Опираясь на повсеместную приуроченность скоплений нефти и газа к осадочным образованиям и сходство элементов химического состава нефтей и в живом веществе, все больше исследователей убеждалось в правильности гипотезы органического происхождения нефти и газа. Благодаря работам Потонье (1905), И. М. Губкина (1932) и П. Траска (1939), получило широкое признание представление о животно-растительном характере исходного органического вещества. В работах Н. И. Андрусова и Г. П. Михайловского, опубликованных в начале XX столетия, позже в работах В. В. Вебвра (1955) и Н. М. Страхова (1954) была изложена теория нефтематеринских свит и показаны возможные пути образования нефти из рассеянного в них органического вещества.
Большая роль в развитии органической гипотезы принадлежит академику И. М. Губкину, который раскрыл региональный характер нефтегазобразования и указал длительность этих процессов, протекавших в течение всего периода развития земной коры.
Процессами превращения исходного органического вещества в углеводороды посвящены работы А. А. Бакирова, И. О. Брода, Н. Б. Вассоевича, В. В. Вебера.Л. А. Гуляевой, М. Ф. Мирчинка, В. А. Успенского, О. А. Радченко, К. Ф. Родионовой, В. А. Соколова и др. В этих и других работах особое внимание уделяется изучению факторов, способствующих превращению органического вещества в нефть: деятельности микроорганизмов, температуре, давлению, химическим процессам и т. п.
Принципиальная схема процесса преобразования органического вещества в нефть и газ, согласно современным представлениям, сводится к следующему.
Процесс образования осадков сопровождается отложением -органического вещества, которое может быть как в рассеянном состоянии так и сконцентрировано в какой-либо толще. Отложение исходного органического вещества может происходить не только в глинистых осадках, как предполагали ранее, но и в песчаных, алевролитовых и карбонатных породах, причем наиболее благоприятные условия для их накопления создаются в прибрежных частях морских бассейнов, в лагунах, заливах, озерах и болотах. Процесс преобразования органического вещества в нефть и таз должен происходить в условиях восстановительной среды, для которой необходима изоляция осадков, содержащих исходное органическое вещество, от кислорода воздуха.
Восстановительная среда создается в бассейнах, где накапливаются осадки, содержащие органическое вещество, при условии длительного и устойчивого погружения этих бассейнов, благодаря-чему достигается полная изоляция осадков от земной поверхности непроницаемыми толщами вышележащих пород. Кроме того, длительное погружение и мощные толщи осадков способствуют увеличению давления и температуры, являющемуся непременным условием для превращения органического вещества в нефть и газ.
Изложенная схема создает представление об условиях, которые могут способствовать преобразованию органического вещества в углеводороды. Многие физико-химические факторы, обусловливающие этот процесс, еще не известны. Однако фактические данные о закономерностях распределения выявленных залежей нефти в земной коре свидетельствуют в пользу органического происхождения нефти. Так, 99,9% известных месторождений нефти и газа связано с осадочными породами, а внутри них - с региональными нефтегазоносными комплексами, характеризующимися определенным набором фаций. Наряду с этим в области распространения крупных щитов (Балтийского, Африканского, Аравийского), соприкасающихся с продуктивными комплексами, отсутствуют признаки не-фтегазопроявлений. Химические составы нефтей в других каусто-биолитов подобны. В осадочных породах обнаружено огромное количество органического вещества, причем наличие в составе нефтей углерода, водорода, азота, серы и др. указывает на происхождение нефти из растительно-животных остатков. К этому следует, добавить сходство изотопных составов нефтей и веществ органического мира и т. д.
Билет № 11
Проектирование разработки нефтяных м/р. Исходная информация.Обоснование КИН. Определение уровня добычи нефти. Выбор системы разработки. Расчет показателей разработки. Прогнозирование обводненности добываемой продукции.
Исходная информация.
1.Геологическая характеристика залежи.
