Строение земной коры.

Все знания о строении и истории развития земной коры составляют предмет, называемый геологией. Земная кора – это верхняя (каменная) оболочка Земли (литосфера, литос- камень).

Земля состоит из трех оболочек: Ядро радиусом 3400 км, внутренняя часть ядра твердая железо-никелевого состава. Мантия на глубине от 50 до 2900 км. Мантия находится в расплавленном состоянии, в верхней части располагаются магматические очаги. Выше мантии находится земная кора.

Мощность земной коры меняется от 7 до 40 км (океан – материк).

Земная кора состоит из горных пород, различных по происхождению: магматические (изверженные), осадочные и метаморфические (видоизмененные).

Магматические породы образовались в результате застывания магмы и имеют кристаллические структуры. Животных и растительных остатков в них не содержится (базальты, граниты).

Осадочные породы образовались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и поверхности материков. В свою очередь они делятся на обломочные породы, породы органического, неорганического и смешанного происхождения.

Обломочные породы образовались в результате отложения мелких кусочков разрушенных пород (валуны, гравий, песчаники, галечники, пески, глины и др.).

Породы химического происхождения образовались вследствие выпадения солей из водных растворов и в результате химических превращений в земной коре (гипс, каменная соль, бурые железняки, кремнистые туфы и др.).

Породы органического происхождения являются окаменелыми остатками животных и растений содержатся в осадочных породах.

- поровые, состоящие из зернистых материалов (пески, песчаники), пустотами в которых являются межзерновые поры;

- трещинные (трещиноватые), образованные из непроницаемых опор, но вмещающие в себя жидкости и газы за счет многочисленных микро и макротрещин (трещиноватые известняки и др.)

- каверновые (кавернозные), пустоты в которых образованны полостями – кавернами различного происхождения (например образованными в результате растворения солей проникающими в поры поверхностными водами)

- смешанные.

Свойства коллекторов: пористость и проницаемость.

Пористость характеризует емкость коллектора и выражается отношением объема пор и пустот к объему породы, называемым коэффициентом пористости.

(известняки, мел и др.).

Породы смешанного происхождения сложены из материалов обломочного, органического и химического происхождения (мергели, глинистые и песчаные известняки).

Метаморфические породы образовались из магматических и осадочных пород под воздействием высоких температур и давлений в толще земной коры (сланцы, мрамор, яшмы и др.).

По проницаемости горные породы делятся на проницаемые (коллекторы) и непроницаемые (покрышки). Коллекторы – любые горные породы, которые могут вмещать в себя и отдавать жидкости и газы, а также пропускать их через себя при наличии перепада давления. Подавляющее большинство скоплений нефти и газа (более 99%)

Коэффициент общей пористости включает в себя отношение объема всех пустот, пор и трещин к объему породы.

Коэффициент открытой пористости меньше, чем абсолютной, так как он учитывает только объем связанных, открытых полостей, по которым возможно движение флюидов.

Коэффициент эффективной пористости меньше чем открытой за вычетом объема связанной (остаточной), реликтовой воды, которая осталась в коллекторе, т.е. не полностью отжатая вода при уплотнении осадка и превращения его в породу.

Теоретически возможная величина пористости 47,6%, на практике общая пористость редко превышает 30%, а открыта колеблется от 15 до 25-29%.

Проницаемость характеризует фильтрационную способность коллектора, т.е. способность породы пропускать через себя жидкости и газы. Между пористостью и проницаемостью коллекторов нефти и газа существует прямая зависимость, т.е. коллекторы, имеющие высокую пористость имеют высокую проницаемость и наоборот. За единицу проницаемости принимают 1 мкм² (СИ) или 1 Д – дарси). Это очень высокая проницаемость, которая редко встречается, поэтому для расчета коэффициента проницаемости используется единица 1 мд=0,001Д или 0,001мкм².Хорошопроницаемые 100-500 мд, вымокопроницаемые – выше 500 мд, низкопроницаемые менее10 мд.

Для нахождения углеводородов в коллекторе необходимо их надежное перекрытие плотными, практически непроницаемыми породами, которые называются покрышками.

Коллекторы и залегающие непосредственно над ними породы-покрышки вместе формируют природные резервуары (ПР).

Пластовый ПР, имеющий сравнительно небольшую толщину, распространяется на значительные расстояния (сотни и тысячи м), ограничиваясь сверху и снизу непроницаемыми слоями.

