«Технология и разведка нефтяных и газовых месторождений» Методические указания к практическим занятиям (для студентов дневной и заочной формы обучения геологических специальностей)

КАЗАХСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ имени аль-ФАРАБИ

Кафедра физической химии, катализа и нефтехимии

– доктор геолого-минералогических наук, профессор

«ТЕХНОЛОГИЯ И РАЗВЕДКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ»

Методические указания к практическим занятиям

(для студентов дневной и заочной формы обучения геологических специальностей)

Алматы  2015

Обсуждены на кафедре «Физической химии, катализа и нефтехимии»

Рекомендованы к изданию учебно-методическим советом

ехнология и разведка месторождений нефти и газа. Методические указания предназначены для магистрантов специальности 5В070600 – Геология и разведка месторождений полезных ископаемых. – Алматы: Изд-во КазНУ им. Аль-Фараби, 2015.  –  ……….с.

Методические указания к практическим занятиям по дисциплине «Технология и разведка месторождений нефти и газа» составлены в соответствии со стандартом и учебными планами.

  © 

  © КазНУ,  2015

Алматы 2015

СОДЕРЖАНИЕ

Практическая работа  №1. Нефтегазогеологическое районирование территории Казахстана Практическая работа  №2. Изучение битуминозных пород Практическая работа  №3. Составление геологического разреза слоев горных пород, вскрытых скважиной Практическая работа  №4. Составление типового (средненормального) разрезов слоев горных пород, вскрытых скважиной Практическая работа  №5. Составление и описание геологического профиля Практическая работа  №6. Принцип подсчета запасов нефти объемным методом

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №1 (2 часа)

Тема занятия: НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ ТЕРРИТОРИИ КАЗАХСТАНА

Цель работы

       Выяснение принципа иерархической соподчиненности и характера распространения нефтегазовых структур на территории Казахстана.

Теоретическая часть

       На территории Казахстана развита группа осадочных бассейнов, различающихся по геологическому строению, стратиграфическому дипозону платформенного чехла и нефтегазоносности.

       В западной части территории республики к осадочным бассейнам относятся Прикаспийский район с мощным вехнепалеозойско-мезозой-кайнозойским платформенным чехлом и Мангышлакско-Устюртский район с преимущественно юрско-палеогеновым осадочным выполнением и наличием переходного нижнемезозойского структурного этажа.

       Восточнее казанных районов Казахстана выделяются юрско-палеогеновые Приаральский, Сырдарьинский и Южно-Торгайский осадочные бассейны, а также группа разновозрастных межгорных впадин, таких как Шу-Сарысуйская, Зайсанская и Илийская. В некотрых из  уже обнаружены месторождения углеводородов, остальные считаются потенциально нефтегазоносными.

       В северную часть территории республики частично заходит южное обрамление Западно-Сибирского осадочного бассейна, являющегося главной нефтегазовой провинцией Российской Федерации.

       В настоящее время установлена промышленная нефтегазоносность Прикаспийского, Мангышлак-Усюртского, Южно-Торгайского, Шу-Сарысуйского и Зайсанского осадочных бассейнов, остальные считаются потенциально нефтегазоносными районами.

       Стратиграфический диапозон доказанной охватывает: в Прикаспии – D2-3, С1-3, Р, Т, I, К, Р, N. На северном Усюрте продуктивны отложения I2-3 и Р, на Бозащи – I и К2. В пределах Южного Мангышлака установлена нефтегазоносность в PZ (частично), Т, I, К. Р.  В Южном Торгае нефтегазоносны отложения I и К2. В Шу-Сарысуйской впадине нефтяные залежи отсутствуют, а газовые залежи приурочены к D3, С1 и Р1. В Зайсанской впадине нефтяные залежи были открыты недавно, они приурочены в основном мезозойским отложениям.

       Таким образом, осадочные бассейны и регтональные впадины Казахстана при многообразии геологических условий характеризуются широким  стратиграфическим диапозоном нефтегазоносности, особеннов в Прикаспийском осадочном бассейне.