2. Термодинамические параметры залежи.
3. Режим работы залежи.
4. Физические свойства пластовой жидкости.
5.Гидрографическая характеристика залежи (тундра, гора, пески, озера, мерзлота)-
-поверхносные условия.
КИН. Основным параметром опредиляющим процесс разработки является коэффициент
извлечения нефти.
Qизвл (извлеченые)
КИН= -------------------------------------
Qзап (запасы нефти (общие)
КИН может быть текущим и конечным (на конец разработки) Текущий контролируется в процессе разработки, конечный зависит от многих факторов: геологич, строения залежи, режима работы пласта, физ. Свойства пластовой жидкости (вязкость),методы воздействия на залеж, системой растоновки скважин.
КИН= К выт * К др * К зав
Квыт (коэф. вытеснения) –опредиляется в лаб. условиях путем анализа кернов,
Зависит от вязкости (относительной)
К др (коэф. дренирования) – зависит от площади дренирования (вязкости).
К зав (коэф. заводнения) – зависит от системы заводнения залежи.
Общие геологические запасы нефти подчитываются обьемным методом:
Qобщ = F* h эф * m эф * k н * p * w
Где F- площадь нефтеносности, h эф –эффективная нефтенасыщеная толщина
пласта, m эф –эффективная пористость, k н- коэф. нефтенасыщенности, p –
плотность нефти, w- пересчетный коэф. для перевода обьема нефти из
плостовых условий в поверхносные, равный 1/в (в-обьемный коэф.)
Промышленные или извлекаемые запасы:
Q= Qобщ *k
k –коэф. нефтеотдачи, указывает какую часть от общих запасов можно извлеч=
0.1-0.8.Темп отбора 4% - 10% в год.
Выбор системы разработки.
Выделение эксплуотационных обьектов на многопластовых м/р и опредиление
порядка их ввода в разработку.
2.Опредиление сетки скв.,размещение их на эксплуотационном обьекте и порядок
ввода скв. в эксплуотацию.
3.Установление режима работы нефтедобывающих и нагнетательных скв.-плани-
рование темпов отбора и закачки воды для подержания пластового давления.
4.Регулирование баланса пластовой энергии. Метод ППД (заводнение:законтур-
ное,приконтурное,внутриконтурное),закачка газа.
Расчет показателей разработки (на примере упругово режима).
1.Число скважин Nскв = Sзалижи / Sдренирования
2.Опредиление сетки скважин.
3.Порядок бурения скважин.
4.Темп ввода скважин в эксплуотацию nскв = Nскв / Tбур
5.Число буровых бригад nбр = nскв / tскв
6.Темп отбора нефти из залижи. 4% в год.
7.Динамика изменения пластового давления в процессе разработки.
p = Pнач – Pтекущий; Qизвл
Pтекущий = Pнач – ---------
bр * Vбал
8.Опредиление сроков фонтанной эксплуотации.
КИН фонт = (Pнач – Pф.тек) bр
9.Динамика отбора нефти
Qн = qп * nскв * 30
Прогнозирование обводненности добываемой продукции.
Различают четыри стадии разработки:
нарастающая добыча
стабилизация добычи
падающая добыча – характеризуется увеличенная обводненность скажин
и падение пластового давления.Наблюдается увеличение газового фактора.
Скорость обводнения скважин при разработке зависит от отношения вязкости
нефти и воды: Мо = Мн / Мв.
Если Мо<3 (при равномерной проницаемости пород) происходит более полное
вытеснение нефти и не наблюдается преждевременного прорыва воды. Если
Мо>3 – быстрое обводнение скважин. Поэтому проводят работы по уменьшению
Мо путем загущения закачиваемой воды в пласт, добавкой в нее полиакриламида
(ПАА).
4-позняя эксплуотация.
Лит-ра. Лекции Разработка нефтяных м/р; Ф.С.Абдулин Добыча нефти и газа.М Недра.1983.