МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Контрольная работа по предмету
«Геология, поиск и разведка НГМ»
Уфа – 2010
Содержание
1. Сейсмическая разведка. Основы метода. Применение
2. Латеральная миграция нефти и газа ее роль в образовании залежей нефти и газа
Список использованной литературы
1. Сейсмическая разведка. Основы метода. Применение
Сейсмическая разведка (Рисунок 1.1) основана на использовании закономерностей распространения в земной коре искусственно создаваемых упругих волн. Волны создаются одним из следующих способов:
взрывом специальных зарядов в скважинах глубиной до 30 м;
вибраторами;
преобразователями взрывной энергии в механическую.
/>
Рисунок 1.1 — Принципиальная схема сейсморазведки
1 — источник упругих волн; 2 — сейсмоприемники; 3 — сейсмостанция
Скорость распространения сейсмических волн в породах различной плотности неодинакова: чем плотнее порода, тем быстрее проникают сквозь нее волны. На границе раздела двух сред с различной плотностью упругие колебания частично отражаются, возвращаясь к поверхности земли, а частично преломившись, продолжают свое движение вглубь недр до новой поверхности раздела. Отраженные сейсмические волны улавливаются сейсмоприемниками. Расшифровывая затем полученные графики колебаний земной поверхности, специалисты определяют глубину залегания пород, отразивших волны, и угол их наклона.
В твердом теле при внезапном приложении силы возникают упругие колебания, или волны, называемые сейсмическими, сферически распространяющиеся от источника возбуждения. Сведения о внутреннем строении Земли получают по результатам анализа времен пробега сейсмических волн от источника колебаний к регистрирующим устройствам (времена пробега волн зависят от плотности среды на их пути). Сейсмические волны генерируются или искусственными взрывами в неглубоких скважинах, или с помощью механических вибраторов. В морской сейсмике для возбуждения сейсмических волн используется пневмопушка. Применяются также эхолотные излучатели упругих колебаний большой мощности, электроискровые разряды и другие средства. Направленные вниз генерируемые волны, достигая геологической границы (т.е. пород, состав которых отличается от вышележащих), отражаются подобно эху. Регистрация этого «эха» детекторами называется методом отраженных волн. Преломляющиеся на геологической границе волны распространяются также и горизонтально (вдоль её поверхности) на большие расстояния, затем вновь преломляются, следуют к земной поверхности и регистрируются вдали от сейсмического источника. Регистрация сейсмических волн ведется чувствительными приборами сейсмоприемниками, или геофонами, которые располагаются на земной поверхности или в скважинах на определённом расстоянии от места возбуждения волн. Геофоны преобразуют механические колебания грунта в электрические сигналы. При морских исследованиях для регистрации сейсмических волн используются детекторы давления, называемые гидрофонами. Упругие колебания записываются в виде трассы на бумаге, магнитной ленте или фотопленке, а в последнее время обычно на электронные носители. Интерпретация сейсмограмм позволяет измерить время прохождения волны от источника до отражающего слоя и обратно к поверхности с точностью до тысячных долей секунды. Скорость сейсмических волн зависит от упругости и плотности среды, в которой они распространяются. В воде она составляет ок. 1500 м/с (продольные волны), в неконсолидированных песках и почвах, содержащих воздух в поровых пространствах, – 600-1500 м/с, в твердых известняках – 2700-6400 м/с и в наиболее плотных кристаллических породах до 6600-8500 м/с (в глубинных слоях Земли до 13 000 м/с).
Отражение. При использовании метода отраженных волн регистрация осуществляется набором геофонов, равномерно располагающихся на земной поверхности на одной линии с источником возбуждения. Обычно используется 96 групп геофонов, каждая из которых насчитывает от 6 до 24 соединенных вместе приборов. Поскольку известны расстояние до геофона и скорость распространения сейсмических волн в изучаемых породах, по временам пробега волн можно рассчитать глубину отражающей границы. Путь волны может быть описан в виде двух сторон равнобедренного треугольника (так как угол падения равен углу отражения), а глубина отражающего слоя соответствует его вершине. Суммарная длина сторон такого треугольника равна произведению времени прохождения волны и её скорости. Глубины поверхности отражения рассчитываются в пределах достаточно обширной площади, что позволяет проследить конфигурацию пласта, обнаружить и нанести на карту соляные купола, рифы, разломы и антиклинали. Любая из этих структур может оказаться нефтяной ловушкой.