       По принятой схеме нефтегазогеологического районирования, осадочные бассейны сгруппированы в Прикаспийскую, Туранскую, Северокавказско-Мангышлакскую, Центрально-Казахстанскую, Восточно-Казахстанскую и Западно-Сибирскую. При этом, Прикаспийская нефтегазоносная провинция, в свою очередь, расчленяется на 6 (шесть) нефтегазоносных областей, Туранская – на 3 (три), Северокавказско-Мангышлакская – на 3 (три) областей.  В пределах Центрально-Казахстанской и  Восточно-Казахстанской провинций имеются по одной нефтегазоносной области. Западно-Сибирская провинция н территории республики не расчленена на области.

       Задание. Магистранты должны провести нефтегазогеологическое районирование республики с выделением на карте Казахстана всех шести провинций, четырнадцати областей. На карту районирования нанести 8 наиболее значимых месторждений углеводородов, из них четыре месторождения (Карашыганак, Жанажол, Тенгиз и Каламкас) в пределах разных областей Прикаспийской провинции, два месторождения в перделах областей Туранской провинции (Каракудык и Кумколь), по одному – в пределах областей Северокавказско-Мангышлакской и Центрально-Казахстанской провиций (Узень, Амангельди).

Литература

и др. Месторождения нефти и газа Казахстана.

Москва, «Недра». 1993. 248 с.

       

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №2 (2 часа)

Тема занятия: ИЗУЧЕНИЕ БИТУМИНОЗНЫХ ПОРОД

  2.1 Цель работы

Изучение  образцов нефтей,  озокерита,  асфальта, битуминозных пород.  Приобретение навыков  распознавания нефтей и твердых битумов по их физическим свойствам.

  2.2 Теоретическая часть 

  Природные нефти чрезвычайно разнооб­разны по химическому составу и физическим свойствам.  Встречают­ся метановые, метаново-нафтеновые,  нафтеновые,  нафтеново-ароматические и ароматические нефти. Есть нефти легкие по плотности, светлые по  окраске,  обедненные  темными асфальтеново-смолистыми компонентами. Встречаются и весьма тяжелые нефти, темные, почти черные с плотностью более 1 г/см3, содержащие большое количество асфальтеново-смолистых примесей.  Известны конденсатные, почти бесцветные нефти.

Нефти характеризуются резким запахом, поверхностным натяжением, вязкостью. Они способны застывать и загустеть, обладают флюоресценцией,  являются диэлектриками, хорошими растворителями органических веществ и газов.

Озокерит – твердый каустобиолит битумного ряда, легче  воды, имеет различные цвета и консистенции, резкий запах.

Асфальт – продукт длительного застывания (выветривания) нефти. Это твердый битум с раковистым изломом и блестящей по­верхностью.

Битуминозные породы – темные горные породы, содержащие то или иное количество рассеянного органического вещества, харак­теризуются резким нефтяным запахом, особенно хорошо улавливающимся  при ударе.

Наглядные материалы. Наглядными материалами являются коллекции нефти, асфальта, озокерита, битуминозных пород.

Задание. Магистрантам выдаются коллекции природных нефтей, асфальтов, озокерита и битуминозных пород. Магистранты производит описание отдельных образцов нефти, асфальта, озокерита,  битуминозных пород, производит  сравнительную характеристику различных типов нефти и различных типов битуминозных пород.

Магистранты сдают преподавателю  характеристику образцов нефти, твердых битумов и битуминозных пород в развернутом виде, оформленную в виде описания задания на листе бумаги формата А4. 

Литература

1. , , Гординский промысловой геологии газа и нефти. Москва. Изд-во «Недра», 2006. 280 с.

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №3 (2 часа)

Тема занятия: СОСТАВЛЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА  СЛОЕВ ГОРНЫХ ПОРОД,  ВСКРЫТЫХ  СКВАЖИНОЙ

3.1  Цель работы.

Показать приемы работы, применяемые при составлении разреза скважины по данным бурения.

3.2  Теоретическая часть

  Разрез скважины является основным докумен­том, в котором отражаются все данные об исследованиях, прове­денных по её стволу. По разрезам скважин составляются типовые, средненормальные и сводные литолого-стратиграфические разрезы, геологические профили, структурные и другие карты.