Массивный ПР представляет собой мощную толщу проницаемых пород, перекрытую сверху и с боков непроницаемыми породами. В целом, эта толща может достигать сотен и тысяч м, иногда до 1,5км и более.

Литологически ограниченный ПР – коллектор, ограниченный со всех сторон непроницаемыми породами.

Емкость резервуаров определяется их размерами и пористостью коллектора. Первые три типа резервуаров могут иметь высокую емкость, что и определяет нахождение в них значительных скоплений УВ, если имеются благоприятные ловушки нефти и газа.

ЛНиГ – застойная часть природного резервуара, где устанавливается равновесие между нефтью, газом и водой.

По генезису ловушки делятся на:

Литологические ловушки образуются за счет изменения состава пород.

Стратиграфические ловушки связаны с поверхностями стратиграфических несогласий, под которыми могут находиться антиклинали и моноклинали, сложенные разными породами, включая коллекторы.

Рифогенные ловушки связаны с погребенными рифовыми телами различного размера и формы.

Нефть и газ – тоже горные породы, но не твердые, а жидкие и газообразные. Вместе с другими горючими осадочными породами (торф, бурый и каменный уголь, антрацит) они образуют семейство каустобиолитов, т.е. органических горючих пород.

Существует две теории происхождения нефти: органическая и неорганическая.

Условия залегания:

Каким бы ни был механизм образования углеводородов, для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо:

- Наличие коллектора;

- наличие покрышки;

- наличие ловушки газа.

Скопление нефти и газа в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется промышленной залежью.

Физические и химические характеристики нефти и газа:

1. по физическому состоянию: твердые, жидкие и газообразные;

2. по химическому составу: элементарный, групповой и фракционный

Основными элементами являются Углерод(83-87%), водород(11-14%),

3. физические свойства: плотность, теплота сгорания, растворимость.

Нефть и газ – тоже горные породы, но не твердые, а жидкие и газообразные. Вместе с другими горючими осадочными породами (торф, бурый и каменный уголь, антрацит) они образуют семейство каустобиолитов, т.е. органических горючих пород.

Существует две теории происхождения нефти: органическая и неорганическая.

/1, стр.59-66/

/3, стр.120-127/

Условия залегания:

Каким бы ни был механизм образования углеводородов, для формирования крупных скоплений нефти и газа необходимо:

- Наличие коллектора;

- наличие покрышки;

- наличие ловушки газа.

По химическому составу нефти следует выделять: элементарный, групповой и фракционный состав.

Элементарный состав нефти:углерода С=84 - 88%, водорода Н=12 - 14%, в сумме содержание кислорода, серы и азота (О+S+N) составляет 1-2%. Содер­жание металлов в нефти менее 1% (ванадий, никель, сви­нец, железо и др.).

По групповому составув нефти выделяют­ся следующие группы углеводородов (УВ): 1) УВ метано- вого (парафинового) ряда с формулой Сп Н2п+2 (предель­ные УВ). Эту группы составляют алканы, парафины. 2) УВ нафтенового ряда с формулой Сп Н2п (непредельные УВ), называемые циклопарафинами, цикланами. 3) Ароматиче­ские или бензольные УВ - циклического строения, назы­ваемые аренами. 4) Кислородные, сернистые, азотистые соединения, называемые гетероэлементами. К ним отно­сятся нафтеновые и жирные кислоты, фенолы, эфиры, тиофан, пиридин. Указанные высокомолекулярные соеди­нения входят в состав асфальтово - смолистой части неф­ти. Чем больше гетероэлементов в нефти, тем более густой и вязкой она является, тем сложнее ее извлекать (подни­мать на поверхность).

Фракционный составнефти - выделение фракций по температуре выкипания. Фракция, выкипаю­щая до 60° С - петролейный эфир, до 200° С - бензино-лигроиновая, от 200 до 300° С - керосино-газойлевая фрак­ция, от 300 до 500° С -соляровая фракция, свыше 350° С -остается мазут.

Таким образом, нефть имеет сложный химический со­став и представляет собой смесь различных углеводород­ных соединений, а также в небольших количествах при­месь металлов (V, Ni, Pb, Fe и др).

В состав природных газоввходят: простей­шие метановые УВ, в том числе предельные: метан СН4, этан С2Н6, пропан СЗН8, бутан С4Н10 и в небольших ко­личествах непредельные У В: этилен С2Н4, пропилен СЗН6 и др. Кроме УВ в состав газов входят: С02, N2, Н2, H2S, Не, Аг и др.

