Grundlagen der Öl- und Gasfeldgeologie. Herkunft von Öl und Gas. Zusammensetzung und Alter der Erdkruste. Charakter der Hauptrassen. Erdölgase und ihre Eigenschaften

GRUNDLAGEN DER FISCHGEOLOGIE UND ENTWICKLUNG VON ÖL- UND GASFELDERN 1 Seite

Die Öl- und Gasfeldgeologie (OGPG) ist ein Zweig der Geologie, der sich mit der detaillierten Untersuchung von Öl- und Gasfeldern und -vorkommen im ursprünglichen (natürlichen) Zustand und im Entwicklungsprozess befasst, um ihre volkswirtschaftliche Bedeutung und rationelle Nutzung des Untergrunds zu bestimmen .

Die Hauptziele der NGPG sind folgende:

Geologische Feldmodellierung von Lagerstätten;

Strukturierung von Öl-, Gas- und Kondensatreserven;

Geologische Begründung des Systems zur Erschließung von Öl- und Gasfeldern;

Geologische Begründung von Maßnahmen zur Verbesserung der Effizienz der Erschließung und Öl-, Gas- oder Kondensatgewinnung.

Die Aufgaben der NGPG bestehen in der Lösung verschiedener Fragen im Zusammenhang mit: der Beschaffung von Informationen über den Forschungsgegenstand; mit der Suche nach Mustern, die die beobachteten unterschiedlichen Fakten über die Struktur und Funktionsweise der Lagerstätte zu einem Ganzen vereinen; bei der Erstellung von Methoden zur Verarbeitung, Zusammenfassung und Analyse der Ergebnisse von Beobachtungen und Forschung; bei der Beurteilung der Wirksamkeit dieser Methoden unter verschiedenen geologischen Bedingungen usw.

Dieses methodische Handbuch bietet 11 Laborarbeiten, deren Umsetzung es Ihnen ermöglicht, eine Reihe von Techniken zum Sammeln und Verarbeiten von geologischen und Feldinformationen zu beherrschen und viele Schlüsselkonzepte der Feldgeologie zu verstehen, wie zum Beispiel: Öl- und Gasvorkommen, Lagerstättengrenzen, Heterogenität von produktive Schichten, bedingte Grenzen von Reservoirs, Unvollkommenheit von Brunnen, Formationsdruck, Filtrationseigenschaften der Formation (Permeabilität, hydraulische Leitfähigkeit,

piezoelektrische Leitfähigkeit), Indikatordiagramm, Druckwiederherstellungskurve (PRC), Entwicklungsdynamik, Ölwiederherstellungsfaktor.

Laborarbeit Nr. 1 Bestimmung der Lage der Grenzen einer Öllagerstätte anhand von Daten

Brunnen bohren

Die Ermittlung der inneren Struktur einer Lagerstätte anhand von Messungen, Beobachtungen und Bestimmungen ist die Aufgabe, ein Modell der Struktur der Lagerstätte zu erstellen. Ein wichtiger Schritt zur Lösung dieses Problems ist die Festlegung geologischer Grenzen. Die Form und Art der Lagerstätte hängt von der Art der sie begrenzenden geologischen Grenzen ab.

Zu den geologischen Grenzen gehören Oberflächen: strukturelle,

verbunden mit dem Kontakt von Gesteinen unterschiedlichen Alters und unterschiedlicher Lithologie; stratigraphische Abweichungen; tektonische Störungen; sowie Oberflächen, die Reservoirgesteine ​​(RC) aufgrund ihrer Sättigung trennen, d. h. Öl-Wasser-, Gas-Öl- und Gas-Wasser-Kontakte (WOC, GOC, GWK). Die meisten Öl- und Gasvorkommen sind mit tektonischen Strukturen (Falten, Erhebungen, Kuppeln usw.) verbunden, deren Form die Form der Lagerstätte bestimmt.

Strukturformen, einschließlich der Form von Strukturoberflächen (Dach und Boden von Lagerstätten), werden mithilfe von Strukturkarten untersucht.

Die Ausgangsdaten für die Erstellung einer Strukturkarte sind der Lageplan des Bohrlochs und die absoluten Höhen der kartierten Oberfläche in jedem Bohrloch. Die absolute Höhe ist der vertikale Abstand vom Meeresspiegel zur kartierten Oberfläche:

H=(A+Al)-L, (1.1)

Dabei ist A die Höhe des Bohrlochkopfes, L die Tiefe der kartierten Oberfläche im Bohrloch und D1 die Ausdehnung des Bohrlochs aufgrund der Krümmung.

Die Dreiecksmethode ist eine traditionelle Methode zur Erstellung von Strukturkarten.

Die Grenzen der Lagerstätten, die mit der Heterogenität der Reservoirs verbunden sind, werden entlang der Linien gezogen, entlang derer die durchlässigen PCs der produktiven Formation aufgrund der Gesichtsvariabilität ihre Reservoireigenschaften verlieren und undurchlässig werden oder es zu einer Abschnürung oder Erosion der Formation gekommen ist . Bei einer geringen Anzahl von Bohrlöchern wird die Position der Reservoir-Ersatzlinie, der Quetsch- oder Erosionslinien bedingt im halben Abstand zwischen Bohrlochpaaren gezogen, von denen eines aus PC besteht und das andere undurchlässig ist Felsen oder hier wurde die Formation nicht abgelagert oder war erodiert.

Eine korrektere Position der Faziesübergangslinie von Reservoirs wird anhand von Karten der Änderungen der Formationsparameter bestimmt: Porosität,

Permeabilität, Amplitude des spontanen Polarisationspotentials

(SP) usw., für die eine bedingte Grenze festgelegt wurde, d.h. der Wert des Parameters, bei dem die Formation ihre Reservoireigenschaften verliert.

Die Position des OWC in der Lagerstätte wird durch die Erstellung eines speziellen Diagramms begründet. Zunächst betrachten wir Brunnen, die Informationen über die Lage des Wasser-Wasser-Kontakts enthalten. Hierbei handelt es sich um in der Öl-Wasser-Zone gelegene Bohrlöcher, bei denen der OWC mithilfe von GIS-Daten ermittelt werden kann. Es werden auch Bohrlöcher aus reinen Öl- und Wasserzonen verwendet, bei denen sich die Basis bzw. die Spitze der Formation in unmittelbarer Nähe des OWC befinden.

Das Diagramm zeigt die Spalten ausgewählter Bohrlöcher, die die Art der Formationssättigung (Öl, Gas oder Wasser) gemäß Bohrlochprotokollierungsdaten, Perforationsintervallen und Bohrlochtestergebnissen anzeigen. Basierend auf diesen Informationen wird eine Linie ausgewählt und gezeichnet, die der Position des OWC am besten entspricht.

