность расчета этим методом резко снижается. Для проверки возможности применения метода подсчета запасов по падению пластового давления рассчитывают количества добытого из залежи газа на единицу падения давления в разные периоды разработки. Если результаты этих расчетов совпадают, можно применить метод по падению пластового давления. Увеличение количества добытого газа на единицу снижения давления в более поздние периоды разработки указывает на наличие напора вод и вытеснение ими части объема газа. Величина извлекаемых запасов газа, растворенного в нефти, зависит от режима работы нефтегазоносных пластов. При водонапорном режиме при котором разрабатывается подавляющее большинство месторождений России газовый фактор в процессе эксплуатации залежи мало изменяется во времени, и извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, подсчитывают по упрощенной формуле:. Требования, предъявляемые к разведочному бурению для получения качественных материалов для подсчета запасов и подготовки залежей нефти и газа к разработке. Точность подсчета запасов нефти и газа зависит от качества полученного исходного материала. При рациональном размещении разведочных скважин на структуре, тщательном отборе керна из продуктивных горизонтов, а также проведении необходимого комплекса исследований можно значительно сократить число разведочных скважин и в то же время получить полноценные данные для подсчета запасов. Важнейшая задача разведочного бурения - получение данных для подсчета запасов нефти и газа, а также данных для составления технологической схемы разработки. При проведении промышленной разведки определяют минимальное количество и рациональное расположение на структуре разведочных скважин. При этом минимальным считается такое количество скважин, увеличение которого не приводит к существенному изменению величины подсчетных параметров. Рекомендуется первые разведочные скважины бурить до поверхности кристаллического фундамента при условии его залегания на глубинах, освоенных для массовой проводки скважин, и проводить испытание на продуктивность по системе "снизу-вверх". Для быстрого выявления запасов во всех продуктивных горизонтах необходимо проводить испытание пластов в процессе бурения. При бурении и испытании скважин особое внимание нужно уделять качеству проведения геологических, геофизических и гидродинамических исследований. Качество геологических исследований при разведке определяется полнотой выноса, правильностью отбора и качеством исследования кернового материала. Некоторые виды предварительного изучения керна, такие, например, как люминисцентно-битуминологический анализ, должны осуществляться непосредственно после подъема керна на буровой. Особое внимание надо уделять качеству вскрытия продуктивных горизонтов и рациональному комплексу геофизических исследований в них. Комплекс геофизических исследований должен соответствовать геолого-физической характеристике возможных продуктивных залежей, вскрытых при разведке. При этом в одной и той же скважине в различных отложениях оптимальный комплекс геофизических исследований может достаточно сильно различаться. Комплекс гидродинамических исследований должен позволить выявить режимы работы залежей, наличие или отсутствие гидродинамической связи между отдельными пластами, продуктивность пластов. Пробы пластовой воды, нефти и газа по каждой скважине, полученные при опробовании продуктивных горизонтов, должны исследоваться в лабораторных условиях для определения физико-химических свойств жидкостей и газов плотности, вязкости, состава, растворимости газов и начальной насыщенности нефти газом. При разведке следует уделять внимание оценке характеристик геологической неоднородности и использовать их при оценке конечного коэффициента нефтеотдачи. Правильное проведение исследований залежей и насыщающих их флюидов при разведке является их паспортизацией, необходимой для интерпретации тех процессов, которые будут происходить на всем протяжении разработки. Следует отметить, что пренебрежение исследованиями залежей с относительно малыми запасами на дату разведки часто приводит к тому, что в дальнейшем при изменении соотношения относительных запасов по залежам они оказываются неизученными, несмотря на то, что вскрыты сотнями скважин. Их доразведка на разрабатываемых площадях связана с большими трудностями ввиду нарушения гидродинамического равновесия и наличия пластов с пластовым давлением, превышающим первоначальное пластовое давление. Охарактеризуйте возможность использования различных методов подсчета запасов нефти. Охарактеризуйте возможность использования различных методов подсчета запасов газа. Требования, предъявляемые к разведочным скважинам при. Эта отрасль знаний занимается изучением гидрогеологических условий формирования, сохранения и разрушения углеводородов. Важное место в нефтегазовой гидрогеологии занимают вопросы, связанные с разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений, основами хранения газа и нефти в гидролитосфере и проблемой охраны окружающей среды. Начало изучения вод нефтяных месторождений относится к концу XIX в. В России к числу первых исследователей вод нефтяных месторождений следует отнести Н. Голубятникова; в Америке - Т. Малярова "Воды нефтяных месторождений". Годом позже появилась обобщающая большой фактический материал книга В. Сулина "Воды нефтяных месторождений", затем "Гидрогеология нефтяных месторождений" и монография об основах классификации природных вод Широкий размах бурения, в том числе и на нефть и газ, позволил получить много сведений о подземных водах крупных регионов страны. Это нашло отражение в томном описании "Гидрогеология СССР" гг. В эти же годы бурно развивается нефтегазовая гидрогеология, которая оформляется в самостоятельную отрасль гидрогеологии. Фундаментальные работы в нефтегазовой гидрогеологии выполнены за последние десятилетия в нашей стране и за рубежом Г. Коллинзом, по водорастворенным органическим веществам - А. Швецом, в области палеогидрогеологических реконструкций - С. Абуковой, в нефтегазопромысловой гидрогеологии А. Нефть и углеводородные газы формируются в водной среде. Образовавшиеся залежи нефти и газа в течение всего времени своего существования окружены подземными водами и таким образом тесно с ними связаны. Этим объясняются некоторые специфические