ВІКІСТОРІНКА
Навигация:
Інформатика
Історія
Автоматизація
Адміністрування
Антропологія
Архітектура
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Військова наука
Виробництво
Географія
Геологія
Господарство
Демографія
Екологія
Економіка
Електроніка
Енергетика
Журналістика
Кінематографія
Комп'ютеризація
Креслення
Кулінарія
Культура
Культура
Лінгвістика
Література
Лексикологія
Логіка
Маркетинг
Математика
Медицина
Менеджмент
Металургія
Метрологія
Мистецтво
Музика
Наукознавство
Освіта
Охорона Праці
Підприємництво
Педагогіка
Поліграфія
Право
Приладобудування
Програмування
Психологія
Радіозв'язок
Релігія
Риторика
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Статистика
Технології
Торгівля
Транспорт
Фізіологія
Фізика
Філософія
Фінанси
Фармакологія


Найбільші родовища-гіганти світу

Нафтове — Гхавар (Саудівська Аравія)

Газове — Парс/Норт (Іран/Катар, Перська затока)

Морське нафтове — Сафанія-Хафджі (Саудівська Аравія, Перська затока)

Бітумне — Атабаска (Канада, Альберта)

 

Нафтові родовища-гіганти

Саудівська Аравія — Маніфа (н/г), Абкаїк, Катіф, Абу-Сафа, Хурейс

Ірак — Кіркук, Румейла (н/г)

Іран — Ахваз, Марун, Ага-Джарі, Гечсаран

Кувейт — Бурган, Раудатайн

ОАЕ — Закум

Росія — Самотлор, Ромашкінське, Федорівське, Західносургутське

США — Іст-Техас, Прудо Бей–н/г (Аляска)

Канада —

Мексика — Чиконтепек – н/г (Мексиканська затока),

Венесуела — Болівар-Коастл, Кірікіре

Китай — Дацин

Лівія — Сарір, Зелтен

Алжир — Хассі-Мессауд

Індонезія — Мінас

Казахстан — Тенгиз, Узень, Жетибай

Норвегія — Екофіск–н/г, Статфьорд–н/г

 

 

Газові родовища-гіганти

Росія — Уренгойське,Ямбург, Бованенківське, Медвеже, Новопортівське (всі Західний Сибір), Середньовілюйcьке (Східний Сибір), Штокманівське (Баренцеве море), Вуктил–г/к (Тімано-Печорія)

США — Панхендл-Хьюготон–г/н

Туркменістан — Шатлик, Даулетабат-Донмез

Узбекистан — Газлі

Алжир — Хассі-Р’мель

 

Специфічні родовища

Україна — Бориславське (найбільше в світі родовище озокериту)

Канада — Атабаска (вирбництво «синтетичної» нафти із бітумів)

Росія — Ярега (шахтний видобуток нафти), Оренбурзьке–г/к (високий

вміст сірководню — до 5%), Астраханське (високий

вміст сірководню — до 25% і вугленкислого газу — до 22%)

Азербайджан — Нафтові Камені (нафтовий промисел у морі на сваях),

Нафталан (лікувальна нафта — шкірні та суглобні захворювання).

Походження нафти і газу

Походження нафти — одна із найскладніших і досі не вирішених проблем природознавства.

З’ясування походження (генезису) нафти і газу має не тільки науковий інтерес, але й першорядне практичне значення, оскільки дозволяє одержати надійні вказівки, в яких місцях шукати нафту і газ та як найбільш раціонально організувати їх розвідку.

Виділяють два принципово різних погляди на генезис нафти: органічне (біогенне) походження і неорганічне (абіогенне) походження. Але і серед прихильників кожної із цих теоретичних концепцій не існує єдності поглядів.

Сучасна концепція органічного походження нафти виглядає так.