Преломление. Методом преломленных волн исследуются литология и глубина залегания горных пород, а также конфигурация залежей и геологических свит. Он используется и при инженерно-геологических изысканиях, в гидрогеологии, морской и нефтяной геологии. Сейсмические волны возбуждаются близ земной поверхности, а детекторы, регистрирующие преломленные волны, расположены на земной поверхности на некотором расстоянии от источника колебаний (иногда удаленном на многие километры). Первой достигает детектора та преломленная волна, которая следовала по кратчайшему пути от источника к приемнику. По годографу (графику времени прихода первого импульса волн к сейсмоприемникам, расположенным на разных расстояниях от источника) определяют скорость распространения волн, а затем вычисляют глубину залегания преломляющей поверхности.
Сейсмическая разведка применяется в ходе поисково-разведочных работ, а также при бурении скважин и их исследовании.
Поисковые работы направлены на обеспечение необходимых условий для прироста разведанных запасов нефти и газа. Он разделяется на стадию выявления и подготовки объектов для поискового бурения и стадию поиска месторождений (залежей) нефти и газа.
Стадия выявления и подготовки объектов для поискового бурения
На этой стадии создается фонд перспективных локальных объектов и определяется очередность их ввода в глубокое бурение.
Геофизическими методами (чаще всего сейсморазведкой) ведутся работы на отдельных площадях в пределах нефтегазоперспективных зон и зон нефтегазонакопления с целью:
выявления условий залегания и других геолого-геофизических свойств нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов;
выделения перспективных ловушек;
выбора, объектов и определения очередности их подготовки к поисковому бурению;
выбора мест заложения поисковых скважин на подготовленных объектах.
Стадия поиска месторождений (залежей)
Объектами работ на этой стадии являются ловушки, подготовленные для поискового бурения. Основанием для постановки поискового бурения служит наличие подготовленной к нему структуры (ловушки).
Задачи на этой стадии сводятся к:
выявлению в разрезе нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов залежей нефти и газа;
определению геолого-геофизических свойств (параметров) горизонтов и пластов;
выделению, опробованию и испытанию нефтегазонасыщенных пластов и горизонтов, получению промышленных притоков нефти и газа, установлению свойств флюидов и фильтрационно-емкостных характеристик пластов; подсчету запасов открытых залежей;
Стадия поиска месторождений (залежей), а вместе с ней и поисковый этап завершается или получением первого промышленного притока нефти и газа, или обоснованием бесперспективности изучаемого объекта.
Разведочный этап
Объектами работ на этом этапе служат открытые месторождения и выявленные залежи. В процессе проведения работ решаются следующие задачи:
установление основных характеристик месторождений (залежей) для определения их промышленной значимости;
определение фазового состояния УВ залежей;
изучение физико-химических свойств нефтей, газов, конденсатов в пластовых и поверхностных условиях, определение их товарных качеств;
установление типа коллекторов и их фильтрационно-емкостных характеристик;
установление типа залежей;
определение эффективных толщин, значений пустотности, нефте-газонасыщенности отложений;
установление коэффициентов продуктивности скважин;
подсчет запасов;
разделение месторождений на промышленные и непромышленные;
выбор объектов и этажей разведки, выделение базисных залежей и определение очередности проведения на них опытно-промышленной эксплуатации и подготовки к разработке.
Таким образом применением сейсморазведки на разведочном этапе решается общая задача подготовки промышленных месторождений (залежей) к разработке.
2. Латеральная миграция нефти и газа ее роль в образовании залежей нефти и газа
Обычно залежь нефти (газа) бывает приурочена к определенной тектонической структуре, под которой понимают форму залегания пород.