свойства вод нефтяных и газовых месторождений. В земной коре воды находятся в горных породах в разных формах. Выделяются следующие виды вод рис. Она передвигается под действием гравитационной силы и способна передавать гидростатическое давление. В местах сближения минеральных частиц по-. По степени прочности связи с веществом минералов выделяют цеолитную, кристаллизационную и конституционную воды. К цеолитной воде А. Карцев относит связанную воду, находящуюся в межслоевых промежутках глинистых минералов монтмо-риллонит, леверьерит и др. Так, гипс CaSH20 переходит. Подземные воды в твердом лед и в парообразном состоянии имеют довольно значительное распространение. Подземные льды встречаются в зоне развития многолетнемерзлых толщ криолитозоне , подземные пары - в областях вулканизма. На больших глубинах находятся жидкие перегретые воды. Таким образом вода в различных формах заполняет поры и пустоты горных пород. Условия залегания вод в земной коре в значительной степени зависят от характера вмещающих пустот - пор, каверн, трещин, их связи между собой. Кирюхиным классификации выделяются три типа вод - пластовые, трещинно-жильные и-лавовые. К пластовым водам относятся поровые, трещинно-поровые, порово-трещинные, трещинные и трещинно-карстовые. Пластовые поровые воды связаны с обломочными зернистыми коллекторами. Это воды песчано-алевролитовых пород, гра-. Пластовые трещинно-поровые воды характерны для песчаных и других осадочных пород, находящихся на первых этапах формирования в них трещиноватой структуры. По мере погружения осадков, уплотнения пород и роста геостатического давления поры уменьшаются и увеличивается трещиноватость. В результате этого процесса, протекающего с различной степенью интенсивности в разных геолого-структурных условиях, трещинно-поровые воды могут перейти в порово-трещинные и трещинные. Пластовые трещинные воды распространены в осадочных породах платформенных областей и в кристаллических массивах. Пластовые трещинно-карстовые воды характерны для карбонатных и терригенно-карбонатных пород, содержащих в ряде случаев пласты или линзы гипса, ангидрита, каменной соли. Это воды распространены в палеозойских толщах Русской и Сибирской платформ, в мезозойских отложениях в пределах эпипалеозойских плит Предкавказье, Средняя Азия и т. Трещинно-жильные воды характерны для горно-складчатых областей. Наибольшей обводненностью обладают карбонатные породы, в меньшей степени - метаморфизованные терригенные отложения, например, сланцы. Карстово-жильные воды приурочены к мраморизованным известнякам в орогенных областях Крыма, Кавказа, Тянь-Шаня, Саян. С зонами тектонических нарушений связаны источники минеральных вод. Степень обводненности тектонических зон зависит от подвижности нарушений и определяется в основном составом вмещающих пород. Поскольку в нефтегазоносных областях Сибирской платформы трапповый магматизм широко распространен, изучение трещинных вод, циркулирующих по контактам трапповых интрузий и осадочных пород, необходимо для выявления гидродинамических и гидрогеохимических условий, способствовавших или препятствовавших формированию и сохранению залежей нефти и газа. Лавовые воды приурочены к эффузивным телам. Водообиль-ность эффузивных пород зависит от тектонической трещино-ватости. Максимальная водообильность характерна для пористых туфов. Вода в земной коре встречается почти повсеместно и характеризуется многообразием условий залегания. Они различны в пределах суши, морей и океанов. Специфические условия залегания вод характерны для криолитозоны и районов современного вулканизма. I - аэрация, II - насыщения; 1 - верховодка; 2 - грунтовые воды; 3 - напорные воды; 4 - уровень грунтовых вод. Схема соотношения подземных вод и мерзлых толщ по Б. А - надмерзлотные деятельного слоя, 6 - несквозного подозерного талика; В -сквозного питающего тектонического талика, Г - сквозного подруслового талика, Д - межмерзлотные, Е - внутримерзлотные, Ж - подмерзлотные контактирующие, напорные, 3 - неконтактирующие напорные. В зоне аэрации распространены почвенные воды, воды, инфильтрирующиеся сквозь коллектор, парообразная вода и верховодки. Верховодки образуются, когда инфильтрующаяся вода скапливается на поверхности водоупоров, имеющих локальное распространение, например, на линзах глин или суглинков в толще песков. Поверхность зеркало грунтовых вод является границей зоны аэрации и зоны насыщения. Грунтовыми водами термин предложен в г. Никитиным именуют воды, приуроченные к водоносному горизонту, залегающему на первом от земной поверхности выдержанном водоупоре. След сечения зеркала фунтовых вод вертикальной плоскостью называется уровнем фунтовых вод. Разность в уровнях фунтовых вод приводит к их движению, образованию фунтового потока. В зоне насыщения распространены преимущественно напорные воды. Переходный характер между грунтовыми и напорными имеют безнапорные межпластовые воды, напор которых развит локально. В коллекторах, ограниченных сверху и снизу водоупором, распространены воды, обладающие гидростатическим напором. Выделяются также подмерзлотные воды рис. Они соответствуют грунтовым водам, водоупорным ложем которых служат мерзлые породы. К межмерзлотным относятся жидкие воды в слоях, ограниченных сверху и снизу толщами многолетнемерзлых пород. Внутримерзлотные воды располагаются в мерзлой толще в виде линз и прослоев и имеют спорадическое распространение. В ряде случаев в многолетне-мерзлых породах имеются зоны развития жидких вод, которые называются таликами. Талик - это участок протаявшей или никогда не замерзающей породы с гравитационной водой, расположенной среди многолетнемерзлых пород. Несквозные талики образуются в поймах и на террасах речных долин подрусловые талики , под озерами и озерными террасами подозерные талики и т. Сквозные талики могут связывать между собой надмерзлотные и межмерзлотные воды, а также подмерзлотные воды. Особенности мерзлой толщи сказываются на физико-химических свойствах углеводородов. Понижение температуры приводит к переходу свободной воды в связанное гидратное состояние и при наличии метана образуются газогидраты. Сформировавшиеся газовые залежи при снижении температур вследствие охлаждения отдельных участков земной коры, по М. Влияние криолитозоны необходимо учитывать при бурении скважин, освоении продуктивных