Процес нагромадження осадків у водному середовищі супроводжується відкладанням органічної речовини (ОР) — в основному відмерлих рештків найпростіших тварин і рослин. При цьому найбільш сприятливою і необхідною умовою є накопичення ОР в так званих нафтоматеринських (нафтопродукуючих породах. Це в основному субаквальні глинисто–карбонатні осадки, що нагромаджуються в областях тривалого і сталого прогину території в умовах відновного (анаеробного) середовища і збагаченні ОР (Сорг>1%). В такій обстановці досягається повна ізоляція осадків від земної поверхні (від кисню повітря) непроникними товщами вищезалягаючих порід. Окрім того, тривале занурення і значні товщі осадків сприяють збільшенню тиску і температури, що є однією із неодмінних умов для перетворення ОР в нафту чи газ.

Процес перетворення ОР в вуглеводні проходить в декілька стадій. На 1 стадії (нагромадження) ОР зазнає дії головним чином біохімічних процесів мікроорганізмів. В міру занурення осадків з посиленням дії внутрішньої хімічної енергії ОР все зростаючого теплового потоку. На 2 стадії вони переміщаються із нафтопродукуючих товщ в колектори (первинна). Під впливом різних внутрішніх і зовнішніх джерел енергії вуглеводні у вільному або розчиненому стані мігрують по колекторах або по тріщинах (3 стадія), заповнюючи пастки і утворюючи поклади (4 стадія — акумуляції). В залежності від характеру прояву подальших тектонічних рухів та інших геологічних процесів ці поклади консервуються (5 стадія) або руйнуються (6 стадія), розсіюючись в літосфері або атмосфері.

Із числа моделей неорганічного походження нафти найбільшого поширення одержала модель, згідно з якою нафта і газ утворюються із реакційних сумішей Н2, СО, СО2, СН4 та інших найпростіших вуглецевих сполук в результаті проходження реакцій типу: СО+3Н2=СН42О. Крім того, можливі реакції полімеризації радикалів: СН, СН2, СН3 та ін. Припускається, що ці перетворення відбуваються в роздроблених глибинними розломами ділянках літосфери, де проходять процеси накопичення та перетворення реакційної суміші й утворюється надлишковий тиск по відношенню до енергетичних потенціалів порових і пластових тисків. При певних надвисоких тисках в осередку продукти реакції можуть з нього виділятись і нагромаджуватись в пастках.

 

Міграція нафти і газу

Міграцією нафти і газу називають різні переміщення цих флюїдів в товщі гірських порід.

Доказом міграції нафти і газу служать численні нафтогазові прояви і виходи нафти газу на земну поверхню, припливи нафти і газу в свердловинах тощо.

Шляхами міграції служать пори та тріщини в гірських породах, а також поверхні нашарувань розривних порушень і стратиграфічних незгідностей, якими нафта і газ не тільки мігрують в земній корі, але й можуть виходити на поверхню.

Розрізняють первинну та вторинну міграцію. Первинною називають переміщення флюїдів із нафтогазопродукуючих товщ у породу-колектор. Переміщення нафти і газу по колектору називають вторинною міграцією. Акумуляція нафти і газу в пастках і утворення покладів пов’язано переважно з вторинною міграцією.

За напрямком переміщення флюїдів виділяють вертикальну міграцію — нормально до нашарування через товщу порід і латеральну (бокову) — повздовж нашарування.

Основними факторами міграції нафти і газу є сила тяжіння, градієнти тиску, температури і концентрації вуглеводнів.

Виділяються три основні форми міграції. Вуглеводні можуть переміщуватись:

– разом з водою в водорозчиненому стані, в істинному, колоїдному розчинах або емульсіях (пасивна міграція);

– у фазово–відокремленому, вільному стані і шляхом дифузії (активна міграція);

– у стані газоконденсатних розчинів (комбінована міграція).

В ході міграції ці форми залежно від умов змінюються, переходячи одна в одну.