Auf dem Plan (Karte) sind die Grenzen der Lagerstätte die Konturen des Öl- und Gasgehalts. Es gibt äußere und innere Konturen des Öl- und Gasgehalts. Die Außenkontur ist die Schnittlinie des OWC (GWC, GOC) mit dem Dach der Formation, und die Innenkontur ist die Schnittlinie des OWC (GWC, GOC) mit dem Boden der Formation. Die Außenkontur befindet sich auf der Strukturkarte entlang der Oberseite der Formation und die Innenkontur auf der Strukturkarte entlang der Unterseite der Formation. Innerhalb der Innenkontur befindet sich ein Öl- oder Gasanteil der Lagerstätte und zwischen der Innen- und Außenkontur ein Wasser-Öl- oder Wasser-Gasanteil.

Bei horizontalem OWC (GOC, GWC) wird die Position der Konturlinien des Öl- und Gasgehalts auf Strukturkarten in der Nähe gefunden

entsprechendes Isohypsum entsprechend dem akzeptierten

hypsometrische Position des Kontakts. Bei horizontaler Kontaktlage schneiden die Höhenlinien die Isohypsen nicht.

Wenn der produktive Horizont aus vielen Schichten besteht, die durch intermittierende lithologisch inkonsistente Schichten gekennzeichnet sind

Struktur, dann wird die Position der ölführenden Konturen als Ganzes für den Horizont bestimmt, indem Strukturkarten entlang der Decke jeder Schicht kombiniert werden (auf diesen werden auch die Grenzen des Reservoiraustauschs und die ölführende Kontur für eine bestimmte Schicht aufgetragen). Karten).

Auf der kombinierten Karte wird eine Lagerstättengrenze mit komplexer Form erhalten, die in einigen Bereichen entlang der Linien der Reservoirverdrängung und in anderen entlang der äußeren Konturlinie innerhalb verschiedener Schichten verläuft.

Die Ausgangsdaten für die Durchführung der vorgeschlagenen Arbeiten sind: eine Tabelle mit Informationen über die Höhen der Bohrlochköpfe, Dehnungen, Tiefen des Formationsdachs, Formationsdicken, OWC-Tiefe; Brunnenstandortdiagramm.

1. Bestimmen Sie die absoluten Höhen des Daches und des Bodens der Formation.

2. Berechnen Sie die absoluten Werte des OWC in den Bohrlöchern und begründen Sie die Position des OWC in der gesamten Lagerstätte.

E. Bestimmen Sie die Grenzen der Reservoirverteilung auf dem Bohrlochstandortplan.

4. Erstellen Sie Strukturkarten der Ober- und Unterseite der Formation und analysieren Sie diese.

5. Zeigen Sie auf den angegebenen Strukturkarten die Lage der äußeren und inneren ölführenden Konturen an.

6. Beschreiben Sie die Art der Öllagerstätte und begründen Sie ihre Stellung in modernen Klassifizierungen von Öl- und Gaslagerstätten.

BEISPIEL. Bestimmen Sie die Grenzen der Lagerstätte auf diesem Bohrlochstandortdiagramm basierend auf Bohr- und geophysikalischen Untersuchungsdaten (Tabelle 1.1) sowie den Tiefen der OWC-Bohrungen.

Tabelle 1.1

Kskv	Höhe, m	Dehnung, m	Dachtiefe, m	Dicke, m	Abs. Dachhöhe, m	Abs. Sohlenmarke, m
	125.7	0.4	2115.1		-1989	-1992
	121.5	0.8	2120.3		-1998	-2002
	120.5		2106.9	8.2	-1983.4	-1991.6
	123.5	1.2	2129.7	11.8	-2005	-2016.8
	122.3	0.2	2121.5		-1999	-2002
	121.9	1.6	2110.5	12.6	-1987	-1999.6
	125.5	0.6	2120.1	14.4	-1994	-2008.4
	125.9	0.2	2129.7	15.4	-2003.6	-2019
	124.3	0.8	2124.7		-1999.6	-2016.6
	126.7	1.4	2142.1	18.8	-2014	-2032.8
		0.5		3.5	-1994.5	-1998
	120.2	0.7			-1986.1	-1991.1
		0.5			-1993.5	-1999.5
	121.5	0.6		4.5	-1995.9	-2000.4
		0.7		4.3	-1991.3	-1995.6
		0.8		5.1	-1996.2	-2001.3
		0.9		5.5	-1996.1	-2001.6
		1.5		4.1	-2000.5	-2004.6

Die Tiefe der OWC-Entnahme laut GIS wurde in drei Bohrungen ermittelt: Bohrung 2 (2120,3 m), Bohrung 7 (2124,4 m) und Bohrung 6 (2121,5 m).

Fortschritt der Aufgabe:

Mit der Formel (1.1) werden die absoluten Höhen des Planumsdaches ermittelt (Berechnungsergebnisse sind in Tabelle 1.1 angegeben). Die gleiche Formel gilt für die Bestimmung der absoluten Höhe des OWC, die in allen drei Bohrungen minus 1998 m beträgt.

Wenn wir davon ausgehen, dass die Oberfläche des OWC flach und horizontal ist, dann reichen Daten aus drei Bohrlöchern aus, um die Lagerstätte abzugrenzen, da die Ebene durch drei Punkte bestimmt wird.

In diesem Fall ist es einfacher, die absoluten Höhen des Bodens der Formation anhand von Daten zur Mächtigkeit der Formation zu bestimmen (Berechnungsergebnisse sind in Tabelle 1.1 aufgeführt). Strukturkarten des Dachs und Bodens der Formation werden auf der Grundlage der absoluten Höhen der angegebenen Oberflächen erstellt (Abb. 1.1 und 1.2).

Die Karten zeigen eine in sublatitudinaler Richtung verlängerte antiklinale Struktur, die durch zwei Kuppeln kompliziert wird. Die Struktur ist eine Kohlenwasserstofffalle, wenn andere günstige Bedingungen vorliegen.

Die äußere ölführende Kontur wird auf der Strukturkarte entlang der Oberseite der Formation eingezeichnet, und die innere ölführende Kontur wird auf der Strukturkarte entlang der Unterseite der Formation entlang der -1998 m-Isolinie eingezeichnet.

Die Konturen der Lagerstätte sind nicht geschlossen. Basierend auf dem untersuchten Teil der Lagerstätte kann sie als Schichtkuppel charakterisiert werden, da sie auf den Kuppelteil der Struktur beschränkt ist; die PCs haben eine homogene Struktur und eine geringe Dicke.

Die Ölzone wird durch die ölführende Innenkontur begrenzt, die Wasser-Öl-Zone wird durch die ölführenden Innen- und Außenkonturen begrenzt.

Laborarbeit Nr. 2 Bestimmung der Makroheterogenität des Produktionshorizonts

Ziel dieser Arbeit ist die Einführung des Konzepts der geologischen Heterogenität am Beispiel der Makroheterogenität, die bei der Identifizierung von Betriebsobjekten und der Auswahl eines Erschließungssystems berücksichtigt wird. Die Entwicklung von Methoden zur Untersuchung der geologischen Heterogenität und deren Berücksichtigung bei der Berechnung von Reserven und der Erschließung von Lagerstätten ist die wichtigste Aufgabe der Wirtschaftsgeologie.

