1.Гипотезы происхождения нефти и газа: В настоящее время сформировались две теории происхождения нефти и газа:1)Органическая2)Неорганическая1) И.М.Губкин считал, что исходным для образования нефти является органическое вещество морских илов, состоящее из растительных и животный организмов. Процесс нефтеобразования делится на три этапа1) накопление органического материала и его преобразование в диффузно рассеянную нефть2)выжимание рассеянной нефти из нефтематеринских пород в коллекторы;3) движение нефти по коллекторам и её накопление в залежах.2) Сторонники неорганической теории считают, что нефть образовалась из минеральных веществ.В 1876 г. Д.И. Менделеев выдвинул, так называемую, «карбидную» гипотезу происхождения нефти. По мнению учёного во время горообразовательных процессов по трещинам-разломам, рассекающим земную кору, вглубь проникает вода, встречая на своем пути карбиды железа, она вступает с ним в реакцию, в результате которой образуются оксиды железа и углеводороды. Затем последние по тем же разломам поднимаются в верхние слои земной коры и образуют нефтяные месторождения.

2. Горные породы. Классификация горных пород. Земная кора состоит из горных пород. По происхождению горные породы делятся на 3 группы

1. Магматические(извержённые)

2. осадочные

3. метаморфические(видоизменённые)

Магматические образовались в результате застывания магмы. Имеет кристаллическое строение (базальт, гранит)

Осадочные горные породы образовались в результате осаждения органических и не органических веществ на дне водных бассейнов. Осадочные делятся на обломочные, химического, органического и смешанного происхождения.

1) обломочные - образуются в результате отложения мелких кусочков осажденных пород: гальки, глины, песка.

2)Химические- образуются в результате выпадения солей из водных растворов в результате химических реакций(каменная соль, гипс, бурый железняк, туф)

3) породы органического происхождения- образуются в результате окаменелости останков животного и растительного происхождения( известняки, мел)

4) породы смешанного происхождения- образуются из материалов обломочного, химического и органического происхождения(глины, известняки, мергемий)

Метаморфические породы состоят из магматических и осадочных пород под действием температуры и давления в земной коре(сланцы, мрамор, яшма)

Месторождения преимущественно из осадочных пород.

3.Формы и условия залегания осадочных горных пород.

Характерный признак осадочных горных пород - их слоистость. Пласты породы сложены из параллельных слоёв, отличающихся друг от друга составом, структурой, твёрдостью. Поверхность ограничивающая пласт снизу называется подошвой, сверху- кровлей. Изгиб пласта, направленный выпуклостью вверх, называется антиклиналью, а выпуклостью вниз синклиналью. Синклиналь и антиклиналь вместе образуют полную складку.

По происхождению горные породы делятся на проницаемые( коллектор) и непроницаемые( покрышки)

Коллектор- пласт обладающий системой пустот(трещин, каверн, пор) заполненных флюидами( нефть, газ, вода) по которому может перемещаться и добываться из него в промышленных количествах при разработки в жидкость и газ.

Поры- пустоты образованные меж зерновыми пространствами и представляющие собой сложные капелярные системы.

Трещины-пустоты образованные в результате разрушения сплошности породы как правило под действием механических напряжений.

Каверны- пустоты значимого размера, образованные в результаты выщелачивания горной породы. В отличии от пор гравитационные силы преобладают капиллярные. Обычно к кавернам относятся пустоты 1-3мм, диаметр от 0,0002-0,5мм.

Выделяют следующие типы коллекторов:

-поровые. Состоят из зернистых материалов, пустотами которых являются меж зёрновые поры.

-трещиноватые - образованы из непроницаемых пород, которые содержат систему микро и макро трещин, вмещающих в себя нефть, газ, жидкость.

-кавернозные- непроницаемые горные породы, содержащие пустоты в виде каверн, насыщенной нефтью, газом и жидкостью.

-коллектора смешанного типа являются комбинацией различных типов коллекторов. Порово-трещиноватые, порово-кавернозные, кавернозно-трещиноватые.