Оскільки головний фактор міграції — сила тяжіння, міграція в основному є висхідною, причому при наявності вверх за розрізом проникного середовища вона здійснюється в цьому середовищі субвертикально, при надійній ізоляції покришкою — по проникним породам під покришкою сублатерально. Звичайно же міграція нафти і газу носить змішаний, ступінчастий характер і вертикально чергується. Для газу, здатного переміщатися по менш проникним породам, і у якого менша густина, вертикальна складова ступінчастої міграції в одних і тих же умовах буде більшою, ніж для нафти.

 

Пластові термобаричні умови

Флюїди, які насичують нафтогазоносні пласти в надрах, перебувають у певних термобаричних умовах — під пластовим тиском і пластовій температурі. Саме ці умови (а особливо пластовий тиск) визначають енергетичну характеристику покладів нафти і газу. Пластові тиск і температура відіграють важливу роль у процесах переміщення флюїдів у надрах як при формуванні покладів і родовищ, так і при видобуванні нафти і газу із свердловин.

Пластовий тиск — це тиск, під яким пластові флюїди перебувають у породах-колекторах. Він діє на скелет (стінки) породи-колектору з боку порожнинного простору гірської породи. Передача пластового тиску здійснюється водою, нафтою або газом. Пластовий тиск створюється, головним чином, гідростатичним тиском. Окрім того, на величину пластового тиску впливають інші чинники: гірничий тиск, переміщення блоків гірських порід внаслідок тектонічних рухів, зміна об’єму порожнинного простору природного резервуару, зміна об’єму флюїдів, зміна температури тощо. Деякі з цих чинників діють повсюдно та постійно, а деякі лише для окремих зон і в певні стадії геологічного розвитку.

Пластовий тиск змінюється як по площі поширення нафтогазоносного пласта-колектору, так і по глибині залягання окремих його точок, збільшуючись із зростанням глибини пропорційно густині флюїдів.

На виявлених родовищах нафти і газу встановлена така закономірність: чим більша глибина залягання покладу, тим, зазвичай, більший у ньому пластовий тиск. Кількісно інтенсивність зміни пластового тиску з глибиною виражають через градієнт тиску, під яким розуміють міру зростання тиску на 1м глибини

Кількісна характеристика поступової зміни

Залежно від часу виміру розрізняють початковий і поточний пластовий тиск.

Початковий (статичний) пластовий тиск – це пластовий тиск, який сформувався у покладі природними геологічними процесами. Його фіксують до того, як природна рівновага в пласті була порушена розробкою покладу, тобто до початку вилучення із пласта флюїдів.

Поточний (динамічний) пластовий тиск – це тиск, який установився в покладі на певну дату після вилучення із пласта деякого обсягу нафти (газу) або нагнітання в нього флюїдів. У першому випадку поточний пластовий тиск буде меншим від початкового, а в другому — може бути підвищеним. Поточний тиск вимірюють на певний момент часу розробки покладу.

Гідростатичний тиск — це тиск у порожнинному просторі природного резервуару, який виникає під дією гідростатичного навантаження вод, що переміщаються цим пластом у бік його регіонального занурення. У такому розумінні деякі дослідники називають такий тиск нормальним гідростатичним тиском.

Величину гідростатичного тиску Ргідр (Па) визначають шляхом розрахунку тиску, який створює стовп пластової води висотою від земної поверхні до точки виміру на основі рівняння гідростатики

Ргідрв ·g·H, 2.1

де ρвгустина пластової води, кг/м3, g — прискорення вільного падіння, м/с2, H — глибина залягання точки виміру, м.

Гідростатичний тиск не повністю визначає величину пластового тиску, хоча у платформних районах зі слабо розчленованим рельєфом і малими швидкостями руху підземних вод можуть бути близькими до нього.

У нафтогазовій геології використовується також поняття умовний гідростатичний тиск, під яким розуміють тиск, створений стовпом прісної води густиною 1000 кг/м3 висотою від певної точки пласта до денної поверхні. Умовний гідростатичний тиск звичайно використовують для вияснення відповідності або невідповідності пластового тиску гідростатичному.