горизонтов, разработке залежей углеводородов, а также при транспортировке нефти и газа по трубопроводам. К ним относятся горячие термальные воды, паровые струи и пароводяные смеси парогидротермы. Формами проявления гидротермальной деятельности являются гейзеры и фумаролы. Условия залегания вод под морями и океанами изучены пока еще слабо. В пределах прибрежно-шельфовых областей и дна внутренних морей условия залегания подземных вод отличаются тем, что здесь отсутствует зона аэрации. Водоносные породы, погружаясь под дно моря, в большинстве случаев гидравлически связаны с сушей. В разрезе океанов выделяются три слоя. Схема условий разгрузки вод и образования источников. Верхний слой состоит из чередующихся рыхлых глинистых, кремнистых и карбонатных осадков, общей мощностью до километра. Ниже располагается слой, представленный прослоями базальтовых лав и консолидированных глинистых, кремнистых, карбонатных и песчаных пород. Мощность этого слоя тоже может достигать километра. Фундаментом служит базальтовый слой. В верхней части разреза распространены иловые воды. Предполагается, что в среднем слое развиты порово-трещинные, трещинно-поровые, в нижнем - трещинно-жильные и трещин-ные воды. Разгрузка подземных вод при дренировании водоносных горизонтов комплексов осуществляется посредством источников. Источниками родниками, ключами называются естественные выходы подземных вод на земную поверхность рис. Восходящие представляют собой естественные выходы напорных вод. Обычно источники характеризуются по дебиту, режиму и температуре. По дебиту источники вод подразделяются на: Большое количество источников обычно характерно для горноскладчатых районов Кавказ, Карпаты, Альпы и др. Вода источника Воклюз выходит из грота и дает начало р. Подавляющую массу составляют среднедебитные и малодебитные источники. И все же в сумме они приводят к разгрузке огромных объемов вод, а это ведет в свою очередь, к интенсивному водообмену в массивах горных пород. Богородицкого на следующие группы и подгруппы табл. Таблица 9 Классификация природных вод по температуре. Источники подземных вод в ряде случае связаны с нефтегазовыми месторождениями, так как принадлежат к единой водонапорной системе. Подобное явление отмечено Г. Многие химические свойства и особенности воды обусловлены строением ее молекулы. Это приводит к ее поляризации. Электроны движутся в пределах орби-талей попарно. С протонами водорода, находящимися внутри двух орбиталей, связаны два полюса положительных электрических за-. Поэтому каждая молекула воды в состоянии образовать четыре водородные связи рис. Суть водородной связи сводится к тому, что ион водорода, связанный с каким-то ионом другого элемента, способен электростатически притягивать к себе ион того же элемента из другой молекулы. В силу этого молекулу воды можно уподобить тетраэдру, два угла которого заряжены положительно, а два отрицательно. Разноименные полюса диполей притягиваются друг к другу, чем обусловливается образование более сложных агрегатов, таких как дигидроль НзО ;? С ростом температуры и переходом воды в парообразное состояние сложные агрегаты распадаются на более простые, а те в свою очередь на одиночные молекулы. Жидкая вода состоит из более или менее упорядоченных молекул, приближающихся по своему строению к кристаллической решетке. Для льда наиболее устойчивой структурой является тетраэдры, построенные из гидролей. Эти тетраэдры объединены в гексагональную решетку рис. На структуру воды влияет также магнитное поле, меняя ее свойства. При ее закачке в пласт снижается солеобразование в трубах, улучшаются нефтевымывающие свойства вод и т. После-прекращения действия магнитного поля некоторое время эти свойства сохраняются. Это объясняется особенностями внутренней структуры воды. Дейтерий и тритий содержатся в обычной воде в незначительных количествах. В настоящее время в подземных водах обнаружено более 86 элементов периодической системы. В физико-химическом отношении природные воды - это растворы солей, газов и коллоидов. Растворы солей - электролиты проводят электрический ток. Вещества - неэлектролиты при растворении в воде распадаются на нейтральные молекулы, давая истинные растворы, или на агрегаты молекул, образуя коллоидные растворы. В природных водах содержание коллоидов невелико по сравнению с содержанием растворенного ионно-солевого комплекса. В наибольших количествах в подземных водах встречаются шесть главных ионов: Эти вещества, определяющие химический тип воды, относятся к макрокомпонентам, или макроэлементам. Суммарное содержание в воде растворенных ионов, солей и коллоидов характеризует степень минерализации воды. Минерализация обычно выражается в граммах на 1 кг раствора или на 1 л раствора. Минерализация природных вод колеблется в широких пределах - от долей грамма на 1 кг до сотен граммов на 1 кг. Растворенные газы находятся во всех подземных водах. Наиболее распространены такие газы, как азот N2, диоксид углерода углекислый газ СОз, метан СН4. Этан, пропан, бутан, то есть углеводородные газы, обычно связаны с нефтегазоносными отложениями. Газы находятся в водах в виде молекулярных растворов. Объем газа измеренный в нормальных условиях - при давлении мм рт. Давлением насыщения упругостью растворенного газа называется то давление, при котором весь газ находится в растворенном состоянии. Упругость растворенного газа равна объему растворенного газа, деленному на коэффициент его растворимости. Эта зависимость, отвечающая закону Генри, имеет применение лишь при упругости менее 5 МПа, так как растворимость газов с ростом давления увеличивается не прямо пропорционально. При сложном составе растворенных газов и высоких давлениях насыщения существует более сложная зависимость. Коэффициент растворимости газа зависит от минерализации воды в соответствии с уравнением Сеченова:. Схем классификаций растворенных в подземных водах газов много. Они предложены разными исследователями. Зорькин в классификации растворенных в пластовых водах газов по их составу выделяет четыре класса:. В природных водах литосферы встречаются разнообразные органические вещества. Они находятся в растворе в ионной, молекулярной, коллоидной формах, а также в виде микроэмульсии. Из органических соединений в водах земной коры встречаются: Для нефтегазовой гидрогеологии