Покрышки- непроницаемые горные породы. Породы химического и смешанного происхождения не нарушенные трещинами. Могут представлять глины.

4-5. Запасы нефти и газа. По результатам бурения разведочных скважин проводится оценка возможностей промышленной добычи углеводородного сырья, определение размера залежи, коллекторские свойства пласта, возможность отдачи нефти и газа. Коэфф. нефтеотдачи и газоотдачи. Анализ всех этих факторов позволяет рассчитать запасы месторождений. Объём нефти и газа, хрянящийся в подземных вместилищах(пластах-коллекторах) называются запасами месторождения.Запасы у/в сырья подсчитываются по каждой залежи и по месторождению в целом при условиях, приведённым к стандартным. В нефти и конденсатах в тысячах тонн, в газе в миллионах м³. По степени изученности запасы Н и Г, имеющие промышленное значение подразделяются на разведанные-категории А, В, С₁ и предварительно оценённые С₂. Катег А- детальноизученные и точноподсчитанные на площади запасы, подтвержденные промышленными притоками Н и Г. Для данной категории должны быть хорошо известны параметры пласта(толщина, площадь, пористость, проницаемость и физ-хим свойства жидкостей и газов).

Катег В- это запасы, посчитанные по площади, промышленная нфтегазоносность доказана при бурении с благоприятными геолого-промысловыми показателями.(приближенно изучены параметры пласта и свойства Н иГ) Катег С₁-запасы, НГносность которых установлена на основании промышленных притоков Н и Г из отдельных скважин при благоприятных геолого-промысловых данных) Катег С₂- исп. для определения перспективности месторождения, для планирования геолого-разведочных работ или исследований скважины. По народно-хозяйственному значению выделяют следующие группы: Балансовые- это общее кол-во полезных ископаемых в залежи. Забалансовые - запасы. выработка которых на данном этапе нерентабельна( из-за малого количества, сложных условий эксплуатации, плохих качествах Н и Г, низких добывных возможностей скважины. Извлекаемые- это та часть балансовых запасов, кот. может быть отобрана из недр методами, соответствующими совр. уровню техники и технологии. Остаточные запасы-это запасы, оставшиеся в недрах после завершения разработки месторождения. Трудноизвлекаемые запасы(ТИЗ)- это запасы месторождений, отличающиеся неблагоприятными для извлечения геологическими условиями залегания нефти или газа и их физ. свойствами.

6. Методы поиска залежей нефти и газа В ходе поисково-разведочных работ применяются геологические, геофизические, гидрогеохимические методы, а также бурение скважин и их исследование. Про ведение геологической съёмки предшествует всем остальным видам работ. Для этого геологи выезжают на полевые работы. В ходе них изучают пласты горных пород, выходящие на дневную поверхность, их состав и углы наклона. По возвращении домой проводятся камеральные работы, т.е. обработка материалов. итогом геологических работ являются геологическая карта и геологические разрезы местности. Геофизические метды: 1)сейсмическая разведка. Основана на использовании закономерностей распространения в земной коре искусственно создаваемых упругих волн. Волны создаются следующим образом:

-взрывом специальных зарядов в скважинах глубиной до 30 метров

-вибраторами

-преобразователями взрывной энергии в механическую.

2)электрическая разведка основана на различной электропроводности горных пород. Так, гранит, известняки, песчаники, насыщенные соленой минерализованной водой хорошо проводят электрический ток, а глины, песчаники, насыщенные нефтью, обладают очень низкой электропроводностью.

3)гравиразведка основана на зависимости силы тяжести, на поверхности Земли от плотности горных пород. Породы, насыщенные нефтью или газом имеют меньшую плотность, чем те же породы содержащие воду. Задачей гравиразведки является определение мест с аномально низкой силой тяжести.

4) магниторазведка основана на различной магнитной проницаемости горных пород. Наша планета огромный магнит, вокруг которого расположено магнитное поле. В зависимости от состава горных пород, наличия нефти и газа это магнитное поле искажается в различной степени. Часто магнитомеры устанавливают на самолеты, которые на определенной высоте совершают облёты исследуемой территории.