При составлении разреза скважины используют весь комплекс работ, проведенных в процессе бурения: описание керна и шлама, диаграммы геофизических исследований, данные наблюдения за про­цессом бурения.

  В ходе выполнения данной работы предусмотрено составление разреза скважины по описанию литологического состава пробуренных пород, глу­бин залегания кровли каждого пласта, возраста пород и признаков нефтегазоносности коллекторов (см. образец – рисунок 2.1). Разрез скважины вычерчивается на листе миллиметровой или другой бумаги размером 30 на 30 см. В соответствии с этим условием выбирается масштаб.

Разрезы скважин могут быть составлены в масштабах 1:500, 1:1000, I:2000, 1:5000, 1:10000, но наиболее часто в геологической практике пользуются масштабами 1:500 и 1:1000. Для изображения литологического состава используются условные обозначения в соответствии с принятой для геологических карт легендой.

Месторождение Карабулак, разведочная скважина  №1.

Альтитуда устья скважины  - +200 м. М-б 1:2000

       Задание. Составить разрез слоев горных пород по образцу (рисунок 2.1), используя данных, приведенных в таблице  2.1.

Описание слоев горных пород, вскрытых скважиной

Таблица 2.1

Глубина залегания кровли пласта	Литология пород	Возраст слоев горных пород, индекс
0	Конгломераты	Триас, Т
150	Доломиты серые	Верхняя пермь, Р2
365	Глины зеленые	Р2
615	Песчаники серые	Р2
895	Аргиллиты серые	Нижняя пермь, Р1
1140	Песчаники белые	Р1
1410	Аргиллиты красные	Р1
1655	Песчаники желтовато-серые	Р1
1710	Забой скважины

Литература

1. , , Гординский промысловой геологии газа и нефти. Москва. Изд-во «Недра», 2006. 280 с.

  ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №4 (2 часа)

СОСТАВЛЕНИЕ ЧАСТНЫХ И ТИПОВОГО (СРЕДНЕНОРМАЛЬНОГО) РАЗРЕЗОВ СЛОЕВ ГОРНЫХ ПОРОД, ВСКРЫТЫХ СКВАЖИНОЙ

4.1  Цель работы.

  Составление типового разреза скважины по данным разрезам  пробуренных скважин с целью определения стратиграфических границ и последующим проведением общей корреляции разрезов скважин.

4.2  Теоретическая часть

  По разрезам пробуренных скважин для каждого  месторождения составляется типовой (или средненормальный) разрез. Типовой разрез представляет осредненный разрез толщи пород, слагающих месторождение, характеризующий последовательность геологических напластований, их среднюю вертикальную мощность, литологический состав, возраст, признаки нефтеносности. На средненормальном разрезе показывают средние истинные, на типовом – вертикальные мощности пластов.

  На типовом (средненормальном) разрезе с левой стороны от литологической колонки приводится возраст отложений (страти­графия) с указанием системы, отдела, яруса, горизонта. С правой стороны колонки дается масштаб, мощность, кривые КС, ПС; кавернограмма и краткое литологическое описание пород. Нефтепроявление или газопроявления отмечаются на литологической колонке специальными значками или в примечании – в крайней правой колонке.

  В отличие от типового разреза, сводный геолого-геофизический разрез составляется по максимальным вертикальным мощностям. Для составления нормального (или типового) разреза необхо­димо детально изучить разрезы всех пробуренных скважин, разбить их на горизонты, выделить характерные горизонты и реперы, под­разделить разрезы на нормальные. Провести тщательную их корреляцию и составить средний типовой разрез.