наибольший интерес представляют углеводороды УВ и жирные кислоты. Из жидких УВ наиболее распространены ароматические - бензол и его гомологи толуол, ксилолы ,. Общее содержание органических веществ может быть охарактеризовано величиной Сорг. Швеца , среднее. Из химических свойств воды к наиболее значимым относятся щелочно-кислотные свойства и жесткость. Кислотные свойства водного раствора определяются действием водородных ионов, а щелочные - гидроксильных. Общие кислотно-щелочные состояния водного раствора условно характеризуются концентрацией или активностью водородных ионов, выраженной величиной рН, которая равна -lg H" 1 ". Жесткость воды зависит от содержания растворенных солей кальция и магния. Выделяют общую, устранимую и постоянную жесткость. Устранимая жесткость соответствует содержанию Са НСОз 2 и Mg HC03 2 , которые при кипячении выделяют осадок СаСОз и MgC Постоянная жесткость представляет собой содержание хлоридов и сульфатов кальция и магния. Из физических свойств природных вод основными являются плотность, вязкость, сжимаемость, электропроводность, радиоактивность, температура. Плотность - отношение массы вещества к его объему. Плотность природных вод возрастает с увеличением степени минерализации. Плотность воды зависит от температуры. Кроме того, с повышением давления вода несколько сжимается. Вязкость - свойство природных вод, обусловливающее при движении возникновение силы трения. Вязкость воды зависит от температуры и минерализации: Сжимаемость вод определяется как изменение ее объема под действием давления. Коэффициент сжимаемости зависит от температуры, содержания водорастворенных газов и химического состава воды. Электропроводность подземных вод имеет важное значения для геофизических исследований. Электропроводность и электрическое сопротивление зависят от химического состава подземных вод и минерализации. При геофизических исследованиях за единицу удельного сопротивления берут 1 Ом-м. Подземные воды характеризуются величинами удельных сопротивлений от 0,02 до 1 Ом-м. С увеличением температуры и минерализации удельное сопротивление уменьшается. Радиоактивность природных вод определяется наличием в них радиоактивных элементов - радия, радона, урана. В водах нефтеносных пластов нередки случаи повышенной радиоактивности. Для изучения ионно-солевого состава подземных вод используются различные виды химических анализов. Общий анализ позволяет судить о химизме воды. Он включает определение шести основных ионов: Натрий обычно определяется по разности в содержании трех анионов и двух катионов: Анализ, включающий определение этих шести ионов, плотности и рН воды, называют стандартным анализом. В нефтегазовой гидрогеологии к стандартному комплексу добавляется определение йода, брома, аммония, бария, стронция, железа, алюминия, органических кислот и их солей и некоторых других. Санитарный анализ производится для оценки пригодности воды для питьевых целей, технические анализы - для определения пригодности воды, например, для закачки ее в пласт при заводнении, для использования воды в различных парокотельных установках, бактериологический - для установления видов бактерий и их количества. Наиболее полным является бальнеологический анализ, предназначенный для оценки лечебных свойств воды. К комплексу стандартного анализа в нем добавляется изучение газовых и радиоактивных компонентов, микрокомпонентов и т. Анализы вод производятся как в полевых, так и в стационарных условиях в гидрохимических лабораториях. Результаты анализа вод принято изображать в трех формах: Масс-ионная форма - выражение состава воды в единицах массы отдельных ионов. Масс-ионную форму пересчитывают в. Эквивалентом иона называется частное от деления ионной массы на валентность. Наличие перед химическим символом буквы г означает, что содержание данного элемента выражено в ионно-эквивалентной форме. Так определяется содержание натрия:. Процент-эквивалентная форма позволяет применять различные способы изображения химического состава воды. К числу таких способов принадлежит формула, предложенная гидрогеологом М. Она представляет собой псевдодробь, в числителе которой указывают содержание в процент-эквивалентах анионов, а в знаменателе - катионов. Ионы записывают по убывающим величинам. Перед дробью перечисляют основные компоненты состава растворенных газов и величину. Из графиков, характеризующих ионно-солевой и газовый составы вод, наибольшим распространением пользуются круговые диаграммы. Примером может служить график - круг Толстихина рис. Такие графики удобны для нанесения анализов вод на карты и профильные разрезы. При помощи графиков-кругов можно изображать и газовый состав вод рис. Радиус круга в определенном масштабе будет изображать общую газонасыщенность, а секторы - процентное содержание каждого газа. Большое разнообразие химического состава природных вод вызвало необходимость систематизации многочисленных данных и создания химической классификации. За основу классификации исследователи принимали различные признаки и показатели состава вод, поэтому универсальной классификации пока не существует. Среди наиболее известных - классификации Ч. В нефтегазовой гидрогеологии широко распространена классификация В. В ней все природные воды подразделяются на четыре типа по характерным соотношениям между главнейшими ионами и затем на группы и подгруппы по признаку преобладания различных анионов и катионов. Характерные отношения между ионами, положенные в основу классификации, выражаются тремя коэффициентами, названные генетическими:. С помощью этих коэффициентов генетических типа вод Табл. Сулину соответствует определенная вания вод. Гидрокарбонатно-натриевый Сульфатно-натриевый Хлоридно-магниевый Хлоридно-кальциевый. Каждый тип делится на три группы по преобладающему аниону хлоридную, сульфатную или гидрокарбонатную. Подземные воды - наиболее. Все процессы, происходящие в земной коре, так или иначе влияют на перемещение подземных вод. В свою очередь, движение вод в породах влияет на геологические и физико-химические процессы, происходящие в недрах, поэтому горные породы с заключенными в них водами представляют собой единую систему, элементы которой тесно связаны между собой. Различные виды движения подземных вод можно выделять по нескольким признакам. Рассмотрение такого процесса