5)газовая съёмка заключается в определении присутствия углеводородных газов в пробах горных пород и грунтовых вод, отобранных с глубины от 2 до 50м.

6)люминесцентно-битуминологическая съёмка основана на том, что над залежами нефти увеличено содержание битумов в породе, с одной стороны, и на явлении свечения битумов в ультрафиолетовом свете, с другой.

7) гидрохимический метод основан на изучении хим. Состава подземных вод и содержания в них растворенных газов, а также орг. Веществ, в частности аренов. По мере приближения к залежи концентрация этих компонентов в водах возрастает, что позволяет сделать вывод о наличии в ловушках нефти или газа.

7.Поиск нефти и газа с помощью глубокого бурения

Бурение скважин применяют с целью оконтуривания залежей, а также определения глубины залегания и мощности нефтегазоносных пластов.

Наиболее распространенный способ исследования скважин - электрокаротаж. В этом случае в скважину после извлечения бурильных труб опускается на тросе прибор, позволяющий определять электрические свойства пород, пройденных скважиной. Результаты измерений представляются в виде электрокаротажных диаграмм. Расшифровывая их, определяют глубины залегания проницаемых пластов с высоким электросопротивлением, что свидетельствует о наличии в них нефти.

8. Состав и физические свойства газов.

Природные газы( углеводородные) принято делать на 3 группы: 1) чисто газовых месторождений( 90-99% метана), 2) газы, добыв. из газоконденсатных месторождений(80-89%), 3) попутный нефтяной газ(30-70%). 1) прир. и нефт. газы состоят из предельных углеводородов метана и его гомологов общей группы C_nH_2n+2( метан, этан, пропан, бутан, пентан и т.д.). Кроме того в газе могут присутствовать CO₂, N₂, H₂S и инертные газы. В составе газа всегда есть пары воды и механические примеси.

Газоконденсат- легкая у/в жидкость, кот. появляется из газовой фазы при снижении давления и температуры до опред. значения, для каждой залежи эти значения свои. Основные параметры и свойства: 1)Молекулярная масса – сумма масс всех атомов, входящих в состав молекулы. измеряется в молях, киломолях. M=∑ M_i*y_i 2)Плотность у/в газов измеряется при нормальных и стандартных условиях ρ_г=m_г/V_г 3)Относительная плотность газа- показывает во сколько раз масса данного газа, закл. в опред. объёме при данных давлении и температуре больше или меньше массы сухого воздуха, в том же объёме при тех же условиях. 4)Для описания состояний идеального газа используют уравнения клайперона- Менделеева.учитывается коэффициент сверхсжимемости газа. PV=Z*(m/M)*RT z-коэфф сверхсжимемости . 5)Значение z можно найти по кривым Брауна или с помощью аналитических зависимостей. Приведенным(P_пр) давлением наз. отношение давления газа к его критическому давлению. Крит. давление- давление при котором исчезает граница между жидкостью и паром. 6)Для перехода от объёма, заним. газом в норм. условиях к объёму, заним. этим же газом в пластовых условиях польз. объёмным коэффициентом. β=Z(T/T₀)*(P/P₀) 7)Растворимость газов в нефти- характ. коэф. растворимости (ά), кот. показ. газа растворено в единице объёма нефти при повыш давления на единицу. 8)Влажность газа- массовое отношение воды к ед. объёма газа. 9)Относ. влажность газа- отношение факт. содержания паров воды в ед. объёма газа к кол ву водяных паров в том же объёме. 10) Теплоемкость-кол-во теплоты, необх. для нагревания един. массы на 1 °С 11)Диффузия- проникновение молекул одного газа в среду другого за счёт броуновского движения. 12)эффузия- истечение агза в вакууме. она происходит при движении газа в пористых средах.