Пласты осадочных горных пород, первоначально залегавшие горизонтально, в результате воздействия давлений, температур, глубинных разрывов поднимались или опускались в целом либо относительно друг друга, а так же изгибались в складки различной формы.
Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями, а складки направленные выпуклостью вниз — синклиналями.
Антиклиналь Синклиналь
Самая высокая точка антиклинали называется ее вершиной, а центральная часть сводом. Наклонные боковые части складок (антиклиналей и синклиналей) образуют крылья. Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинаковые со всех сторон, называется куполом.–PAGE_BREAK–
Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.
Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогнутостей (синклиналей), причем в таких системах породы синклиналей заполнены водой, т.к. они занимают нижнюю часть структуры, нефть (газ) же, если они встречаются, заполняют поры пород антиклиналей. Основными элементами, характеризующими залегание пластов, является
направление падения;
простирание;
угол наклона
Падение пластов- это наклон слоев земной коры к горизонту, Наибольший угол, образуемый поверхностью пласта с горизонтальной плоскостью, называется углом падения пласта.
Линия, лежащая в плоскости пласта и перпендикулярная к направлению его падения, называется простиранием пласта
Структурами, благоприятными для скопления нефти, помимо антиклиналей, являются также моноклинали. Моноклиналь — это этаж залегания пластов горных пород с одинаковым наклоном в одну сторону.
При образовании складок обычно пласты только сминаются, но не разрываются. Однако в процессе горообразования под действием вертикальных сил пласты нередко претерпевают разрыв, образуется трещина, вдоль которой пласты смещаются относительно друг друга. При этом образуются разные структуры: сбросы, взбросы, надвиги, грабелы, гореты.
Сброс — смещение блоков горных пород относительно друг друга по вертикальной или круто наклонной поверхности тектонического разрыва. Расстояние по вертикали, на которое сместились пласты, называются амплитудой сброса.
Если по той же плоскости происходит не падение, а подъем пластов, то такое нарушение называют взбросом (обратным сбросом).
Надвиг — разрывное нарушение, при котором одни массы горных пород надвинуты на другие.
Грабел — опущенный по разломам участок земной коры.
Горет — приподнятый по разломам участок земной коры.
Геологические нарушения оказывают большое влияние на распределение нефти (газа) в недрах Земли — в одних случаях они способствуют ее скоплению, в других наоборот, могут быть путями обводнения нефтегазонасыщенных пластов или выхода на поверхность нефти и газа.
Для образования нефтяной залежи необходимы следующие условия
Наличие пласта- коллектора
Наличие над ним и под ним непроницаемых пластов (подошва и кровля пласта) для ограничения движения жидкости.
Совокупность этих условий называется нефтяной ловушкой. Различают
Сводовую ловушку
Литологически экранированные
Тектонически экранированные
Стратиграфически экранированные
Если пласты-коллекторы латерально замещаются непроницаемыми породами, возникает стратиграфическая ловушка (рис. 1.6., г). Основная причина изменения пористости и проницаемости пласта в пространстве связана с изменениями условий осадконакопления по площади. Другой причиной изменения коллекторных свойств является растворяющее действие пластовых вод. Так, участками может растворяться карбонатный цемент в песчаниках. Большую роль играет образование каверн в карбонатных породах. Важный вид стратиграфических ловушек образуется при срезании, эрозии серии наклонно залегающих пластов, в том числе пористых и проницаемых, и последующем их перекрытии непроницаемыми породами-покрышками.
/>/>
/>/>
Миграция нефти и газа — любое перемещение этих веществ в земной коре. Возможности, виды его контролируются факторами, действующими в тех или иных условиях геологической обстановки: физическими свойствами, состоянием мигрирующих нефти и газа, свойствами г. п. и участием в миграции подземных вод. Миграция, по Иллингу, подразделяется (Illing, 1934) на первичную (процессы передвижения нефти и газа в нефтематеринские породы, включая проникновение их в коллектор) и вторичную (миграция в коллекторе, приводящая к образованию залежей). Кроме того, она подразделяется на вертикальную и боковую.