является предметом изучения механики подземных вод, то есть гидрогеомеханики. С учетом того, что все подземные воды представляют собой растворы, разные по химическому составу и плотности, движение жидкости может осуществляться и за счет естественной конвекции, обусловленной наличием градиента их плотности внутри жидкости и за счет молекулярной диффузии, происходящей в результате влияния градиента концентрации веществ внутри раствора. Вопросы, связанные с влиянием физико-химических факторов на движение жидкостей, рассматриваются физико-химической гидродинамикой. С позиции гидрогеомеханики различают турбулентное и ламинарное движение. Турбулентное движение характерно в основном для карстовых вод. Ему свойственны беспорядочность движения струй, пульсация, активное гидравлическое перемешивание, возникающее при больших скоростях потоков. Такой тип движения присущ подземным потокам в карстовых полостях карбонатных пород в горных массивах, например, таких, как Альпы, Пиренеи, Кордильеры и др. Основной вид движения свободных подземных вод -ламинарная фильтрация, подчиняющаяся закону Дарси. Дарси - французский ученый, перед которым в пятидесятых годах прошлого столетия поставили задачу обеспечения города Дижона подземной водой. Так как вода быстрой реки Роны сильно взмучена и для ее очистки требовались большие затраты в связи с сооружением фильтров и отстойников, возникла мысль воспользоваться для водоснабжения города подрусловыми водами из аллювиальных отложений. Дарси проводил опыты на трубках, набитых песком, через которые пропускал воду при различных перепадах давления. На основании проведенных экспериментов им была выведена зависимость, получившая название закона Дарси:. Поток воды в опытах А. В реальных условиях трещинно-поро-вое пространство горных пород характеризуется сложным строением. В этой связи под фильтрационным потоком принято считать условный поток жидкости через пористую среду породу. Хотя реальный поток идет только по открытым сообщающимся порам и трещинам, условно допускается, что фильтрационный поток идет через всю породу. К элементам фильтрационного потока относятся пьезометрический напор, напорный градиент, линии напоров, линии тока, скорость фильтрации и расход потока. Это высота, на которую должна подняться вода над данной точкой потока под влиянием гидростатического давления р. Почти все пласты в земных недрах залегают с определенным наклоном. Поэтому, чтобы производить расчеты по формуле Дарси, необходимо напоры вод, отражающие гидростатические давления в пласте, привести к условно выбранной плоскости сравнения. Таким образом, напор будет равен сумме пьезометрической hp и геометрической Z высот над условно выбранной. Гидравлический уклон напорный градиент - величина падения напора на единицу длины по направлению фильтрации:. Напоры в пределах потока распределены в соответствии с положением пьезометрической поверхности. Поверхности, обладающие во всех точках равными напорами, называются поверхностями равных напоров. Следы сечения этих поверхностей горизонтальными плоскостями - линии равных напоров. Проекция этих последних на горизонтальную плоскость -гидроизопьезы для грунтовых вод - гидроизогипсы. Линии токов направлены по отношению к гидроизопьезам под прямым углом. Следовательно, скорость фильтрации равна произведению коэффициента фильтрации на гидравлический уклон. Как видно из формулы, закон Дарси указывает на линейную зависимость расхода фильтрационного потока от гидравлического градиента. Коэффициент фильтрации прямо пропорционален проницаемости фильтрующей среды и обратно пропорционален вязкости фильтрующейся жидкости:. И пресные, и минерализованные воды, и рассолы могут находиться в пределах одного водоносного пласта, одного фильтрационного потока. Таким образом, фильтрующаяся жидкость в пределах одного фильтрационного потока может быть неоднородной по составу и свойствам. Известно, что вязкость природных вод и рассолов прямо пропорциональна их минерализации. Если иметь дело только с пресными водами, имеющими плотность, равную единице, то можно принимать пьезометри-. Но для минерализованных вод и рассолов с плотностью выше единицы, и к тому же различной в разных точках пласта, такой подход приведет к ошибкам в расчетах. Для исключения влияния неоднородностей жидкости определяют приведенный напор или приведенное давление. Существуют несколько методов расчета приведенных давлений методы А. Ввиду того, что на плотность воды влияет температура пласта, появляется необходимость введения соответствующих поправок. Нужно также учитывать и наличие водорастворенных газов. Методика расчета таких поправок имеется в специальных руководствах. На основании расчета приведенных давлений строят карту гидроизобар или гидроизопьез. На этой карте рис. Зная величину гидравлического уклона, а также величины вязкости жидкости и проницаемости определяемые в лаборатории и рассчитываемые , можно подсчитать скорость фильтрации на любом из участков водоносного пласта. Следует однако отметить, что скорость фильтрации v не равна действительной скорости движения. Средняя действительная скорость движения вод по порам и трещинам в породах будет равна частному от деления скорости фильтрации на коэффициент эффективной пористости т, который равен отношению объема сообщающихся пор ко всему объему породы. Таким образом, действительная скорость движения жидкости будет равна:. Залежи нефти и газа являются частью нефтегазоводоносных пластов и находятся в гидродинамическом поле, изменения параметров которого влияют на размещение и сохранение скоплений углеводородов. Поэтому изучение гидродинамических условий необходимо при поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа. Гидрогеотермия - раздел гидрогеологии, посвященный изучению закономерностей теплопереноса и теплообмена в водоносных толщах земной коры. Гидрогеотермические исследования имеют большое значение, так как позволяют оценить роль природных вод в формировании и распределении теплового поля, то есть участие природных вод в термическом режиме Земли. С другой стороны, знание температур водных растворов литосферы позволяет использовать воды в энергетических и лечебных целях, а также при поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений. Переходя к общим вопросам гидрогеотермии, необходимо подчеркнуть, что