9.Состав и физико-химические свойства нефти. Горючая маслянистая жидкость цвет которой варьируется от светло желтого, светло коричневого до темно бурого до черного. Нефть представляет собой сложную природную смесь углеводородов(УВ), которые находятся в ней в жидком, газообразном, твердом состоянии. Кроме УВ в нефти присутствует в небольшом количестве кислород, сера, азот(0,5-8% по массе). А так де такие микро компоненты как хром, никель, фосфор и другие (0,02-0,03% по массе). В нефти встречаются следующие группы углеводородов: метановые (содержит до 20% в нефти), нафтеиновые (от 20 до 75%), ароматические (от 15 до 20%). Если в УВ число атомов от 1 до 4 то они в газообразном состоянии, от 5-16 в жидком, от 17 и выше- в твердом. Состав УВ влияет на товарное качество нефти. Различают нефти легкие(бензин), и тяжелые(топливо). Качество нефти сильно зависит от содержания в ней парафина, повышенное количество которого приводит к увеличению температуры, застывания и выпадении парафина, что усложняет добычу и перекачки нефти. –высоко парафинистая (больше 2%) , слабо парафинистая (от 1 до 2%), без парафинистая (меньше 1%), высокосернистые (больше 0,5%), малосернистые (меньше 0,5%). Асфальто- смолистое вещество состоит до 76% от массы нефти. Они содержат до 93% кислорода, нафтеиновые жирные кислоты, фенол, азот. Смолы могут состоять до 60% массы нефти, находится в нефти в виде калоидно растворенных частиц, представляя собой вязкие, темно- окрашенные жидкости, при воздействии на них кислотами, повышается температура, светом, превращаются в асфальтены – хрупкие, твердые вещества темного цвета. Отличаются содержанием (V, Ni, Fe). Минеральные компоненты нефти состоят (V,Ni,P,Li,Si..). Физико-химические свойства. 1) плотность- масса нефти в ед объема. При нормальных условиях от 700 до 1000кг/м^3/ Различают легкие(700-800), средние(800-850), тяжелые(больше 850). Плотность нефти зависит от состава, давления и температуры. Плотность нефти добытой из скважины всегда выше плотности нефти находящейся в пласте. Чем больше нефть насыщается газом и чем больше температура пласта, тем ниже плотность нефти. Н.у. t=0°(273К), p=10 ^5 Па= 0,1 мПа. Стандарт условия t=20°(293К), p=10 ^5 Па= 0,1. Для сравнения параметров нефтей различных месторождений, их приводят к стандартным условиям, для сравнения. В лабораторных условиях плотность жидкости определяют с помощью ареометра по величине погружаемого поплавка. 2) Вязкость- свойство нефти, оказывать сопротивление взаимного перемещения ее частиц при движении, зависит от силы взаимодействия между молекул жидкости(нефти). Различают динамическую, кинематическую. Динамическая- сила сопротивления 2-ч слоев жидкости площадью 1м ^2 перемещающихся относительно друг друга на расстояние 1 м со скоростью 1 метр в секунду. Размерность ее составляет Па*с. В не системной ед динамической вязкости является Пуаз. Пуаз 1 П= 0,1 Па/с; 1 сП=10^-3 Па/с= 1 мПа/с. Жидкость с вязкостью 1 Па/с относится к числу высоковязких. Вязкость пластовых жидкостей и газов намного ниже 1 Па/с, поэтому чаще используют 1 мПа/с. Различают 1) маловязкие нефти 0,5-10 мПа/с. 2) нефти со средней вязкостью 10-30 мПа/с. 3) Высоковязкие больше 30 мПа/с. Кинематическая- отношение динамической вязкости жидкости, ее плотность при той же температуре. Vн=(,u)/(плотность) м^2/c. В несистемной ед измерения является стокс(СТ) 1 СТ=10^-4 м^2/c, сантитокс= 10^-6 м^2/c. Вязкость нефти зависит от состава, от количества растворенного газа в ней, от температуры, от давления. Чем больше давление, тем больше вязкость. С увеличением температуры и количеством растворенного газа, вязкость нефти уменьшается, => вязкость пластовой нефти всегда меньше добытой нефти. 3) Давление, насыщение Н и Г. Давление при котором газ начинает выделяться из жидкости, т.е. появляются первые пузырьки газа. 4)Газовый фактор нефти.(газосодеражние нефти). Количество газа растворенного в ед объема нефти Г= Vг/Vн G=Vг/Mн (при норм условиях). Различают 1) низкий газовый фактор (меньше 20 м(меньше 20 м^3/т . 2) средний (от 20 до 100) 3) больше 100. 5)Объемный коэфицент нефти. Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти на поверхности, после выделения из нее растворенного газа, при нормальных условиях. b=Vн пл.усл/Vн поверх. Усл. Изменяется от 1 до 2х. 6)Сжимаемость нефти- способность нефти изменить свой объем при изменении термоболических условий. Упругость нефти измеряется коэфицентом сжимаемости, который равен отношению изменения объема нефти к ее первоначальному объему при изменении давления. ,B= deltaV/(Vo-delta p) Па^-1. От 5* 10^-10 до 140* 10^-10) Па^-1