По физической природе миграционные процессы подразделяются В. А. Соколовым (1956) на:
1) фильтрацию нефти и газа в проницаемых горных пород при наличии перепада давления;
2) всплывание нефти и газа в воде, содержащихся. в горных породах;
3) миграцию нефти и газа, обусловленную движением подземных вод; 4) отжатое нефти и газа при уплотнении или деформации горных пород;
5)перемещения нефти и газа под действием капиллярных и сорбционных сил;
6) прорывы газа или нефти через глинистые пластичные слои;
7) диффузию нефти и газа в г. п. и водах при наличии разницы концентраций.
По направлению и общему характеру процесса миграция нефти и газа подразделяется на:
1) первичную, т. е. миграцию из глинистых или иных плотных п. в соседние песчаные или иные породы-коллекторы;
2) пластовую, или латеральную, идущую по пористым песчаным и др. пластам;
3) вертикальную, идущую поперек напластования и направленную к земной поверхности.
Поскольку промышленное скопление (залежь) нефти или газа можно рассматривать только как временную задержку на путях их миграции от очагов нефтеобразования до полного разрушения залежей (в силу окислительных процессов или метаморфизма), большая часть перечисленных факторов и видов миграции являются активными и на стадии разрушения (рассеяния) сформировавшихся залежей.
О газовом переносе рассеянной микронефти по пластам-коллекторам кабонатных пород говорят и скопления в залежах УВ, перекрытых эвапоритовыми покрышками, значительных примесей сероводорода.
О ранней эвакуации ОВ из материнских пород в коллекторы свидетельствует тот факт, что бактерии, в том числе представители железобактерий (Leptothrix) присутствовали в органогенных коллекторах. На фото 1, 2, 3 приводятся микроснимки срезов пород, взятых керном из карбонатных отложений Южного Узбекистана (J2 и J3). Из них отчетливо видно соседство и ассоциации битумов с включениями пирита и сидерита, которые являются продуктами работы железобактерий. Другой причины их совместного нахождения нет. Пиритизация связана с бактериальным восстановлением сульфатов в стабильные формы (пирит (Fe S2), что обеспечивается присутствием сероводорода и реакционно-способного железа в карбонатных коллекторах. Наличие кроме пирита еще и сидерита (Fe СОЗ) дает основание утверждать, что железобактерий было много и их работа продолжалась долго.
Если принять, что эмиграция УВ происходит на начальной стадии погружения осадков (в интервале первых сотен метров), то скорость миграции и дальность разноса микронефти в коллекторах будет зависеть не только от времени, но и от глубины, учитывая уплотнение осадочных пород и их проницаемость. Линией отсчета латеральной миграции УВ, в соответствии с теорией конвергенции, может служить ближайший глубинный разлом (линеамент). Это немаловажный поисковый признак, вполне поддающийся прогнозному расчету, если считать газовые потоки движущей силой миграции.
Газовые потоки глубинного абиогенного генезиса, выделяемые в теории конвергенции УВ, как собиратели и носители рассеянной микронефти, явно просматриваются при формировании нефтяных и газовых залежей в Предкавказье.
Газ, восходящий из разлома в предгорном прогибе, накапливался в коллекторах юры, мела и палеогена и вначале заполнял передовые ловушки. Учитывая систему трещин, оперяющих глубинный разлом, и возможность межрезервуарных перетоков, вертикальная зональность залежей в передовом прогибе закономерна: наибольшее число нефтяных скоплений (более 90) выявлено в интервале от 500 до 1 500 м; в интервале 1 500–2 000 м их становится 29, 2 000–2 500 м — 18. Ниже в основном газовые залежи.
На платформенных территориях наблюдается иная картина: наибольшее количество газовых залежей приходится на интервал 500–1 000 м (более 20); в интервале 2 000–2 500 м — газоконденсатные скопления, ниже 3 500 м — небольшие нефтегазовые. Это говорит о том, что при латеральной миграции запасы нефти были исчерпаны, а УВ-газы продолжали поступать в больших объемах. В конечном счете и они прекратились в позднем палеогене, т. к. неогеновые ловушки оказались пустыми.