  Анализируя разрезы данных шести пробуренных скважин,  корреляция  разрезов скважин, проводится по кровле характерного пласта  известняка (см. образец – рисунок 4.1). Сравнивая разрезы скважин, определяем, что мощность пласта известняка увеличивается лишь в скважине 3, а во всех остальных скважинах она одинакова и равна 5 м. Мощность этого пласта, составляющая в большинстве скважин 5 м, принята и в нормальном разрезе. Мощности пластов II, III и IV в нормальном разрезе также приняты по их мощностям в большинстве скважин. Пласт V в скважине 2 раздваивается, а в скважине 6 мощность его несколько сокращена по сравнению с разрезами остальных скважин. В нормаль­ном разрезе этот пласт показан монолитным, как в большинстве скважин, и его мощность принята равной 7,5 м. Мощность пласта VI меняется от скважины к скважине и поэтому в нормальном разрезе показана его средняя мощность по данным всех скважин, равная 7,5 ж.

Рисунок 4.1 Принцип построения типового разреза слоев горных пород на основании сводных разрезов

При составлении типового разреза следует учитывать наличие аномальных разрезов скважин в отдельных участках, отличающихся последовательностью отложений или фациальной характеристикой пород по сравнению с разрезами других соседних скважин. В этом случае, если аномальная характеристика того или иного разреза наблюдается лишь в единичных скважинах и проявляется незаконо­мерно, то ее не принимают во внимание, если же она повторяется и в некоторых других скважинах, сконцентрированных в пределах определенных участков, то для таких участков составляют самостоя­тельные нормальные (или типовые)  разрезы.

При составлении нормального (или типового) разреза следует учитывать данные электрического и радиоактивного каротажа. В окончательном виде типовой разрез представляется в виде типового геолого-геофизического  разреза месторождения, составле­ние которого в принципе аналогично составлению нормального геологического разреза.

       Задание. Используя образец (рисунок 4.1) составить типовой разрез слоев горных пород посредством корреляции частных разрезов. Для этого необходимо составить условный типовой разрез на листе бумаги формата А4 протяженностью порядка 15 см с указанием каждого слоя горных пород соответствующими условными обозначениями. Средняя мощность каждого слоя должна соответствовать усредненной мощности, указывающейся в составляемой колонке типового разреза в образце (на рисунке 4.1).

Масштаб горизонтальный 1 см=100 м.; вертикальный 1 см=1 м.

Данные о частных разрезах,

являющиеся основой для составления типового разреза

Состав горных пород	Мощн. в 1-ой скваж., м	Рас-ие до 2-ой  скв. м	Мощн. в 2-ой скваж., м	Рас-ие до 3-ей  скв. м	Мощн. в 3-ей скваж., м	Рас-ие до 4-ой  скв. м	Мощн. в 4-ой скваж., м	Рас-ие до 5-ой  скв. м	Мощн. в 5-ой скваж., м
Песчаники	22	350	25	400	23	400	21	350	24
Глины	16	-«-	14	-«-	12	-«-	12	-«-	16
Песчаники	8	-«-	7	-«-	5	-«-	7	-«-	8
Алевролиты	4	-«-	3	-«-	5	-«-	4	-«-	4
Известняки	12	-«-	11	-«-	12	-«-	13	-«-	12
Алевролиты	5	-«-	4	-«-	6	-«-	4	-«-	6
Глины	11	-«-	9	-«-	12	-«-	11	-«-	12
Песчаники	6	-«-	6	-«-	5	-«-	7	-«-	6

Литература

1. , , Гординский промысловой геологии газа и нефти. Москва. Изд-во «Недра», 2006. 280 с.

  ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №5 (2 часа)

СОСТАВЛЕНИЕ И ОПИСАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ПРОФИЛЯ

5.1  Цель работы.

  Составление описания геологического профиля по данным разрезам  пробуренных скважин и определение стратиграфического несогласия или тектонического нарушения при корреляции разрезов скважин. 

5.2  Теоретическая часть

  Данный геологический профиль, представленный в этой практической работе составлен по разрезам четырех скважин. Проведя корреляцию разрезов, сделаем анализ последовательности  залегания пластов в разрезах этих скважин в следующем виде.

Рисунок 5.1 Геологический профиль месторождения по скважинам.

Условные обозначения: 1 — песок; 2 — доломит; з — глина; 4 — мергель; 5 — нефтеносный песок; 6 — гипс; 7 — битуминозный сланец; 8 — известняк; 9 — глинистый песок; 10 — водоносный песок; 11 — песчаник глинистый плотный; 12 — глинистый сланец;  13 — устье скважины; 14 — след пересечения  поверхности  нарушения плоскостью профиля.