10 Состав и физико-химические свойства пластовых вод. Пластовая вода в Н и Г залежах может наход. в Н и Г зонах, эту воду назыв связанной или остаточной. Параметры, характ. состав пластовых вод: 1)минерализация-кол-во раств. минеральных солей. Компоненты: натрий, кальций, магний, хлориды, карбонаты металлов. 2)жесткость воды- содержание растворенных солей кальция и магния и оценив в градусах. 1 градус- это содержание оксида кальция в размере 10 мг/л. 3)щелочно-кислотные свойства выраж водородным показателем рН.

Физ.-хим свойства:во многом совпад со свойствами Н иГ, но плотность завис. от давления и температуры, минеральзации, вязкость зависит от темп. и минерализации пластовой воды. 1)поверхностное натяжение-хар-ка, показ. возможность сцепления воды с контактируемой поверхностью. 2)объёмный коэфф. пласт. воды(b)- отношение объёма пластовой воды с раств. в ней газом в пласт. условиях к объёму этой же воды на поверхности после её дегазации. 3)сжимаемость пластовой воды- способность изменят свой объём под действием внешнего давления. Коэфф. сжимаемости β=∆V/(V₀*∆p) 4)растворимость газов в пластовой воде. увел с ростом давлнеия и уменьш с ростом температуры. 5)образование эмульсий. эмульсия-дисперсная среда двух нерастворимых или малорастворимых жидкостей.

12 Понятие о скважине19.конструкция.. Бурение - это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра. Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.

Элементы конструкции скважин приведены на рис. 1. Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.

Рис. 1. Конструкция скважины: 1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе ицементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором II. Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения. После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной. Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором. Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке. В устойчивых породах призабойную зону скважины оборудуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины. Устье скважины в зависимости от ее назначения оборудуют арматурой (колонная головка, задвижки, крестовина и др.). При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины. Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, и служат для изучения состава и возраста слагающих их пород. Параметрические скважины закладываются в относительно изученных районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив нефтегазоносности. Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению. Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти и газа. Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения необходимых исходных данных для подсчета запасов нефти и газа, а также проектирования ее разработки. Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр. Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов (закачки воды, газа и т.д.). Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей (изменением давления, положения водонефтяного и газонефтяного контактов и т.д.). Кроме того при поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят картировочные, сейсморазведочные, специальные и другие скважины.

13.Виды скважин по назначению. При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины. Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, и служат для изучения состава и возраста слагающих пород.

Параметрические скважины закладываются в относительно изученных районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив нефтегазоносности.

Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.

Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти и газа.

Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения необходимых исходных данных для подсчёта запасов нефти и газа, а также проектирования её разработки.

Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр

Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов(закачки воды, газа и т.д.)

Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежи(изменения давления, положения водонефтяного и газонефтяного контактов и т.д.)

14. Классификация способов бурения. По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая её, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на неё.

Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в разработке и для бурения нефт. и газ. и месторождений не применяются.

Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом, подвешенным на канате. Буровой инструмент включает также ударную штангу и канатный замок. Возвратно поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок. В настоящее время ударное бурение скважин а нашей стране не применяется.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб(роторное бурение) или от забойного двигателя, установленного непосредственно над долотом.