тепловой режим подземных вод зависит от. К внешним космическим источникам энергии относится солнечная радиация. Поток солнечной радиации зависит от географической широты местности и изменяется во времени. Большая часть энергии этого потока поглощается Землей, что приводит к периодическому изменению температуры на ее поверхности и в прилегающих слоях. Глубина проникновения солнечной радиации увеличивается с возрастанием амплитуды и периода колебания температуры на земной поверхности. Фроловым выделены суточные, годовые и геологические циклы, продолжительностью от земных суток до галактического года. К внутренним планетарным источникам относится, главным образом, энергия радиогенного тепла, образующегося в результате распада радиоактивных элементов урана, тория и др. В литосфере теплоперенос осуществляется главным образом за счет теплопроводности и конвекции. Кондуктивная теплопроводность горных пород имеет атомно-молекулярный характер, возникает в неравновесных системах при наличии градиента температур и описывается уравнением Фурье:. Коэффициент теплопроводности пород К зависит от состава пород, их петрофизических свойств, термодинамических условий и определяется по данным лабораторных исследований. Конвекция - это передача тепла в горных породах движущимся потоком подземных вод. Водные растворы являются важнейшим фактором перераспределения тепла в недрах Земли. Многочисленными исследованиями установлено, что увеличение скорости фильтрационного потока приводит пропорционально к росту или снижению теплового воздействия вод. Охлаждающее влияние инфильтрационных вод, движущихся из области питания водоносных горизонтов, приводит к появлению гидрогеотермических аномалий отрицательного знака. Под гидрогеотермической аномалией понимается отклонение какого-либо геотермического показателя температуры, величины теплового потока и т. При движении вод из более погруженных частей гидрогеологического бассейна могут возникать гидрогеотермические аномалии положительного знака. Основными геотермическими параметрами при изучении теплового режима подземнЫх""вод являются геотермический градиент и геотермическая ступень. Геотермический градиент, отнесенный к интервалу в м, и геотермическая ступень связаны соотношением: В вертикальном разрезе земной коры имеет место геотермическая зональность. Большинство исследователей выделяют две зоны: Геотермозона включает в себя нижние слои земной коры и верхнюю мантию. Гидрогеотермический режим в пределах геотермозоны зависит от внутренних, эндогенных источников тепла. За нижнюю границу гелиотермозоны обычно принимают нейтральный слой. Это означает, что в конкретной точке Земли в зависимости от климата, рельефа, гидросети и. Выше и ниже этого слоя температура изменяется: Глубина залегания нейтрального слоя колеблется от десятка до нескольких десятков метров, но для большей части территории страны толщина слоя годовых теплообменов близка к 25м. Специалисты, занимающиеся изучением толщи многолетнемерзлых пород геокриозоны , вместо термина нейтральный слой используют понятие "слой нулевых годовых амплитуд", глубина залегания которого в областях развития мерзлых толщ зависит от мощности сезонноталого или сезонномерзлого слоя. Температура подземных вод нефтегазоносных бассейнов изменяется в широких пределах: Величины геотермического градиента в осадочном чехле разновозрастных структур изменяются в широком диапазоне. Наиболее полные сводки данных по изменению геотермических градиентов в осадочном чехле разновозрастных структур приведены Б. На основании этих данных и более поздней информации составлена таблица Величины геотермических градиентов числитель - пределы, знаменатель - среднее в нефтегазоносных регионах. Наиболее высокие значения геотермического градиента отмечены в межгорных впадинах и прогибах. Знание величины геотермического градиента в районе, где проводятся исследования, позволяет прогнозировать температуру на глубинах, еще не вскрытых бурением, или на глубинах, где по техническим причинам еще не было проведено замеров. Уже отмечалось, что в перераспределении тепла в нефтегазоносных комплексах пластовые воды играют большую роль. Они могут приводить к охлаждению недр, если двигаются от области питания в глубь бассейна, или к повышению температуры, если поток вод направлен из более глубоких частей бассейна к краевым зонам. Перераспределение тепловой энергии происходит и по тектоническим нарушениям, если они являются проводящими, так как это способствует проникновению вод с повышенной температурой вверх по разломам и образованию гидрогеотермических аномалий рис. Исходным материалом для гидрогеотермических исследований служат замеры температуры в скважинах, проводимые электрическими и для контроля ртутными термометрами. На основе обработки полученных данных строят гидрогеотермические разрезы, отражающие закономерности распределения температур. Распределение температур в продуктивных частях разреза Уренгойского месторождения по В. Составляют также карты геоизотерм, карты-срезы, на которых показывают изменения температур на определенных гипсометрических отметках например, на глубинах - , м и т. Сведения о геотермическом режиме недр позволяют судить о процессах нефтегазообразования и нефтегазонакопления в осадочной толще земной коры, так как температурные условия оказывают решающее влияние на степень преобразования органического вещества, на фазовое состояние углеводородов, их миграционные свойства и, в конечном итоге, на условия формирования скоплений углеводородов. Кривые распределения температур горных пород в меридиональном геологическом разрезе Западно-Сибирского бассейна по А. Температурные условия существенно влияют на свойства флюидов - воду, нефть, газ. Учет этих изменений в пластовых и поверхностных условиях необходим при подсчете запасов нефти и газа и при разработке залежей углеводородов. В последнее время значительно повысился интерес к термальным водам, используемым как в теплоэнергетике, так и в бальнеологии. Лечебные свойства вод нефтяных и газовых месторождений, которые в подавляющем большинстве термальные, определяются преимущественно высокой минерализацией, содержанием в них различных химических элементов и составом водорастворенных газов углекислоты, сероводорода, азота и т. В ряде случаев воды нефтяных и газовых