Unter geologischer Heterogenität versteht man die Variabilität der natürlichen Eigenschaften von mit Öl und Gas gesättigten Gesteinen innerhalb einer Lagerstätte. Die geologische Heterogenität hat einen großen Einfluss auf die Wahl der Erschließungssysteme und auf die Effizienz der Ölförderung aus dem Untergrund sowie auf den Grad der Beteiligung des Reservoirvolumens am Entwässerungsprozess.

Es gibt zwei Haupttypen geologischer Heterogenität: Makroheterogenität und Mikroheterogenität.

Die Makroheterogenität spiegelt die Morphologie des Vorkommens von Reservoirgesteinen im Volumen der Lagerstätte wider, d. h. charakterisiert die Verteilung von Sammlern und Nichtsammlern darin.

Zur Untersuchung der Makroheterogenität werden für alle Bohrlöcher GIS-Materialien verwendet. Eine verlässliche Beurteilung der Makroheterogenität kann nur dann erfolgen, wenn eine qualifizierte Detailkorrelation des produktiven Teils der Bohrlochabschnitte vorliegt.

Die Makroheterogenität wird vertikal (nach Horizontdicke) und entlang des Streichens von Schichten (nach Fläche) untersucht.

In Bezug auf die Mächtigkeit manifestiert sich die Makroheterogenität in der Aufteilung des Produktionshorizonts in einzelne Schichten und Schichten.

Entlang des Streichens manifestiert sich die Makroheterogenität in der Variabilität der Mächtigkeit der Reservoirgesteine ​​bis hin zu Null, d. h. das Vorhandensein von Zonen ohne Reservoire (lithologischer Ersatz oder Pinchout). In diesem Fall ist die Art der Reservoirverteilungszonen wichtig.

Makroheterogenität wird durch grafische Konstruktionen und quantitative Indikatoren dargestellt.

Grafisch wird die vertikale Makroheterogenität (entlang der Dicke des Objekts) anhand geologischer Profile (Abb. 2.1.) und detaillierter Korrelationsschemata dargestellt. Nach Flächen wird es anhand von Karten der Reservoirverteilung jeder Schicht dargestellt (Abb. 2.2.), die die Grenzen der Verbreitungsgebiete des Reservoirs und des Nichtreservoirs sowie die Zusammenflussbereiche benachbarter Schichten zeigen .

Abb.2.2. Fragment der Verteilungskarte von Reservoirgesteinen einer der Horizontschichten: 1 - Bohrlochreihen (N - Injektion; D - Produktion), 2 - Grenzen der Verteilung von Reservoirgesteinen, 3 - Grenzen von Zusammenflusszonen, Abschnitte 4 - Verteilung von Reservoirgesteinen, 5 – Fehlen von Reservoirgesteinen, 6 – Zusammenfluss der Formation mit der darüber liegenden Formation, 7 – Zusammenfluss der Formation mit der darunter liegenden Formation.

Es gibt folgende quantitative Indikatoren, die die Makroheterogenität charakterisieren:

1. Dissektionskoeffizient, der die durchschnittliche Anzahl der Schichten angibt

(Zwischenschichten) von Reservoirs innerhalb der Lagerstätte, Kr = (X Ш)/ N (2.1), wobei n -

Anzahl der Reservoirschichten im i-ten Bohrloch; N – Anzahl der Brunnen.

2. Sandigkeitskoeffizient, der den Anteil des Reservoirvolumens (oder der Formationsdicke) am Gesamtvolumen (der Dicke) des produktiven Horizonts angibt:

Ksch = [ X (Кф^ total)]i/ N (2.2), wobei h^ die effektive Mächtigkeit der Formation in ist

Also; N – Anzahl der Brunnen. Der Sandigkeitskoeffizient ist aus folgenden Gründen ein guter Informationsträger: Er ist durch Korrelationsabhängigkeiten mit vielen anderen geologischen Parametern und Eigenschaften von Betriebsobjekten verbunden: Unterteilung, Diskontinuität der Schichten über das Gebiet, ihre lithologische Konnektivität entlang des Abschnitts usw.

Als Indikator für die Makroheterogenität, der sowohl Dissektion als auch Sandigkeit berücksichtigt, wird ein komplexer Indikator verwendet –

Makroheterogenitätskoeffizient: K m = (X n ich )/(X Hi ) (2.3), wobei n -

ich=1 ich =1

Anzahl durchlässiger Schichten; h ist die Dicke der vom Bohrloch durchdrungenen durchlässigen Schichten. Der Makroheterogenitätskoeffizient charakterisiert die Zerlegung des Entwicklungsobjekts pro Dickeneinheit.

3. Lithologischer Konnektivitätskoeffizient – ​​Verschmelzungskoeffizient, der den Grad der Verschmelzung von Reservoirs zweier Schichten bewertet, K sl = S^/S^ wobei S CT die Gesamtfläche der verschmelzenden Gebiete ist; Sj. - Verbreitungsgebiet der Lagerstätten innerhalb der Lagerstätte. Je höher der Koeffizient der lithologischen Konnektivität ist, desto höher ist der Grad der hydrodynamischen Konnektivität benachbarter Schichten.

4. Der Verteilungskoeffizient der Lagerstätten über das Lagerstättengebiet, der den Grad der Diskontinuität ihres Vorkommens über das Gebiet charakterisiert (Ersatz von Lagerstätten durch undurchlässige Gesteine),

K dis = SA wobei S die Gesamtfläche der Verteilungszonen von Stauseen ist;

5. Der Komplexitätskoeffizient der Grenzen der Verteilung von Reservoirreservoirs, der für die Untersuchung und Bewertung der Komplexität der Struktur diskontinuierlicher, faziesvariabler Schichten erforderlich ist, K sl = L^/n, wobei die Gesamtlänge der Grenzen ist von Gebieten mit der Verteilung von Stauseen; P ist der Umfang der Lagerstätte (die Länge der äußeren ölführenden Kontur). Es wurde festgestellt, dass bei heterogenen, diskontinuierlichen Formationen der Komplexitätskoeffizient mit zunehmender Dichte des Bohrlochmusters stetig abnimmt. Dies deutet darauf hin, dass selbst bei einem dichten Netz von Produktionsbohrungen alle Details der Reservoirvariabilität immer noch unbekannt sind.

6. Drei Koeffizienten, die die Verteilungszonen von Lagerstätten hinsichtlich der Bedingungen für die Ölverdrängung aus ihnen charakterisieren:

Kspl = Yasil/Yak; Kpl = S^S* Kl= S^S*

wobei K spl, Kpl, K l jeweils die Koeffizienten der kontinuierlichen Verteilung von Kollektoren, Halblinsen und Linsen sind; I spl ist die Fläche kontinuierlicher Verbreitungszonen, d.h. Zonen, die von mindestens zwei Seiten dem Einfluss eines Verdrängungsmittels ausgesetzt sind; S ra ist die Fläche der Halblinsen, d.h. Zonen mit einseitigem Einfluss; - Bereich der Linsen nicht betroffen; K spl + K pl + K p =1.