Гидродинамические расчеты показывают, что латеральная миграция газа и нефти различается на два порядка величины и более. То, что газ приходит в ловушку первым и освобождает ее от воды и тем самым решает проблему замещения, имеет очень важное значение. Опыты смешивания воды и нефти и размещения эмульсии внутри толченого песка или карбонатной породы засвидетельствовали, что самопроизвольного разделения фаз не происходит в течение более года. И только искусственное создание газовой фазы внутри вмещающей породы приводит к стратифицированному распределению флюидов газ–нефть–вода.
Состав нефти любой залежи, выраженный через содержание в ней бензина и суммарное количество смол и асфальтенов и отраженный в ее плотности, — показатель механизма формирования залежи.
Процессы газообразования и газонакопления рассмотрены многими исследователями. Однако вопрос о вертикальной миграции газа из нижних частей разреза отложений в верхние освещен, на наш взгляд, недостаточно полно.
Основные запасы газа, как известно, сосредоточены на относительно небольших глубинах. Предполагается, что формирование залежей здесь происходило за счет газа, образовавшегося на больших глубинах, в нижней зоне интенсивного газообразования.
Большая роль «нижних» газов при формировании залежей преимущественно газоносные области приурочены к глубоким бассейнам осадконакопления и что более 2/3 основных нефтегазоносных областей и провинций мира с мощностью осадочных пород свыше 4 км являются преимущественно газоносными, в то время как среди провинций с толщей осадков менее 4 км, наоборот, преобладают преимущественно нефтеносные.
Анализ пространственного размещения газовых месторождений с запасами более 100 млрд. м3 и геологических условий их формирования, проведенный П.К. Куликовым (1976 г.), показал, что эти месторождения имеют разный генезис и представлены несколькими типами. В частности, им выделены окраинные (по отношению к областям максимального погружения бассейнов осадконакопления) и центральные типы месторождений. Образование последних, по П.К. Куликову, является результатом миграции газа из глубокозалегающих газоматеринских толщ в верхние части разреза осадочных бассейнов, т. е. прямой дегазации глубинной зоны газообразования. Залежи этих месторождений в бассейнах с песчано-глинистым разрезом формируются в верхних горизонтах, а в бассейнах с мощными эвапоритовыми толщами – непосредственно под ними. продолжение
–PAGE_BREAK–
В глубоких зонах катагенеза (более 3 км) интенсивность процессов газообразования может быть достаточно высокой, а газоемкость поровых вод глинистых толщ незначительной, что приводит к возникновению избыточного (струйного) газа в материнских породах и перемещению его в природный резервуар. В последнем он будет находиться какое-то время в неподвижном состоянии. При критической газонасыщенности начнется перемещение газовой фазы в природном резервуаре и аккумуляция газа в ловушках. Формирование залежей газа в нижних зонах происходит также в результате его выделения из воды при восходящих тектонических движениях. Перенос газа в растворенном состоянии водой имеет подчиненное значение. Поэтому масштабы образования избыточного газа при их движении невелики.
В верхних зонах катагенеза условия формирования газовых залежей существенно отличаются от нижних. Здесь процессы генерации газа в породах протекают не столь интенсивно. Значительную роль в насыщении подземных вод в этих зонах играет «нижний» газ. Движение подземных вод, снижение регионального базиса разгрузки подземных вод и восходящие тектонические движения – все эти процессы приводят к дегазации пластовых вод и образованию газовой фазы.
Существенное значение в процессах концентрации первичнорассеянного газа имеет диффузия (и в нижней, и в верхней зонах катагенеза). В результате диффузии газ из нижних зон поступает в верхние. При региональном характере такого вертикального перемещения газа происходит донасыщение подземных вод в верхних зонах и образование избыточного газа после их насыщения.
Необходимость построения именно такой геологической модели вертикальной миграции регионального перемещения газа из нижних зон в верхние предопределяется как региональным характером накопления исходного ОВ в осадочных толщах и последующей газогенерацией, так и региональной первичной миграцией газа, а также чрезвычайно низкой интенсивностью этих процессов. Струйное поступление газа из нижних зон в верхние возможно лишь на локальных участках (прорыв газа из ловушек через породы покрышки, разрывные нарушения). Вертикальная струйная миграция УВ не может осуществляться повсеместно и одновременно. И, наоборот, региональная вертикальная миграция, происходящая одновременно и повсеместно на большой территории, не может быть струйной.