месторождений обогащены йодом, бромом, железом и другими микроэлементами, имеющими лечебное и промышленное значение. Для нефтегазовой гидрогеологии наибольший интерес представляют термальные воды гидрогеологических бассейнов, содержащих залежи УВ. Как отмечалось выше, диапазон изменения температуры в нефтегазоносных бассейнах очень велик. Маврицкий предложил классификационную схему термальных вод, из которой в таблице 12 представлена только ее часть, относящаяся к нефтегазоносным бассейнам. Наибольшей тепловой и энергетической мощностью характеризуются месторождения термальных вод в районах современного вулканизма. Подобные месторождения термальных вод могут обеспечивать потребность в теплоте нескольких микрорайонов крупных городов и населенных пунктов с числом жителей до 50 тыс. Шпаком оценены потенциальные запасы термальных вод СНГ, а также определены районы, где в первую очередь могут использоваться термальные воды - это южные районы Западной Сибири, Предкавказье, Сахалин и некоторые другие. К этим структурам относятся бассейны вод, или гидрогеологические бассейны. Из приведенной на рис. А - бассейн пластовых вод; Б - суббассейн грунтовых вод; В - бассейн трещинных и жильно-трещинных вод; природные водонапорные системы:. Под бассейном пластовых вод понимается крупная впадина прогиб, синеклиза , выполненная преимущественно осадочными породами встречаются туфогенные и эффузивные коллекторы, например, в Восточной Сибири, Грузии, на Сахалине , залегающими на породах фундамента ложе бассейна , в пределах которой имеются водоносные пласты горизонты, комплексы с напорными водами и водоупорные толщи. При наличии мощных региональных водоупоров, ограничивающих снизу и сверху водоносные комплексы, в разрезе бассейна пластовых вод могут быть выделены гидрогеологические этажи. Бассейны пластовых вод характерны преимущественно для равнинно-платформенных условий, а также для предгорных и межгорных впадин. Бассейны трещинных и жильно-трещинных вод приурочены обычно к складчатым областям и кристаллическим щитам. Скопления вод связаны с трещинными зонами. В покровных отложениях нередко имеют место и порово-пластовые воды. Бассейны трещинных вод часто находятся и в фундаменте -ложе бассейнов пластовых вод. Крупные гидрогеологические бассейны, которые занимают огромные территории и имеют сложное строение, следует именовать гидрогеологическими мегабассейнами. К числу таких мегабассейнов можно отнести Прикаспийский свыше FAQ Обратная связь Вопросы и предложения. Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Глава I Подсчет запасов нефти и газа Россия всегда славилась своим корпусом горных инженеров и учеными геологами. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов 7. Общие положения Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитывают и учитывают в государственном балансе запасов полезных ископаемых России по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные - категории А, В, С. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи. Категория С-]- запасы залежи ее части , нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа часть скважин опробована испытателем пластов и положительных результатов геологических и геофизических исследований, выполненных в неопробованных скважинах. Запасы категории Cg используются для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геологопромысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты и частично для проектирования разработки залежей. Категория Сз - перспективные ресурсы нефти и газа подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района. Категория Дч - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого- стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Категория Дз - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого- стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований. Подготовленность разведанных месторождений залежей нефти и газа для промышленного освоения Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа подразделяются на: В целях ускорения промышленного освоения месторождений нефти и газа ведомствам, занимающимся разработкой месторождений, разрешается: Если после 5 лет разработки месторождения остаточные извлекаемые запасы нефти не будут превышать 1 млн. Оформление материалов подсчета запасов Материалы по подсчету запасов должны содержать: Кроме того, на нем помещается таблица с указанием принятых подсчетных параметров, количества подсчитанных запасов разных категорий. Методы подсчета запасов нефти Для подсчета запасов нефти используют следующие методы: Существуют несколько вариантов объемного метода: При подсчете запасов нефти объемным методом используют формулу 7. В общем случае площадь сечения пласта в направлении I-I- 7. Объем пласта определяется как площадь, заключенная внутри графика: Коэффициент открытой пористости А-п определяется на основании анализа кернов, отобранных из продуктивного разреза при бурении скважин. Последние не позволяют непосредственно установить величину пористости, но оценивают величины геофизических параметров, которые связаны корреляционными зависимостями с коллекторскими свойствами пород и, в частности, с их пористостью, определенной по керну. Средний коэффициент открытой пористости т вычисляется как средняя арифметическая или средняя геометрическая величина: Использование проницаемости пласта и вязкости нефти при прогнозе конечной нефтеотдачи. При граничных значениях проницаемости, попадающих на две соседние зависимости например, для проницаемости 50 и 2 м следует брать отсчеты по обеим зависимостям и значение нефтеотдачи принимать как среднее арифметическое из двух отсчетов. Комплексный геологопромысловый контроль за - текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. Кроме того, применение статистического метода не ограничивается режимом работы залежи. Он применим при любом воздействии на пласт. Поэтому запасы низких категорий С- , Сз подсчитывают объемным методом. Методы подсчета запасов газа При подсчете запасов газа различают свободный газ, то есть из газовых залежей и газовых шапок нефтегазовых газонефтяных залежей, и газ, растворенный в нефти попутный газ. Подсчет запасов свободного газа Объемный метод подсчета запасов свободного газа основан на тех же принципах определения объема залежи, что и объемный метод