Die Untersuchung der Makroheterogenität ermöglicht die Lösung folgender Probleme bei der Berechnung von Reserven und der Planung von Entwicklungen: Modellierung der Form eines komplexen geologischen Körpers, der als Lagerstätte für Öl oder Gas dient; Identifizieren Sie Bereiche mit erhöhter Reservoirdicke, die aus der Verschmelzung von Zwischenschichten (Schichten) resultiert, und dementsprechend mögliche Orte für den Öl- und Gasfluss zwischen Schichten während der Reservoirentwicklung; Bestimmen Sie die Machbarkeit der Kombination von Schichten in einer einzigen Produktionsanlage. den effektiven Standort von Produktions- und Injektionsbrunnen begründen; das Ausmaß der Entwicklung von Lagerstätten vorhersagen und beurteilen; Wählen Sie Lagerstätten mit ähnlicher Makroheterogenität aus, um die Erfahrungen aus der Entwicklung zuvor entwickelter Objekte zu übertragen.

Die Ausgangsdaten für die Erledigung der Aufgabe sind eine Tabelle mit Daten zur Mächtigkeit des Horizonts und den Reservoirgesteinen, aus denen er besteht, ein Bohrlochstandortdiagramm, Informationen über die Lagerstätte (Lagerstättentiefe, lithologische Art der Lagerstätte, Lagerstättenpermeabilität, Öl). Viskosität, Reservoirregime, Reservoirgröße).

1. Erstellen Sie Isopach-Karten für jede Schicht und den Horizont als Ganzes, geben Sie die Grenzen der Reservoirverteilung auf ihnen an und liefern Sie deren Analyse.

H. Bestimmen Sie die Koeffizienten, die die Makroheterogenität des Horizonts charakterisieren.

BEISPIEL. Bestimmen Sie die Koeffizienten für Sandgehalt, Dissektion und Makroheterogenität für einen mehrschichtigen Horizont.

Daten in Tabelle 2.1.

Tabelle 2.1 Kskv Lagen PC-Dicke Horizontdicke A1/A2/A3 0/0/19 A1/A2/A3 0/0/7 A1/A2/A3 0/4/16 A1/A2/A3 0/3/15 A1/A2/A3 0/0/20 A1/A2/A3 1/5/17 A1/A2/A3 2/6/11 A1/A2/A3 0/3/15 A1/A2/A3 5/16/5 A1/A2/A3 5/11/20 A1/A2/A3 4/3/10 A1/A2/A3 5/4/14 A1/A2/A3 2/3/14 A1/A2/A3 0/312

Die berechneten Daten sind in Tabelle 2.2 dargestellt

Tabelle 2.2 Kskv Anzahl der Zwischenschichten Naf-Horizont Totaler Horizont

Mit den Formeln 2.1, 2.2, 2.3 bestimmen wir, dass der Dissektionskoeffizient Kr = 32/14 = 2,29; Sandigkeitskoeffizient Kpesch=280/362=0,773;

Makroheterogenitätskoeffizient Km = 32/280 = 0,114.

Die kombinierte Verwendung von Kr, Kpesch, Km ermöglicht es uns, eine Vorstellung von der Makroheterogenität des Abschnitts zu bekommen: Je mehr Kr, Km und je weniger Kpesch, desto höher ist die Makroheterogenität. Zu den relativ homogenen Schichten zählen Schichten (Horizonte) mit Ksch > 0,75 und Kr< 2,1. К неоднородным соответственно относятся пласты (горизонты) с Кпесч < 0,75 и Кр >2.1. Nach diesen Kriterien kann der im Beispiel betrachtete Horizont als leicht heterogen charakterisiert werden (Ksch = 0,773, Kr = 2,29)

Laborarbeit Nr. 3 Bestimmung der Standardgrenzen der Parameter produktiver Formationen

Zur korrekten Berechnung der Öl- und Gasreserven gehört die Offenlegung der inneren Struktur des Berechnungsobjekts, deren Kenntnis für die Organisation einer effektiven Erschließung von Lagerstätten, insbesondere für die Wahl eines Erschließungssystems, erforderlich ist. Um die innere Struktur einer Lagerstätte zu identifizieren, ist es auch notwendig, die Position in Bezug auf die Grenzen zwischen Reservoirs und Nicht-Reservoirs zu kennen, die anhand der Werte der filtrationskapazitiven (oder anderen) Eigenschaften von Gesteinen gezogen werden Standard.

Die Standardgrenzen der Parameter produktiver Formationen sind die Grenzwerte der Parameter, nach denen die Gesteine ​​der produktiven Formation zur zuverlässigeren Unterscheidung in Reservoire und Nicht-Reservoirs sowie in Reservoirs mit unterschiedlichen Produktionseigenschaften unterteilt werden Im Gesamtvolumen der Lagerstätte sind ihr effektives Gesamtvolumen und Volumina unterschiedlicher Produktivität, d. h. Die Bestimmung der Bedingungen von Lagerstätten bedeutet, die Auswahlkriterien im Zusammenhang mit Lagerstätten und deren Klassifizierung nach Lithologie, Produktivität usw. festzulegen.

Reservestandards sind eine Reihe von Anforderungen an die geologischen, technischen, wirtschaftlichen und bergbaulichen Parameter einer Lagerstätte, die das Erreichen einer vorbildlichen Ölförderung mit der Rentabilität des Entwicklungsprozesses unter Einhaltung von Arbeitsschutz-, Untergrund- und Umweltgesetzen gewährleisten. Die Festlegung von Reservestandards dient dazu, das Fischereipotenzial einer Lagerstätte einzuschätzen und geologische Reserven nach ihrer industriellen Bedeutung zu klassifizieren.

Die Bedingungen von Stauseen werden durch eine große Gruppe von Faktoren bestimmt, die die Filtrations- und Kapazitätseigenschaften von Gesteinen (FPP) bestimmen. Die Hauptparameter, die die Lagerstätteneigenschaften beeinflussen, sind Porosität, Permeabilität, Öl-, Gas- und Bitumensättigung, ergänzt durch die Parameter Karbonatgehalt, Tongehalt, Restwasser, Art der Öl-, Gas- und Bitumensättigung, Partikelgrößenverteilung, Material genetische Typisierung und B(GIS). ) – Sättigungsparameter, Porositätsparameter usw. sowie Feldindikatoren – Produktivität oder spezifische Durchflussrate. Die Methode zur Begründung der Bedingungen ist eine Korrelationsanalyse zwischen den spezifizierten Gesteinseigenschaften gemäß Laborkernstudien, gemäß Bohrlochprotokollierungsdaten und hydrodynamischen Studien.

Die Reservestandards hängen vom öffentlichen Bedarf an Kohlenwasserstoffrohstoffen und vom Stand der technischen und technologischen Entwicklung der Öl-, Gas- und Bitumenproduktion ab. Reservestandards werden unter Berücksichtigung spezifischer Reserven, anfänglicher und endgültiger Produktionsraten von Bohrlöchern, Verdrängungskoeffizient, Ölgewinnungsfaktor (ORF), Entwicklungssystem und Grenzkosten gerechtfertigt. Die Methode zur Begründung der Bedingungen sind technische und wirtschaftliche Berechnungen auf der Grundlage von Optionen für die Entwicklung der Anlage.