По мнению В.П. Савченко (1952 г.), современные залежи нефти и газа образовались главным образом за счет перераспределения УВ между ловушками посредством струйной миграции, а первичная миграция нефти и газа, в какой бы форме она ни происходила, для большинства нефтегазоносных районов является давно прошедшим этапом (1977 г.).
Таким образом, понятие о первичных и вторичных залежах имеет у В.П. Савченко иное толкование по сравнению с распространенным представлением, согласно которому первичными являются залежи, образовавшиеся в газоматеринской толще (в проницаемых ее прослоях), а вторичными – возникшие за пределами газоматеринских комплексов. Однако деление залежей на первичные и вторичные по признаку, предложенному В.П. Савченко, не вызывает принципиальных возражений.
Первичные и вторичные залежи формируются на конечных этапах за счет струйного газа с той лишь разницей, что при образовании первичных струйная миграция происходит лишь в самой ловушке или в ее границах улавливания, а при формировании вторичных переток УВ совершается из одной ловушки в другую или же из одного природного резервуара в другой. Вторичные скопления формируются в результате аккумуляции газа, до этого находившегося в залежах в концентрированном и газообразном состоянии. Первичные содержат газ, который прежде был рассеянным (в газообразном или растворенном состоянии).
При формировании первичных залежей, как показал В.П. Савченко, вертикальная миграция газа в пластах-коллекторах (от их подошвы до кровли) происходит в основном в растворенном состоянии. При незначительной интенсивности образования избыточного газа последний переносится в диффузионном потоке к кровле пласта, где и образуется газовая фаза. Выделившийся из пластовых вод газ в прикровельной части мигрирует в струйном виде, но уже не в вертикальном, а в латеральном направлении. Газ движется по восстанию слоев и аккумулируется в ловушках. Таким образом, формирование газовых залежей завершается аккумуляцией струйного газа, который до этого мог находиться в ином состоянии.
Широкомасштабная повсеместная региональная вертикальная миграция в осадочных толщах из газоматеринских и перекрывающих их отложений осуществляется в основном в растворенном виде (в диффузионном потоке).
Роль диффузионных процессов при формировании газовых залежей изучена не в полной мере. Несомненно, что диффузия способствует миграции газа в вертикальном направлении. Это приводит не только к рассеянию газа (из образовавшихся залежей в периоды их разрушения), но и концентрации его (в периоды газонакопления). Естественно, что эта миграция влечет за собой не только вынос газа из водогазонасыщенного пласта, но и поступление его в другой пласт, из которого, в свою очередь, газ также выносится в диффузионном потоке в следующий вышележащий слой и так далее.
В вертикальной и латеральной миграции, в «рассеянной и концентрированной» формах движения газа находят свое выражение процессы газонакопления в верхних и нижних зонах катагенеза, в результате которых образуются газовые залежи, как во внутренних, так и внешних, окраинных, частях осадочных бассейнов.
Средняя интенсивность этих процессов за какой-либо отрезок геологического времени, например за этап погружения, соизмерима с интенсивностью диффузии газа в водонасыщенных, точнее водогазонасыщенных, породах, что эти процессы имеют региональный характер и, следовательно, в определенных геологических условиях формирование первичных газовых залежей происходит за счет вертикальной региональной миграции первично-рассеянного газа из глубокопогруженных материнских пород в вышележащие отложения. Эта модель формирования первичных газовых залежей центрального типа представляется нам наиболее обоснованной для газоносных регионов, приуроченных к глубоким впадинам, в нижней части разреза
Список использованной литературы
1 Паркер В.Г.«Миграция и аккумуляция нефти и природного газа» 1948 г, 176с.
2 Ерёменко Н.Л. «Геология нефти и газа». М. Недра, 1961г. 372 с.
3 Жданов М.А.«Нефтегазопромысловая геология». М. Недра. 1962г.537 с.