подсчета запасов нефти: Тогда формула для подсчета запасов примет следующий вид: Если месторождение газоконденсатное, то после определения запасов газа подсчитывают запасы газоконденсата: Подсчет запасов газа, растворенного в нефти Балансовые запасы газа, растворенного в нефти, рассчитывают по формуле: При водонапорном режиме при котором разрабатывается подавляющее большинство месторождений России газовый фактор в процессе эксплуатации залежи мало изменяется во времени, и извлекаемые запасы газа, растворенного в нефти, подсчитывают по упрощенной формуле: Требования, предъявляемые к разведочному бурению для получения качественных материалов для подсчета запасов и подготовки залежей нефти и газа к разработке Точность подсчета запасов нефти и газа зависит от качества полученного исходного материала. Понятия о категориях запасов. Понятия о группах запасов. Классификация запасов нефтяных и газовых месторождений. Требования, предъявляемые к исходным данным при подсчете запасов. Основные методы подсчета запасов нефти. Основные методы подсчета запасов газа. Объемный метод подсчета запасов нефти и его возможности. Характеристика подсчетных параметров, используемых в объемном методе. Требования, предъявляемые к разведочным скважинам при подсчете запасов. Раздел Ш Нефтегазовая гидрогеология Эта отрасль знаний занимается изучением гидрогеологических условий формирования, сохранения и разрушения углеводородов. Ходжакулиевым, 12 Каналин Л. Глава О Воды нефтяных и газовых месторождений в системе природных вод Нефть и углеводородные газы формируются в водной среде. Виды вод и условия их залегания В земной коре воды находятся в горных породах в разных формах. В зависимости от термобарических условий вода может быть жидкой, твердой лед и парообразной. Это воды песчано-алевролитовых пород, гра- - - виино-галечных. Условия залегания вод на континентах: А - надмерзлотные деятельного слоя, 6 - несквозного подозерного талика; В -сквозного питающего тектонического талика, Г - сквозного подруслового талика, Д - межмерзлотные, Е - внутримерзлотные, Ж - подмерзлотные контактирующие, напорные, 3 - неконтактирующие напорные насыщения рис. По режиму функционирования источники разделяются на: Основы гидрогеохимии Гидрогеохимия - раздел гидрогеологии, в котором изучаются: С протонами водорода, находящимися внутри двух орбиталей, связаны два полюса положительных электрических за- рядов воды. Преобладают в - - Рис. В значительно меньших концентрациях распространены СОз 2 ", S 2 -, К. Такие газы, - как диоксид углерода СОз и сероводород HzS, образуют с ионно-солевыми компонентами равновесные системы. Коэффициент растворимости газа зависит от минерализации воды в соответствии с уравнением Сеченова: Зорькин в классификации растворенных в пластовых водах газов по их составу выделяет четыре класса: В каждом классе выделяется тип газа по содержанию компонентов. Из жидких УВ наиболее распространены ароматические - бензол и его гомологи толуол, ксилолы , - - имеющие поисковое значение. Сжимаемость воды с растворенным газом приближенно вычисляется по формуле: В недрах под действием давления объем жидкостей уменьшается. Природные воды характеризуются объемными коэффициентами порядка ,2. О величине электропроводности 13 Каналин - можно судить по удельному электрическому сопротивлению, то есть сопротивлению в омах такого проводника электрического тока, длина в сечение которого равны единице. Из специальных анализов подземных вод следует отметить: Масс-ионную форму пересчитывают в ионно-эквивалентную путем деления величин содержания ионов, выраженных в граммах или миллиграммах, на величину эквивалента иона. Ниже приведены величины эквивалентов основных ионов: Так определяется содержание натрия: Способы изображения результатов химического и газового состава вод: Характерные отношения между ионами, положенные в основу классификации, выражаются тремя коэффициентами, названные генетическими: С1 rNa - rCl rCl - rNa С помощью этих коэффициентов генетических типа вод Табл. Такое соответствие справедливо лишь в самых общих чертах. Основы гидрогеомеханики Подземные воды - наиболее. Но, чтобы - - обеспечить строительство водопровода, необходимо было подсчитать количество воды, протекающее в единицу времени через сечение подрусловой части реки, то есть расход воды. На основании проведенных экспериментов им была выведена зависимость, получившая название закона Дарси: Пьезометрический напор подземных вод: Отношение у , или hp , называется пьезометрической высотой. Это высота, на которую должна подняться вода над данной точкой потока под влиянием гидростатического давления р - 7, Рис. Таким образом, напор будет равен сумме пьезометрической hp и геометрической Z высот над условно выбранной плоскостью сравнения. Гидравлический уклон напорный градиент - величина падения напора на единицу длины по направлению фильтрации: Физически коэффициент фильтрации отражает работу сил трения при движении в пористой среде. Коэффициент фильтрации прямо пропорционален проницаемости фильтрующей среды и обратно пропорционален вязкости фильтрующейся жидкости: Если иметь дело только с пресными водами, имеющими плотность, равную единице, то можно принимать пьезометри- Плоскость сравнения Рта? Схема расчета приведенных давлений: Наиболее распространен метод А. Им предложена следующая формула: Эта формула выведена для условия прямолинейного изменения плотности воды с глубиной. Следует однако отметить, что скорость фильтрации v не равна действительной скорости движения подземных вод и, так как она характеризует лишь фильтрационный поток. Таким образом, действительная скорость движения жидкости будет равна: Основы гидрогеотермии Гидрогеотермия - раздел гидрогеологии, посвященный изучению закономерностей теплопереноса и теплообмена в водоносных толщах земной коры. Переходя к общим вопросам гидрогеотермии, необходимо подчеркнуть, что тепловой режим подземных вод зависит от распределения и интенсивности тепла и условий теплопереноса. Конвективная составляющая теплопереноса имеет следующее выражение: Геотермический градиент - прирост температуры на единицу глубины:
Население на рынке ценных бумаг
Банки не проверяющие кредитную историю спб
Сколько разница с красноярском
Примеры искового заявления о лишении родительских прав
Aeronik asi 07hs2 aso 07hs2