На рисунке 5.1 показан геологический профиль, построенный по данным изучения пробуренных скважин. При корреляции разрезов сква­жин, изображенных на рисунке, и анализе последовательности зале­гания в них пород можно видеть, что в скважине 2 и 3 нормальная после­довательность залегания пород нарушается. В скважине 2 из разреза выпадают пласты водоносного песка, доломита и глины. Непосредственно под известняком, в разрезе только этой скважины, встречен пласт  битуминозного сланца. Таким образом, аномальная точка в скважине 2 располагается на контакте между известняком и битуминозным сланцем на абсолютной глубине —50 м.

Аномальным в разрезе скважине 3 является сокращенная мощность битуминозного сланца, налегающего непосредственно на пласт мергеля. Из разреза данной скважины выпадают пласты глинистого сланца и нефтеносного песка.

Таким образом, аномальная точка в разрезе скважине 3 располагается на контакте между пластом битуминозного сланца и пластом мергеля на абсолютной глубине —600 м. Линия, соединяющая найденные аномальные точки, является следом пересечения поверхности тектонического нарушения (в данном случае сброса) плоскостью профиля.

При детальном изучении особенностей геологического строения продуктивных горизонтов прибегают к построению профилей, на которых вертикальный масштаб выбирают таким, чтобы можно было показать расчленение продуктивных пластов на отдельные пропластки и характер их фациального замещения по направлению линии профиля.

Задание: а) перерисуйте рисунок 5.1 в более крупном масштабе. Для этого возьмите лист бумаги формате А4 в альбомном варианте. На этом листе нарисуйте профиль, где вертикальный масштаб должен быть равен 1 см = 100 м, горизонтальный – расстояния между стволами скважин на рисунке 5.1 увеличить в два раза; б) определите значение альтитуды устьях всех четырех скважин (альтитудой устья скважины называется вертикальное расстояние от уровня моря до устья скважины (нулевой глубины). Альтитуда устья будет со знаком +, если устье скважины (поверхность земли) залегает выше уровня моря; со знаком -, если поверхность земли ниже уровня моря); в) определите глубину заложения (ствола) каждой из 4-х скважин; г) опишите последовательность напластования слоев горных пород снизу верх с указанием мощности каждого слоя.

Литература

1. , , Гординский промысловой геологии газа и нефти. Москва. Изд-во «Недра», 2006. 280 с.

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №6 (2 часа)

ПРИНЦИП ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ

6.1  Цель работы.

  Изучение объемного метода подсчета запасов нефти и газа.

6.2  Теоретическая часть

       Сущность объемного метода заключается в его названии. Он основан на определении объема порового пространства пород-кол­лекторов, насыщенного нефтью.

Подсчет запасов нефти объемным методом производится по каж­дому продуктивному пласту. Если внутри продуктивного пласта выделено два и более проницаемых прослоев, отли-чающихся друг от друга коллекторскими свойствами, то подсчитывать запасы нефти следует по каждому из них в отдельности. При наличии в пласте одной залежи с единым уровнем водонефтяного контакта по всем прослоям границы категорий запасов принимаются одинаковыми снизу до верху для всех прослоев.

Когда в пределах залежи выделяются несколько категорий за­пасов, то запасы следует подсчитывать по каждой категории в от­дельности. Запасы залежи в целом определяются суммированием запасов отдельных категорий.

Формула подсчета запасов нефти объемным методом имеет сле­дующий вид:

Q. из. = F⋅h⋅m⋅kн⋅θ⋅р⋅η, 

где:

Qиз. — извлекаемые запасы нефти, т;

F — площадь нефтеносности в  м2;

h — эффективная нефтенасыщенная мощность пласта в м;

т — коэффициент открытой пористости;

кн — коэффициент нефтенасыщения пласта;

р — плотность нефти в поверхностных условиях в кг/м3;

θ⋅ — пересчетный  коэффициент;

η — коэффициент нефтеотдачи пласта.