Isolierung von Kollektoren.

Das natürliche Reservoir, das Kohlenwasserstoffe enthält, umfasst mindestens zwei Gesteinsklassen: Reservoirs und Nichtreservoirs. Diese Klassen unterscheiden sich in der Struktur des Porenraums, den Werten der petrophysikalischen Parameter und der Art ihrer Verteilung.

Klassengrenzen sind die Grenzen des qualitativen und quantitativen Übergangs von einer Eigenschaft zur anderen, unabhängig von den zur Entwicklung produktiver Schichten verwendeten Technologien. Es ist jedoch zu berücksichtigen, dass bei der Anwendung von Methoden zur intensiven Stimulation der Formation, die die Struktur des Porenraums erheblich beeinflussen (Ausdehnung von Filterkanälen, Auflösung von Carbonaten unter physikalischem und chemischem Einfluss, Entstehung von Rissen usw.) , ist es möglich, Reservoirs in die höchsten Klassen und bei Verwendung von Calmotionsmethoden in die niedrigeren zu übertragen.

Oben wurde bereits darauf hingewiesen, dass die Hauptparameter, die Lagerstätten charakterisieren, Porosität Kp, Permeabilität Kpr, Restwassergehalt Kow für eine Lagerstätte, die Kohlenwasserstoffe enthält – Öl, Gas, Bitumensättigung Kn (g, b) – sind.

Die Beziehungen zwischen geologischen und Produktionsparametern sind statistisch, komplex und umfassen Komponenten, die bestimmte Gesteinsklassen oder Lagerstätten charakterisieren. Bei der Verarbeitung solcher Abhängigkeiten wird die Methode der kleinsten Quadrate verwendet. Die Praxis hat gezeigt, dass diese Abhängigkeiten durch die Parabel Y=a*X b angenähert werden.

Die Änderung der Art der Abhängigkeit wird durch Änderungen der Parabelkoeffizienten für verschiedene Teile des Korrelationsfelds gesteuert, und die Schnittpunkte der Parabeln geben die Position der Klassengrenzen an.

Um diese Grenzen zu finden, wird häufig ein Korrelationsfeld in logarithmischen Koordinaten konstruiert (Linearisierungsverfahren), wobei die Parabel in eine Gerade umgewandelt wird: LgY=Lga+b*LgX. Die Schnittpunkte der Linien geben die Klassengrenzen an.

Das Argument und die Funktion sollten entsprechend ihrer physikalischen Bedeutung ausgewählt werden, zum Beispiel im Kp-Kb-Paar: Kp ist ein Argument und Kb ist eine Funktion, im Kp-Kpr-Paar: Kp ist ein Argument, Kpr ist eine Funktion.

Als Grundlage zur Bestimmung der Klassengrenzen empfiehlt sich das Korrelationsfeld Kpr=f (Kp).

Es gibt zwei bedingte Grenzen. Der erste Grenzwert ist der Grenzwert, ab dem das Gestein Kohlenwasserstoffe enthalten kann. Der zweite Grenzwert ist der Grenzwert, ab dem die Rasse Kohlenwasserstoffe freisetzen kann. Die erste Grenze ist die untere Grenze des Reservoirs, die zweite Grenze ist die Grenze des produktiven Reservoirs. Der erste Grenzwert wird auf der Grundlage lithologischer und petrographischer Untersuchungen der Kern- und petrophysikalischen Eigenschaften von Gesteinen ermittelt. Der zweite Grenzwert wird auf der Grundlage der Ergebnisse von Untersuchungen der Verdrängungseigenschaften an Kernproben, anhand von Phasenpermeabilitätskurven und gemäß der Abhängigkeit des Restwassers von Porosität und Permeabilität festgelegt. Der zweite Grenzwert muss durch die Ergebnisse von Bohrlochtests bestätigt werden – ein Vergleich der Durchlässigkeit mit der Produktivität. Die Abhängigkeit der Produktivität (oder der spezifischen Durchflussrate) von der Durchlässigkeit unter Berücksichtigung der minimalen Durchflussrate, unterhalb derer die Entwicklung nicht rentabel ist, ermöglicht es uns, die dritte Grenze zu bestimmen – die technologische.

GIS ist die am weitesten verbreitete Art der Forschung. Basierend auf GIS-Daten werden die Hauptparameter der Formationen bestimmt und klassifiziert.

Es gibt zwei Möglichkeiten, Bedingungen anhand geophysikalischer Felddaten zu belegen.

„STAATLICHE TECHNOLOGISCHE UNIVERSITÄT KUBAN“

Vollzeitdozent des Instituts für Öl, Gas und Energie.

Abteilung für Öl- und Gasförderung

VORLESUNGSNOTIZEN

Nach Disziplin:

« Geologie von Öl und Gas»

für Studierende aller Studienrichtungen:

130501 Planung, Bau und Betrieb von Öl- und Gaspipelines sowie Öl- und Gasspeicheranlagen;

130503 Entwicklung und Betrieb von Öl- und Gasfeldern;

130504 Bohren von Öl- und Gasquellen.

Bachelor in 131000 „Öl- und Gastechnik“

Zusammengestellt von: Dozent

Shostak A.V.

KRASNODAR 2012

VORTRAG 1-EINFÜHRUNG……………………………………………………………………………………… 3

VORLESUNG 2- NATÜRLICHES BRENNBARES FOSSIL……………………………………..12

VORLESUNG 3- Merkmale der Akkumulation und Transformation organischer Verbindungen während der Lithogenese ………………………………….19

VORLESUNG 4 - ZUSAMMENSETZUNG UND PHYSIKALISCHE UND CHEMISCHE EIGENSCHAFTEN VON ÖL UND GAS….25

VORLESUNG 5 - DIE ART DER ÄNDERUNGEN DER ZUSAMMENSETZUNG UND DER PHYSIKALISCHEN UND CHEMISCHEN EIGENSCHAFTEN VON ÖL UND GAS ABHÄNGIG VOM EINFLUSS VERSCHIEDENER NATÜRLICHER FAKTOREN………………………………………………………………… ………………….. 45

VORLESUNG 6 - PROBLEME DER ÖL- UND GASHERSTELLUNG……………………….56

VORLESUNG 7 - KOHLENWASSERSTOFFMIGRATION…………………………………………………………………62

VORLESUNG 8 - BILDUNG VON EINLAGEN……………………………………………………………………75

VORLESUNG 9 - ZONENEINRICHTUNG DER ÖLBILDUNGSPROZESSE………………….81

VORTRAG 10 – REGELMÄßIGKEITEN DER RÄUMLICHEN VERTEILUNG VON ÖL- UND GASAKKUMULATIONEN IN DER ERDKRUSTE………………………………………101

VORTRAG 11 – ÖL- UND GASFELDER UND IHRE HAUPTMERKMALE DER KLASSIFIZIERUNG…………………………………………………….108

REFERENZEN……………………………………………………………………………….112

Vorlesung 1 Einführung

Unter den wichtigsten Arten von Industrieprodukten nehmen Öl, Gas und ihre Produkte einen der Hauptplätze ein.

