Основные сведения о нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях

Этапы поисково-разведочных работ

Поисковый этап. 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.

1. 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.
2. 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;
   • к определению геолого-геофизических свойств (параметров) горизонтов и пластов;
   • к 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.

   Разведочный этап. На этом этапе решается общая задача подготовки промышленных месторождений (залежей) к разработке.

Промышленная ценность месторождения определяется не только его размерами, но в значительной степени и физическими свойствами коллекторов, пластовых жидкостей и газов, а также видом и запасом пластовой энергии.

Породы нефтяной (газовой) залежи характеризуются пористостью, гранулометрическим составом, проницаемостью, удельной поверхностью, карбонатностью, сжимаемостью и насыщенностью нефтью, газом и водой. Эти параметры пород продуктивного пласта необходимы для решения задач рациональной разработки и эксплуатации месторождений.

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом (рис. 3.1).

Таблица 3.1. Виды пористости

Пористость
Полная (абсолютная, физическая)	Открытая
Характеризуется коэффициентом полной (абсолютной) пористости .	Характеризуется коэффициентом открытой пористости .
- отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр. []=% или доли единицы.	– отношение объема открытых сообщающихся пор к объему образца.
В долях единицы .
В процентах .

Статическая полезная емкость коллектора характеризует относительный объем пор и пустот, которые могут быть заняты жидкостью или газом.

Динамическая полезная емкость характеризует относительный объем пор и пустот, через которые фильтруются или могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте.

Таблица 3.2. Пределы измерения полной пористости некоторых горных пород

Породы	Пористость, %
Изверженные	0,05 1,25
Глинистые сланцы	0,54 1,4
Глина	6,0 50,0
Пески	6,0 52,0
Песчаники	3,5 29,0
Известняки и доломиты	0,6 33,0

Таблица 3.3. Пористость коллекторов, содержащих нефть

Коллектор	Пористость, %
Пески	20,0 25,0
Песчаники	10,0 30,0
Карбонатные коллекторы	10,0 25,0

Различают поровые каналы:

1. Сверхкапиллярные – больше 0,5 мм, движение жидкости свободно.
2. Капиллярные – 0,5 0,0002 мм, движение жидкости возможно при значительных перепадах давления газы движутся легко.
3. Субкапиллярные – меньше 0,0002 мм, при существующих в пластах перепадах давления жидкость перемещаться не может.

Широкие измерения предела пористости одних и тех же пород объясняются действием многих факторов: взаимное расположение зерен, процесса цементации, растворения и отношения солей и др.

Гранулометрический (механический) состав – содержание в породе частиц различной величины, выраженное в весовых процентах.

От гранулометрического состава зависят не только пористость, но и другие важнейшие свойства пористой среды: проницаемость, удельная поверхность и др.

На основании результатов механического анализа, проводимого в процессе эксплуатации месторождения, для оборудования забоев нефтяных скважин подбирают фильтры, предохраняющие скважину от поступления в нее песка, подбирают режимы промывок песчаных пробок и т. д. Анализ механического состава широко применяется не только для изучения свойств их происхождения, но и в нефтепромысловой практике. Механический состав определяют ситовым анализом (размер частиц > 0,05 мм), седиментационным, в жидкости различная скорость осаждения.

Результаты замера представлены на рис. 3.9.

Рис. 3.9. Гранулометрический состав породы

Коэффициент неоднородности , где – частиц, при котором сумма масс всех фракций, включая этот = 60 % от массы всех фракций, тоже (от нуля до этого диаметра).

Для нефтяных и газовых месторождений .

Проницаемость горных пород – важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать сквозь себя жидкость и газы при наличии перепада давления.

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть, газ, вода или, скажем, их смеси. В зависимости от того, что движется в пористой среде и каков характер движения, проницаемость одной и той же среды может быть различной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (или фазовой) и относительной проницаемости.

Абсолютная проницаемость – проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости).

Фазовая (эффективная) проницаемость – проницаемость породы для одного газа или жидкости при содержании в породе многофазных систем.

Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости данной пористой среды к абсолютной ее проницаемости. За единицу проницаемости принимается – проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью в 1 м² и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м³ /с.

В промысловых исследованиях для оценки проницаемости обычно пользуются практической единицей – мкм²·10^-3 (микрометр квадратный).

Проницаемость естественных нефтяных коллекторов изменяется в очень широком диапазоне значений даже в пределах одного и того же пласта. Приток нефти и газа к забою скважин наблюдается в пластах с высоким пластовым давлением даже при незначительной проницаемости пород (1020 мкм²·10^-3 и менее). Проницаемость большинства нефтеносных и газоносных пластов составляет обычно несколько сот мкм²·10^-3.

На проницаемость влияет характер напластования пород.

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть или газ (при наличии в порах воды), или многофазные системы (вода, нефть и газ одновременно). В этих условиях проницаемость породы для одной какой-либо фазы всегда будет меньше абсолютной проницаемости этой породы. При этом величина эффективной (фазовой) проницаемости зависит от нефте-, газо- и водонасыщенности породы. Так, при водонасыщенности примерно 20 % проницаемость породы для нефти падает, в то время как движение воды в порах почти не наблюдается. При водонасыщенности 80 % движение нефти (газа) практически прекращается и фильтруется только вода.

Таким образом, необходимо предохранять нефтяные пласты от преждевременного обводнения и предотвращать прорыв вод к забоям нефтяных скважин.

Некоторое влияние на относительную проницаемость различных фаз оказывают физико-химические свойства жидкостей, проницаемость пород, градиент давления.

Карбонатность нефтегазосодержащих пород – это суммарное содержание (%) солей угольной кислоты в коллекторах (СаСО₃, CaMg(CO₃)₂ определяется путем растворения навески породы в НСl.

Чем выше карбонатность, тем ниже проницаемость пород и в целом хуже коллекторные свойства.

По мере роста карбонатности песчаников постепенно снижается их пористость, а когда карбонатность достигает 10 %, снимается и проницаемость. При карбонатности 25 30 % песчаники практически перестают быть поровыми коллекторами.

Удельная поверхность – отношение общей поверхности открытых поровых каналов к объему породы. Величина ее в коллекторах нефти и газа составляет десятки тысяч квадратных метров (при диаметре зерен 0,2 мм удельная поверхность превышает 20 000 м²/м³). Вследствие этого в виде пленочной нефти и конденсата в пласте остается большое количество углеводородов.

Горно-геологические параметры месторождения:

• геометрия месторождения (форма, площадь и высота месторождения, расчлененность на отдельные залежи и продуктивные пласты, глубина залегания);
• свойства коллекторов (емкостные - пористость, нефтенасыщенность; фильтрационные - проницаемость; литологические - гранулометрический состав, удельная поверхность, карбонатность; физические - механические, теплофизические и др.;
• физико-химические свойства флюидов;
• энергетическая характеристика месторождения;
• величина и плотность запасов нефти.

Размеры месторождений в среднем составляют: длина 5 10 км, ширина 2 3 км, высота (этаж нефтегазоностности) 50 70 м.

Рис. 3.10. Распределение залежей по типам углеводородов

Таблица 3.4. Классификация нефтяных залежей

1. По величине извлекаемых запасов (млн т)
мелкие	средние	крупные	уникальные
менее 10	10 30	30 300	более 300
2. По начальному значению дебита (т/сут.)
низкодебитные	среднедебитные	высокодебитные	сверх высокодебитные
до 7	7 25	25 200	более 200

В Томской области открыто более 118 месторождений углеводородного сырья ( нефтяных, нефтегазоконденсатных, 7газоконденсатных). Основные нефтяные месторождения: Советское, Первомайское, Стрежевское и Вахское, расположенные на территориях Томской области и Ханты-Мансийского автономного округа, а Крапивинское – на территориях Томской и Омской областей. Основными месторождениями свободного газа являются: Мыльджинское, Лугенецкое и Северо-Васюганское. Наиболее крупными по запасам конденсата являются Мыльджинское и Лугенецкое месторождения.