Конденсат- смесь жидких УВ с газом в пласто­вых условиях. Сырой конденсат - УВ в стандартных усло­виях, находящиеся в жидком состоянии с растворенными в них газами. Конденсат, состоящий только из жидких УВ (от пеитанов и выше) при стандартных условиях, называют стабильным. До 200 °С выкипает 60-80% конденсатов, но есть такие, конец кипения которых лежит в пределах от 350 - 500 °С. Наличие высококипящих УВ в конденсатах отличает их от выделяемых из попутных газов газовых бензинов, имеющих конец кипения не выше 130 - 160 °С. Конденсатность - содержание жидких УВ в газе в пласто­вых условиях (см³/ м³, г/ м³).

По физическим свойствам нефти и газа можно выде­лить некоторые общие свойства, а также специфические, характерные либо только для нефти, либо только для газа.

Из общих свойств выделим: плотность, теплоту сгора­ния, растворимость.Плотность(г/ см³ , кг/ м³ ) - масса единицы объе­ма. Для нефти она рассчитывается при Т = 20 °С и сравни­вается с плотностью дистиллированной воды того же объ­ема при Т = 4 °С. Значение плотности для нефти колеблет­ся от 0,760 до 1,00 г/ см³.

Плотность для газа рассчитывается как относительная плотность по воздуху (плотность воздуха = 1,293 кг/ м³). Плотность газа составляет 0,573 - 0,835 кг/ м³ .

Теплота сгоранияили теплотворная способ­ность (ккал, Кдж) для нефти - это количество теплоты, вы­деляемой 1 кг при сгорании до конца (до С02+Н20), и со­ставляет 10500 - 10900 ккал. Для газа эта величина значи­тельно выше, в среднем 35160 ккал. Теплота сгорания для газа - количество теплоты, выделяемой 1 м³ газа при пол­ном сгорании.

Растворимость- объединяющее свойство, хо­тя имеет некоторые различия. Нефть в воде растворяется очень мало, а хорошо растворима - в органических раствори­телях, в жирных попутных газах, в углекислом газе (С02).

Газ - хорошо растворяется в воде, в нефти, в органиче­ских растворителях.

Специфические свойства, характерные только для неф­ти: вязкость, люминесценция, оптическая активность, ди- электрические свойства (включая нефтепродукты), тепло вое расширение.

Вязкостьнефти - способность оказывать сопротивление перемещению частиц под влиянием действующих на них сил (единицы измерения СП или Па*с (1СП = 0,001 Па*с). Вязкость обусловлена групповым УВ составом, количеством и строением гетероэлементов (О, S, и Соединений), содержанием твердого парафина. Чем больше ароматических и нафтеновых УВ и гетеро­элементов, тем больше молекулярный вес и больше вяз­кость нефти.

Вязкость зависит от температуры, при этом она снижа­ется при повышении температуры. Легкие нефти с не­большим содержанием парафина, как правило, маловязкие, что облегчает их извлечение на поверхность.

Люминесценциянефти - способность све­титься (холодным) свечением под действием различных причин, в том числе, под действием дневного света.

Оптическая активностьнефти - способ­ность вращать плоскость поляризации светового луча и почти всегда вправо. Угол вращения от 0,1° до нескольких градусов.

Нефть и нефтепродукты не проводят электрический ток, т.е. они являются диэлектриками, поэтому использу- ются в промышленности для изготовления различных изо-ляторов.

Тепловое расширениенефти способ­ность увеличиваться в объеме при нагревании.

Специфические свойства газа: гидратообразование и сорбция.

Гидратообразование газа- образование кристаллогидратов газов (клатратов) при низких темпера­турах и при наличии воды. Критическая температура гид-ратообразования для: метана - 21,5 °С, этана - 14,5 °С, пропана - 5,5 °С, изобутана - 2,5 °С, н-бутана - 1 °С. Начи­ная с пентанов, УВ гидратов не образуют. Разное количе­ство молекул воды присоединяется к молекуле газа при образовании кристаллогидратов, например, СН4- 7 Н20, С2Н6- 8 Н20, СЗН8- 18 Н20 и т.д.

Скопления кристаллогидратов газа выявлены в усло­виях вечной мерзлоты при глубине промерзания 500-700 м и даже 1000 м.

Сорбция газов- их способность поглощаться твердыми или жидкими поглотителями (сорбентами). К сорбентам относятся: уголь, силикагель и др. На этой осо­бенности газов основан хроматографический метод раздельного определения различных групп УВ.