Площадь нефтеносности F продуктивного пласта замеряют пла­ниметром на картах эффективных нефтенасыщенных мощностей. Границы площади нефтеносности продуктивного пласта (или прос­лоя) контролируются внешним контуром нефтеносности и границами распространения проницаемых прослоев. Контуры запасов отдельных категорий переносят на карты эффективных нефтенасыщенных мощностей с подсчетных планов. Под счетные планы составляют на основе структурной карты по кровле проницаемой части продук­тивного пласта в масштабе 1 : 5000—1 : 50 000 (иногда 1 : 100 000). Если продуктивный пласт не разделен на отдельные прослои, то границы площади нефтеносности и контуры категорий запасов на подсчетных планах и картах эффективных нефтенасыщенных мощностей должны совпадать. Если в продуктивном пласте обнаружена одна залежь, а пласт разделен на ряд проницаемых прослоев, то подсчетный план составляется на основе структурной карты по кровле верхнего прослоя. В этом случае на подсчетном плане фиксируют границы нефтеносности верхнего прослоя.

Эффективная нефтенасыщенная мощность пласта h определяется по данным комплекса геофизических исследований скважин с привлечением керна и результатов опробования скважин. По этим данным определяются положение водонефтяного контакта, кондиционные значения пористости и проницаемости и эффективная нефтенасыщенная мощность прослоев, слагающих пласт.

Для того чтобы определить объем нефти, содержащейся в залежи в пластовых условиях, нужно объем порового пространства Fhm умножить на коэффициент нефтенасыщенности кн, Для определения количества нефти, содержащейся в залежи, полученный объем FhmkH нужно умножить на ее плотность. Плот­ность нефти определяют в стандартных условиях при t = 20,0° С.

В формулу подсчета запасов подставляется среднее значение плот­ности нефти, равное среднему арифметическому по скважинам. При закономерном изменении плотности по площади залежи ве­личину ее среднего значения можно определить на основе специально построенной карты изменения плотности нефти. Практикой установ­лено, что во многих залежах с приближением к водонефтяному кон­такту плотность нефти увеличивается. Это связано с окислением нефти на контакте с водой. При извлечении нефти на поверхность растворенный в ней газ выделяется, в результате чего происходит усадка нефти. Для при­ведения объема пластовой нефти к объему сепарированной нефти в формулу подсчета запасов вводится пересчетный коэффициент θ : θ=1:в, где в - коэффициент объемного расширения нефти.

В результате перемножения рассмотренных выше параметров и коэффициентов получают запасы нефти в недрах, называемые балансовыми. Однако на поверхность извлекается не вся нефть, содержащаяся в залежи. Величина оставшейся в недрах нефти в за­висимости от различных условий может достигать больших разме­ров. Извлекаемые запасы всегда меньше балансовых на величину оставшейся в недрах нефти. Чтобы получить извлекаемые запасы, нужно балансовые запасы умножить на коэффициент нефтеотдачи η, равный отношению извлекаемых запасов к балансовым. Величина коэффициента нефтеотдачи тесно связана с режимом работы залежи. При водонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи равен 0,6—0,8, при режиме газовой шапки 0,5—0,7, при упруговодонапорном режиме 0,4—0,6, при режиме растворенного газа 0,1—0,3 и при гравитационном режиме 0,1—0,2.

Рассмотренный вариант объемного метода основан на умножении объема нефтенасыщенной части пласта на средние значения коэф­фициентов открытой пористости, нефтенасыщения и др., входящих в формулу. Объемный метод подсчета запасов нефти является универсальным методом. Он применим для подсчета запасов нефти в недрах при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов.

Задание. Подсчитайте извлекаемые запасы нефти условного месторождения (Qиз), используя следующие данные:

F = 40 000  м2;

h  = 20 м;

т  = 0,18;

кн  = 0,8;

р  = 850 кг/м3;

θ⋅ = 0,6;

η = 0,4.

Литература

1. , , Гординский промысловой геологии газа и нефти. Москва. Изд-во «Недра», 2006. 280 с.