Bis zum Beginn des 18. Jahrhunderts. Die Ölgewinnung erfolgte hauptsächlich aus Schürfgruben, die mit Flechtzäunen gesäumt waren. Während sich das Öl ansammelte, wurde es abgeschöpft und in Lederbeuteln zu den Verbrauchern transportiert.

Die Bohrlöcher waren mit einem Holzrahmen gesichert, der Enddurchmesser des verrohrten Bohrlochs betrug normalerweise 0,6 bis 0,9 m mit einer gewissen Vergrößerung nach unten, um den Ölfluss zum Bohrlochboden zu verbessern.

Mit einer Handwinde (später von Pferden gezogen) und einem Seil, an dem ein Weinschlauch (ein Ledereimer) befestigt war, wurde Öl aus der Quelle gehoben.

In den 70er Jahren des 19. Jahrhunderts. Der Großteil des Öls in Russland und der Welt wird aus Ölquellen gefördert. So gab es 1878 in Baku 301 davon, deren Durchflussmenge um ein Vielfaches höher war als die Durchflussmenge aus Brunnen. Die Ölförderung aus Brunnen erfolgte mit einem Schöpfgefäß – einem bis zu 6 m hohen Metallgefäß (Rohr), in dessen Boden ein Rückschlagventil montiert war, das sich öffnete, wenn das Schöpfgefäß in die Flüssigkeit eingetaucht wurde, und sich schloss, wenn es sich nach oben bewegte. Das Anheben des Bailers (Tartan) erfolgte manuell, dann per Pferdezug (Anfang der 70er Jahre des 19. Jahrhunderts) und mit Hilfe einer Dampfmaschine (80er Jahre).

Die ersten Tiefbrunnenpumpen wurden 1876 in Baku und die erste Tiefbrunnenpumpe 1895 in Grosny eingesetzt. Das Zahnsteinverfahren blieb jedoch lange Zeit das Hauptverfahren. Beispielsweise wurden 1913 in Russland 95 % des Öls durch Gelierung hergestellt.

Der Zweck des Studiums der Disziplin „Öl- und Gasgeologie“ besteht darin, eine Basis von Konzepten und Definitionen zu schaffen, die die Grundlagenwissenschaft bilden – die Grundlage des Wissens über die Eigenschaften und Zusammensetzung von Kohlenwasserstoffen, ihre Klassifizierung, die Herkunft von Kohlenwasserstoffen, die Entstehungsprozesse usw Standortmuster von Öl- und Gasfeldern.

Geologie von Öl und Gas– ein Zweig der Geologie, der die Bedingungen der Bildung, Platzierung und Migration von Öl und Gas in der Lithosphäre untersucht. Die Entstehung der Öl- und Gasgeologie als Wissenschaft erfolgte zu Beginn des 20. Jahrhunderts. Ihr Gründer ist Iwan Michailowitsch Gubkin.

GRUNDLAGEN DES ERDÖLGESCHÄFTS

GRUNDLAGEN DER ÖL- UND GASGEOLOGIE

GRUNDLAGEN DER ERDÖL- UND GASFELDENTWICKLUNG

Konzept eines Ölfeldes. Reservoireigenschaften von Gesteinen. Das Konzept der Porosität und Permeabilität. Behälterdruck. Physikalische Eigenschaften von Ölen in Lagerstätten und Oberflächenbedingungen. Wirkende Kräfte in der Formation, Formationswasserdruck, Druckgasdruck usw. Das Konzept der Ölfeldentwicklung. Bohrlochplatzierungsschema, Methoden zur Beeinflussung der Formation - Intra-Circuit- und periphere Überschwemmung. Das Konzept der Kontrolle über die Feldentwicklung.

Das Konzept der Methoden zur Verbesserung der Ölförderung. Thermische Methoden.

Ölfelder

Die Gesteine, aus denen die Erdschichten bestehen, werden in zwei Haupttypen unterteilt: magmatische und sedimentäre Gesteine.

· Magmatische Gesteine- entstehen, wenn flüssiges Magma in der Erdkruste (Granit) oder vulkanische Laven auf der Erdoberfläche (Basalt) erstarrt.

· Sedimentgestein - entstehen durch Niederschlag (hauptsächlich in Gewässern) und anschließende Verdichtung mineralischer und organischer Stoffe unterschiedlicher Herkunft. Diese Gesteine ​​kommen meist schichtweise vor. Als geologisches Zeitalter (Erathema) bezeichnet man einen bestimmten Zeitraum, in dem unter bestimmten geologischen Bedingungen die Bildung von Gesteinskomplexen stattfand. Das Verhältnis dieser Schichten im Abschnitt der Erdkruste zueinander wird von STRATIGRAPHY untersucht und in einer stratigraphischen Tabelle zusammengefasst.

Stratigraphische Tabelle

Ältere Ablagerungen gehören zum kryptozoischen Eonothem, das in ARCHÄISCHES und PROTEROSOISCHES unterteilt wird. Im Oberen Proterozoikum werden das RIPHÄISCHE mit drei Unterteilungen und das VENDISCHE Äonothem unterschieden. Eine taxometrische Skala für präkambrische Ablagerungen wurde nicht entwickelt.

Alle Gesteine ​​haben Poren, freie Räume zwischen den Körnern, d.h. haben Porosität. Industrielle Ansammlungen von Öl (Gas) sind hauptsächlich in Sedimentgesteinen enthalten – Sanden, Sandsteinen, Kalksteinen, die gute Reservoire für Flüssigkeiten und Gase sind. Diese Rassen haben Permeabilität, d.h. die Fähigkeit, Flüssigkeiten und Gase durch ein System zahlreicher Kanäle zu leiten, die Hohlräume im Gestein verbinden.

Öl und Gas kommen in der Natur in Form von Ansammlungen in Tiefen von mehreren zehn Metern bis zu mehreren Kilometern von der Erdoberfläche vor.

Als Schichten werden poröses Gestein bezeichnet, deren Poren und Risse mit Öl gefüllt sind Öllagerstätten (Gas) oder Horizonte.

Als Schichten werden Schichten bezeichnet, in denen es zu Ansammlungen von Öl (Gas) kommt Öl-(Gas-)Vorkommen.

Reihe von Öl- und Gasvorkommen , in den Tiefen desselben Territoriums konzentriert und im Entstehungsprozess einer tektonischen Struktur untergeordnet, wird genannt Öl-(Gas-)Feld .

Typischerweise ist eine Öl-(Gas-)Lagerstätte auf eine bestimmte tektonische Struktur beschränkt, die sich auf die Form der Gesteine ​​bezieht.

Schichten von Sedimentgesteinen, die ursprünglich horizontal lagen, stiegen oder fielen infolge von Druck, Temperatur und tiefen Brüchen als Ganzes oder relativ zueinander und verbogen sich auch in Falten unterschiedlicher Form.

Als Falten werden Falten bezeichnet, die nach oben konvex sind Antiklinalen , und Falten konvex nach unten gerichtet - Synklinalen .