На ряде нефтяных местоскоплений наблюдается ретроградная конденсация,т.е. обратная растворимость. Она заключается в следующем. При по­вышении давления часть газа растворяется в нефти. При дальнейшем повышении давления жидкость переходит в газ. Явления перехода газа при повышении давления через жидкую фазу в парообразную и вновь при падении давле­ния - в жидкую получили название ретроградных.

Для обнаружения завасрв нефти и газа проводят поисковые и разведочные работы, используя геологические, геохимические и геофизические методы. Геохимия — это наука, изу­чающая химический состав Земли, распространенность и законы рас­пределения в ней химических элементов. Геофизика — наука, изучаю­щая физические свойства Земли.

Поисковые работы начинаются с геологических исследований мест­ности.

Полевые геологические работы проводятся в два этапа.

Целью первого этапа, называемого общей геологической съемкой, является составление геологической карты местности, которая дает представление о выходах коренных пород на поверхность земли, о строении современных отложений на исследуемой площади, однако характер залегания коренных пород остается неизученным. При прове­дении общей геологической съемки никаких горных выработок на пло­щадке не делают, а только расчищают площадку для обнажения корен­ных пород. Проводят визуальные наблюдения выхода на поверхность пластов горных пород, измеряют их толщину, отбирают образцы этих горных пород и остатков ископаемых организмов. Полученные данные по пластам наносят на топографическую карту. На этой карте услов­ными значками обозначают углы падения пластов и другие элементы залегания пластов. При проведении второго этапа — детальной струк­турно-геологической съемки осуществляют бурение картировочных и структурных скважин глубиной от 20 до 300 м. Картировочные сква­жины позволяют уточнить геологическую карту, а структурные — по­строить так называемую структурную карту. Применение таких неглу­боких скважин позволяет определить толщины (мощности) наносов и позднейших отложений поверхностных слоев, а также установить форму залегания слоев коренных пород. Данные, полученные в кар­тировочных скважинах, позволяют построить уточненную геологичес­кую карту.

Геофизические методы поисков и разведки связаны с исследованием строения земной коры физическими способами. На практике исполь­зуют ряд геофизических способов: гравиметрический, магнитный, электрический, сейсмический. Но наибольшее распространение нашли электрический и сейсмический способы. Электрический способ основан на различном электросопротивлении (электропроводности) горных пород, составляющих пласты. Известно, что такие породы, как граниты, известняки, песчаники, насыщенные минерализованной водой, обладают хорошей электропроводностью, в то же время такие горные породы, как глины, песчаники, насыщенные нефтью, имеют очень плохую элек­тропроводность. Поэтому если заранее известно электрическое сопро­тивление горных пород, то по характеру распределения искусственно созданных в земной коре электрических полей можно определить харак­тер и последовательность залегания горных пород. На практике ис­пользуют два метода электроразведки: при создании электрического поля с поверхности земли через специальные электроды и при созда­нии электрического поля между электродами, опущенными в специаль­но пробуренные скважины. В первом случае через специально забитые в землю электроды пропускается электрический ток. С помощью дру­гой измерительной пары электродных стержней, забитых в землю, а также специальной аппаратуры определяют электрические поля. Во втором случае в специально пробуренную скважину на кабеле опуска­ют измерительную установку (зонд), состоящую из трех электродов, а четвертый электрод заземляют на поверхности. С помощью специаль­ных приборов измеряют разности потенциалов между электродами по глубине скважины. При этом .с помощью самозаписывающих устройств записывается диаграмма электрического сопротивления пород и кри­вые электрических потенциалов. На глубинах, где расположены глины или насыщенные нефтью песчаники, регистрируется значительное по­вышение электрического сопротивления. Там же по глубине скважины, где расположены такие горные породы, как гранит, известняки, пес­чаники, насыщенные минерализованной водой, фиксируются зоны малого электросопротивления. Таким образом, по данным электрораз­ведки можно установить глубину залегания и мощность нефтеносных пластов.

Большое распространение в практике поисков и разведки нефти и газа нашли сейсмические методы. При использовании сейсмических методов в толще земной коры создают искусственно упругие волны. Такие волны возбуждаются с помощью взрывов или с помощью невзрывных устройств — диносейсов и вибросейсов. Частицы горных пород испытывают упругие колебания и передают их друг другу. В ре­зультате возникают упругие или сейсмические волны.