Вертикальний градієнт умовного гідростатичного тиску становить 0,01 Мпа на 1 м глибини, а градієнт нормального гідростатичного тиску зазвичай не перевищує 0,012–0,013 Мпа/м.

Вертикальний градієнт пластового тиску здебільшого відповідає градієнту нормального гідростатичного тиску

Залежно від ступеня відповідності величини пластового тиску гідростатичному пластові тиски поділяють на нормальні та аномальні.

Нормальний пластовий тиск — це тиск, який відповідає гідростатичному.

Аномальний пластовий тиск — це тиск, який відрізняється від гідростатичного. При цьому величина різниці має бути більшою, ніж похибка вимірювання тиску.

Для кількісної характеристики аномального пластового тиску використовують коефіцієнт аномальності.

Коефіцієнт аномальності пластового тиску (Кан) — це відношення початкового пластового тиску (Рпл.поч) до умовного гідростатичного тиску (Рум).

Кан= Рпл.поч / Рум  

 

Найчастіше коефіцієнт аномальності пластового тиску має значення від 1,3 до 1,8. Інколи це значення може досягати величини 2,0–2,2. За верхню межу АВПТ звичайно приймають геостатичний тиск, який здебільшого в 2,3 рази перевищує умовний гідростатичний тиск.

Якщо початковий пластовий тиск перевищує умовний гідростатичний тиск більш, ніж на 30%, то його прийнято називати аномально високим пластовим тиском (АВПТ) або надгідростатичним пластовим тиском (НГПТ). Необхідною передумовою виникнення АВПТ є відносна ізольованість природного резервуару або утрудненість відтоку флюїдів із нього. Причинами формування АВПТ можуть бути процеси ущільнення гірських порід під дією геостатичного тиску в замкнутих водонапірних системах, переміщення догори окремих блоків порід внаслідок тектонічних рухів, перетворення порід і органічної речовини в них, геотермічні умови надр та ін. Виявлення АВПТ у покладах нафти і газу може свідчити про надійну герметичність порід-покришок.

Наявність АВПТ вказує на сприятливі умови зберігання скупчень нафти і газу в надрах, збільшує питомі запаси газу та дебіти свердловин, підвищує терміни розробки покладів на природних режимах без застосування вартісних вторинних методів.

Проте наявність у розрізі родовища зон із АВПТ може мати і негативні наслідки. АВПТ є потенційним джерелом аварій у процесі буріння свердловин (викид бурового розчину, відкрите фонтанування тощо), на ліквідацію яких необхідно понести значні матеріальні витрати. Для попередження таких ускладнень необхідно перед початком буріння провести прогнозування можливих зон з АВПТ і на основі результатів цих досліджень вибрати оптимальну технологію буріння та конструкцію свердловин.

Найчастіше поклади нафти і газу з АВПТ виявлені на великих глибинах (більше 4 км) у зонах, які розташовані в геосинклінальних (складчастих) областях.

Якщо величина пластового тиску менша від гідростатичного на 10% і більше, то вважають, що це аномально низький пластовий тиск (АНПТ).

Гірничий тиск — це тиск, під яким перебуває гірська порода або стінки свердловини. Він передається твердими мінеральними частинками (скелетом) порід, заставляючи її ущільнюватися. Пластовий тиск, навпаки, протидіє цьому процесу. Внаслідок дії гірничого тиску гірські породи в надрах перебувають у напруженому стані. Гірничий тиск спричинюється одночасною дією геостатичного та геодинамічного тисків.

Геостатичний тиск — це тиск, який чинить на пласт товща гірських порід, яка залягає вище. Величина цього тиску прямо пропорційна товщині та густині порід, які залягають над точкою виміру. Вертикальний градієнт геостатичного тиску приблизно в 2,3 рази більша вертикального градієнта умовного гідростатичного тиску, оскільки усереднена густина осадових порід становить близько 2300 кг/м3.