Antiklinale Synklinale

Der höchste Punkt der Antiklinale wird als ihr bezeichnet Spitze, und der zentrale Teil Gewölbe. Es bilden sich die geneigten Seitenteile der Falten (Antiklinalen und Synklinalen). Flügel. Man nennt eine Antiklinale, deren Flügel nach allen Seiten gleiche Neigungswinkel haben Kuppel.

Die meisten Öl- und Gasvorkommen der Welt sind auf Antiklinalfalten beschränkt.

Typischerweise ist ein gefaltetes Schichtsystem (Schichten) ein Wechsel von Konvexitäten (Antiklinalen) und Konkavitäten (Synklinalen), und in solchen Systemen sind die Felsen von Synklinalen mit Wasser gefüllt, weil Sie nehmen den unteren Teil der Struktur ein, während Öl (Gas), falls sie vorkommen, die Poren des Antiklinalgesteins füllt. Die Hauptelemente, die das Auftreten von Schichten charakterisieren, sind

Fallrichtung;

· Niederwerfung;

· Neigungswinkel

Fallende Schichten- Dies ist die Neigung der Schichten der Erdkruste zum Horizont. Man nennt den größten Winkel, den die Oberfläche der Formation mit einer horizontalen Ebene bildet Neigungswinkel der Formation.

Eine Linie, die in der Ebene der Formation und senkrecht zur Einfallsrichtung liegt, wird aufgerufen per Dehnung Formation

Strukturen, die die Ölansammlung begünstigen, sind neben Antiklinalen auch Monoklinen. Monoklin- das ist der Boden von Gesteinsschichten mit gleicher Neigung in eine Richtung.

Bei der Faltenbildung werden die Schichten meist nur gequetscht, aber nicht zerrissen. Während des Gebirgsbildungsprozesses kommt es jedoch unter dem Einfluss vertikaler Kräfte häufig zu einem Bruch der Schichten, es entsteht ein Riss, entlang dessen sich die Schichten relativ zueinander verschieben. Dabei entstehen unterschiedliche Strukturen: Verwerfungen, Rückverwerfungen, Überschiebungen, Rechen, Verbrennungen.

· Zurücksetzen- Verschiebung von Gesteinsblöcken relativ zueinander entlang einer vertikalen oder steil geneigten Oberfläche eines tektonischen Bruchs. Der vertikale Abstand, um den sich die Schichten verschoben haben, wird als Störungsamplitude bezeichnet.

· Kommt es entlang derselben Ebene nicht zu einem Abfall, sondern zu einer Anhebung von Schichten, spricht man von einer solchen Verletzung Rückwärtsfehler(Reverse-Reset).

· Schub- eine Verwerfung, bei der einige Gesteinsmassen über andere geschoben werden.

· Grabel- ein entlang von Verwerfungen abgesenkter Abschnitt der Erdkruste.

Verbrennung- ein entlang von Verwerfungen angehobener Abschnitt der Erdkruste.

Geologische Störungen haben einen großen Einfluss auf die Verteilung von Öl (Gas) im Erdinneren – in einigen Fällen tragen sie zu seiner Ansammlung bei, in anderen können sie im Gegenteil dazu führen, dass mit Öl und Gas gesättigte Formationen überflutet werden die Freisetzung von Öl und Gas an die Oberfläche.

Für die Bildung einer Öllagerstätte sind folgende Bedingungen notwendig:

§ Verfügbarkeit eines Reservoirs

§ Das Vorhandensein undurchlässiger Schichten darüber und darunter (Unter- und Oberseite der Schicht), um die Flüssigkeitsbewegung zu begrenzen.

Die Menge dieser Bedingungen heißt Öl Falle. Unterscheiden

§ Tresorfalle

§ Lithologisch gescreent

§

Tektonisch abgeschirmt

§ Stratigraphisch gescreent

Erdölgase und ihre Eigenschaften

Als Gase werden Gase bezeichnet, die zusammen mit Erdöl aus Öl- und Gasvorkommen gefördert werden Erdölgase. Sie sind eine Mischung aus Kohlenwasserstoffen – Methan, Propan, Butan, Pektan usw.

Der leichteste aller Kohlenwasserstoffe ist Methan. Aus Öl- und Gasfeldern geförderte Gase enthalten 40 bis 95 % Methan.

Eines der Hauptmerkmale von Kohlenwasserstoffgasen ist relative Dichte, worunter man die Abweichung der Masse eines Volumens eines gegebenen Gases von der Masse des gleichen Luftvolumens unter Normalbedingungen versteht.

Die relative Dichte von Erdölgasen reicht von 0,554 für Methan bis 2,49 für Pentan und höher. Je mehr leichte Kohlenwasserstoffe im Ölgas vorhanden sind – Methan CH 4 und Ethan C 2 H 6 (relative Dichte – 1,038), desto leichter ist dieses Gas. Unter normalen Bedingungen liegen Methan und Ethan in gasförmigem Zustand vor. In Bezug auf die relative Dichte gehören Propan C 3 H 8 (1,522) und Butan C 4 H 0 (2,006) ebenfalls zu den Gasen, werden jedoch bereits bei niedrigen Drücken leicht flüssig.

Erdgas- ein Gasgemisch. Die Bestandteile von Erdgas sind paraffinische Kohlenwasserstoffe: Methan, Ethan, Propan, Isobutan sowie Nicht-Kohlenwasserstoffgase: Schwefelwasserstoff, Kohlendioxid, Stickstoff.

Bei der Ausbeutung von Gas- und Gaskondensatfeldern in Bohrlöchern, Gassammelnetzen und Hauptgasleitungen entstehen unter bestimmten thermodynamischen Bedingungen kristalline Hydrate. Im Aussehen sehen sie aus wie eine rußartige Masse oder Eis. Hydrate entstehen bei abtropfender Feuchtigkeit und bestimmten Drücken und Temperaturen.

Abhängig vom Vorherrschen leichter (Methan, Ethan) oder schwerer (Propan und höher) Kohlenwasserstoffe in Ölgasen Gase sind geteilt in

· Trocken - Erdgas, das keine oder nur geringe Mengen schwerer Kohlenwasserstoffe enthält.

· Fett- Gas, das schwere Kohlenwasserstoffe in solchen Mengen enthält, dass es ratsam ist, daraus Flüssiggase oder Gasbenzin herzustellen.

In der Praxis ist es allgemein anerkannt, dass ein Fettgas ein Gas ist, das mehr als 60 g Gasbenzin pro 1 m 3 enthält. Bei einem geringeren Gehalt an Gasbenzin wird das Gas als trocken bezeichnet. Bei Schwerölen entsteht überwiegend trockenes Gas, das überwiegend aus Methan besteht. Erdölgase enthalten neben Kohlenwasserstoffen geringe Mengen Kohlendioxid, Schwefelwasserstoff usw.

Eine wichtige Eigenschaft von Erdgas ist seine Löslichkeit in Öl.