Скорость и характер распространения сейсмических волн опреде­ляются свойством горных пород. Распространяясь в толщах земли, сейсмические волны встречают на своем пути горные породы с различ­ными упругими свойствами, т.е. с различной плотностью. На границах раздела толщ горных пород различной плотности происходит частичное отражение сейсмических волн, а частично волны, преломляясь, прохо­дят внутрь залегающей толщи пород. Затем они отражаются от следующей поверхности раздела двух толщ с разной плотностью. Отраженные волны возвращаются к поверхности земли и регистрируются специаль­ными сейсмоприемниками. По времени прохождения отраженных волн и известному расстоянию от места источника взрыва рассчитывают глубину залегания горных пород.

Рассмотренные геофизические методы разведки позволяют опре­делить в толще земной коры структуры, благоприятные для форми­рования ловушек нефти и газа. Однако практика показывает, что не все выявленные структуры обязательно содержат нефть или газ. Для того чтобы из серии обнаруженных геологических структур — потен­циальных ловушек нефти или газа выделить нефте- или газосодержащие, используют геохимические методы разведки.

К геохимическим методам относят газовую и бактериологическую съемки. Газовая съемка основана на фиксации газообразных углево­дородов, в малых объемах выходящих на поверхность земли. Если в данной залежи содержится нефть или газ, то поток испаряющихся газообразных углеводородов проникает через толщу земной коры и попадает в окружающую атмосферу. С помощью специальных при­боров можно зафиксировать повышенное содержание углеводородов в воздухе над площадями с ловушками нефти и газа. Бактериологичес­кая съемка связана с отысканием в почве бактерий, обычно содержа­щихся в нефти. Для этого на предполагаемой площади отбирают пробы почв и в лаборатории производят анализы на определение содержания бактерий, характерных для нефти. Если в результате бактериального анализа проб почвы на данной площади обнаруживается наличие "неф­тяных" бактерий, то это означает наличие на исследуемой площади нефти. Таким образом, геофизические и геохимические методы поис­ков и разведки хорошо дополняют геологические методы и позволяют определить наличие нефте- или газоносных пластов, не прибегая к буре­нию большого числа скважин.

После оценки данной площади геологическими, геофизическими и геохимическими методами и получения положительных результатов о наличии нефти или газа приступают к следующему этапу поисковых работ — глубокому бурению поисковых скважин на данной площади. Если из поисковых скважин получают нефть или газ, то поисковые работы на этом заканчивают, считая открытым новое месторождение нефти или газа. Но еще не известны площадь и контуры открытого месторождения. Поэтому после окончания поисковых работ начинают детальную разведку открытого нефтяного или газового месторождения. Для определения размера или контура месторождения и контроля за ходом разведки одновременно ведется бурение глубоких скважин по предполагаемому контуру месторождения и контрольно-исследо­вательских скважин. После выявления контура месторождения и глу­бины залегания продуктивных пластов разведочное бурение заканчи­вают и приступают к бурению эксплуатационных скважин внутри уста­новленного контура, из которых извлекают на поверхность нефть или газ.

Понятие о скважине

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 степ-
кой - 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 1 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..В 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. 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 П, Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещинноватые 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 Ш,
называемую промежуточной.Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, го количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатацион-нойколонной. 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 пла-сты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различ-ные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отвер-стий 4 в стенке обсадных труб и цементной оболочке.

В устойчивых породах призабойную зону скважины обору-дуют различными фильтрами и не цементируют или обсадную колонну опускают только до кровли продуктивного пласта, а его раз-буривание 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 мес-торождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблю-дательные и другие скважины.

Опорные скважинызакладываются в районах, не исследован-ных бурением, и служат для изучения состава и возраста слагающих ихпород.

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

Структурные скважиныбурятся для выявления перспективн-ннных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.

Поисковые скважиныбурят с целью открытия новых про-мышленных залежей нефти и газа.

Разведочные скважиныбурятся на площадях с установлен-ной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения необходимых исходных данных для под-счета запасов нефти и газа, а также проектирования ее разработки.

Эксплуатационные скважинызакладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти и газа из Земныхнедр.

Нагнетательные скважиныиспользуют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов(закачки воды, газа и тд.).

Наблюдательные скважиныбурят для контроля за разработ-кой залежей (изменением давления, положения водонефтяного и газонефтяного контактов и т.д.).

Кроме того при поиске, разведке и разработке нефтяных и га-зовых месторождений бурят картировочные, сейсморазведочные, специальные и другие скважины.