Геодинамічний (геотектонічний) тиск — це тиск, зумовлений проявами тектонічних процесів (складкоутворенням, розривними порушеннями тощо). Цей тиск особливо характерний для тектонічно активних областей.

Акцентуємо увагу на те, що в надрах під пластовим тиском перебувають лише флюїди, а породи-колектори

Варто ще зауважити, що АВПТ звичайно не досягають значень геостатичного тиску, хоча одиничні випадки були зафіксовані.

 

Головна відмінність між пластовим і геостатичним тиском полягає в тому, що пластовий тиск передається через флюїди, які заповнюють порожнинний простір гірських порід, а геостатичний тиск — через мінеральні частинки, які щільно контактують між собою, тобто через саму гірську породу (її скелет).

 

Величину пластового тиску визначають такими способами:

– безпосереднім виміром у свердловині глибинним манометром;

– розрахунковим способом за тиском, що створює стовп рідини в свердловині, який зрівноважує пластовий тиск (для нафтового покладу);

– за барометричною формулою (для газового покладу).

 

Пластова температура

 

Температурний режим у надрах земної кори має специфічні особливості. Приповерхневі шари перебувають під тепловою енергією Сонця, внаслідок чого на глибинах до 20–30 м (для помірних широт) спостерігаються добові та сезонні коливання температури. Вважають, що на цих глибинах температура надр є сталою і таку зону порід з постійною температурою називають ізотермічним горизонтом. Нижче ізотермічного горизонту внаслідок впливу внутрішнього тепла Землі температура надр підвищується.

Температура в покладах нафти і газу змінюється залежно від глибини їхнього залягання та геотермічних особливостей відповідної ділянки земної кори. Найхарактернішими показниками температурної обстановки в надрах є геотермічний градієнт і геотермічний ступінь.

Геотермічний градієнт — це число градусів Цельсія, на яке збільшується температура надр через кожних 100 м глибини, починаючи від глибини залягання ізотермічного горизонту.

Значення геотермічного градієнта на різних родовищах і на різних глибинах непостійні і залежить в основному від властивостей гірських порід (теплопровіднімть і теплоємність), геологічної будови району (наявність розломів, вулканів), гідрогеологічних умов надр (інтенсивність циркуляції та характер водообміну), інтенсивності теплового потоку із надр Землі тощо. Величина геотермічного градієнта для різних територій коливається від 0,50С (для спокійних платформних областей) до 200С (для складчастих областей із зонами розвитку вулканізму). Для орієнтовних розрахунків прийнято вважати, що середнє значення геотермічного градієнта становить 3,30С.

Геотермічний градієнт є оберненою величиною до геотермічного ступеня.

Геотермічний ступінь — це відстань (у метрах), у межах якої температура в надрах Землі підвищується на 10C. Геотермічний ступінь є оберненою величиною до геотермічного градієнта. Величина геотермічного ступеня для різних регіонів коливається в межах 5–200 м/0C при середньому значенні 33 м/0C.

Зміна температурив покладах суттєво впливає на фізичні властивості нафти і газу, які зосереджені в них. Підвищення температури призводить до зменшення густини та в’язкості нафти і води та збільшення в’язкості газу. Зміна температури пласта веде до зміни об’єму флюїдів і гірських порід. При збільшенні температури в ізольованому природному резервуарі зростає пластовий тиск. Значний ріст температури може спричинити суттєву перебудову вуглеводневих молекул. Зі зміною температури пов’язана зміна співвідношення фаз у покладі та розчинність газів у нафті та воді. Із підвищенням температури зазвичай збільшується розчинність солей у воді та зростає мінералізація вод, а із збільшенням мінералізації вод зменшується розчинність газів у воді.

 

© 2013 wikipage.com.ua - Дякуємо за посилання на wikipage.com.ua | Контакти