Gaslöslichkeitskoeffizient(Gasfaktor) gibt an, wie viel Gas sich in einer Flüssigkeitsvolumeneinheit löst, wenn der Druck um eine Einheit steigt. Der Löslichkeitskoeffizient variiert je nach Auflösungsbedingungen zwischen 0,4x10 -5 und 1x10 -5 Pa -1. Bei einem Druckabfall auf einen bestimmten Wert ( Sättigungsdruck) Im Öl gelöstes Gas beginnt freigesetzt zu werden.

Wenn Öl und Gas vom Boden des Bohrlochs strömen, neigt das Gas dazu, sich auszudehnen, wodurch das Gasvolumen größer ist als das zugeführte Ölvolumen.

Der Gasfaktor ist nicht in allen Feldern und Formationen gleich. Sie liegt üblicherweise zwischen 30 m 3 /m 3 und 100 m 3 /m 3 und mehr.

Der Druck, bei dem die ersten Blasen gelösten Gases aus dem Öl auszutreten beginnen, wird als Druck bezeichnet Ölsättigungsdruck im Behälter. Dieser Druck hängt von der Zusammensetzung von Öl und Gas, dem Verhältnis ihrer Volumina und der Temperatur ab.

Man nennt die höchste Temperatur, bei der ein Gas, egal wie hoch der Druck ist, nicht in den flüssigen Zustand übergeht kritische Temperatur.

Der der kritischen Temperatur entsprechende Druck wird aufgerufen kritischer Druck. Auf diese Weise, kritischer Druck- Dies ist der maximale Druck, bei dem oder unter dem das Gas nicht in einen flüssigen Zustand übergeht, egal wie niedrig die Temperatur ist.

So beträgt beispielsweise der kritische Druck für Methan 4,7 MPa und die kritische Temperatur 82,5 0 C (minus).

Reservoirwasser

Lagerstättenwasser kommt in den meisten Öl- und Gasfeldern vor und ist ein häufiger Begleiter von Öl. Neben den Formationen, in denen Wasser zusammen mit Öl vorkommt, gibt es auch rein wasserführende Formationen.

Produziertes Wasser in Öl- und Gaslagerstätten findet sich nicht nur in der reinen Wasserzone, sondern auch in der Öl- und Gaszone und sättigt die produktiven Gesteine ​​der Lagerstätten zusammen mit Öl und Gas. Dieses Wasser heißt verwandt oder begraben.

Bevor Öl in die Sedimentablagerungen eindrang, war der Porenraum zwischen den Gesteinskörnern mit Wasser gefüllt. Während und nach tektonischen Vertikalbewegungen von Gesteinen (Öl- und Gaslagerstätten) wanderten Kohlenwasserstoffe in höher gelegene Teile der Formationen, wo sich Flüssigkeiten und Gase entsprechend ihrer Dichte verteilten. Der Gehalt an gebundenem Wasser in den Gesteinen von Öllagerstätten liegt zwischen einem Bruchteil eines Prozents und 70 % des Porenvolumens und beträgt in den meisten Lagerstätten 20–30 % dieses Volumens.

Formationsgewässer sind in der Regel hoch mineralisiert. Der Grad ihrer Mineralisierung reicht von mehreren hundert Gramm pro 1 m 3 in Süßwasser und bis zu 80 kg/m 3 in konzentrierten Solen.

Im Formationswasser enthaltene Mineralstoffe sind Salze von Natrium, Kalzium, Magnesium, Kalium und anderen Metallen. Die Hauptsalze der Formationswässer sind Chloride sowie Carbonate von Alkalimetallen. Von den gasförmigen Substanzen enthalten Formationswässer Kohlenwasserstoffgase und manchmal Schwefelwasserstoff. Dichte Formationswasser liegt je nach Menge der darin gelösten Salze zwischen 1,01 und 1,02 g/cm 3 oder mehr.

Anhand des Dichtewerts und anderer Daten wird die Herkunft des Wassers beurteilt.

Die Viskosität des Formationswassers ist in den meisten Ölfeldern geringer als die Viskosität von Öl. Mit zunehmender Temperatur nimmt die Viskosität des Wassers ab. Stauseegewässer haben elektrische Leitfähigkeit, was vom Grad der Mineralisierung abhängt.

· Sand- feinkörniges Lockergestein bestehend aus Körnern (Sandkörnern), unterteilt in grobkörnig, feinkörnig, mittelkörnig und feinkörnig. Aufgrund der Form der Körner werden Sande in abgerundete und eckige Sande unterteilt.

· Sandstein- klastisches Sedimentgestein aus zementiertem Sand. Besteht hauptsächlich aus Quarzkörnern.

· Tone- feinkörniges Gestein, das hauptsächlich aus Tonmineralien besteht - Silikate mit geschichteter Kristallstruktur. In Öl- und Gasfeldern spielen Tone die Rolle undurchlässiger Decken, zwischen denen mit Öl, Gas und Wasser gefüllte Gesteinsschichten liegen.

PLAST

Flüssigkeiten und Gase stehen in der Formation unter Druck, das heißt Reservoir. Der Reservoirdruck ist ein Indikator für die natürliche Energie. Je höher der Formationsdruck, desto mehr Energie hat die Formation.

Erstreservoir Druck – der Druck in der Formation vor Beginn ihrer Entwicklung steht in der Regel in direktem Zusammenhang mit der Tiefe der Öl-(Gas-)Formation und kann näherungsweise durch die Formel bestimmt werden:

wobei: Ppl.n – anfänglicher Reservoirdruck

H - Formationstiefe, m

r – Wasserdichte, kg/m 3

g – Beschleunigung des freien Falls (9,81 m/s 2)

10 4 - Umrechnungsfaktor, Pa.

Normalerweise ist der Reservoirdruck größer oder kleiner als der durch die Formel berechnete. Dieser Wert wird durch direkte Messungen mit einem Tiefenmanometer ermittelt, das üblicherweise zur Bestimmung verwendet wird Bodendruck- Druck am Boden eines Arbeits- oder Leerlaufbrunnens.

Beim Betrieb eines Brunnens ist dies von größter Bedeutung Druckabfall am Bohrlochboden, was beim Betrieb des Brunnens entscheidend ist. Er stellt die Differenz zwischen Lagerstättendruck und Bohrlochdruck dar und wird als bezeichnet Depression.

Druckabfall = Ppl. - R vergessen.

Die Bewegung des Öls beginnt ab einer bestimmten Entfernung, dem sogenannten Drainageradius der Lagerstätte; wenn sich die Formationsflüssigkeit in Richtung Bohrloch bewegt, nimmt ihr Fluss zu, wodurch der hydrodynamische Druck zunimmt. Seinen größten Wert erreicht es im Jahr bohrlochnahe Formationszone(PZP), gleich 0,8 - 1,5 Meter. Der Bohrlochsohlendruck spielt eine entscheidende Rolle: Je niedriger der Bohrlochsohlendruck, desto produktiver kann die Bohrung sein. Der größte Druckabfall in der bohrlochnahen Zone der Formation führt zu verschiedenen Phänomenen, beispielsweise zur Ausfällung von Salzen, Feststoffpartikeln, Harzen, Asphaltenen in dieser Zone und zu turbulenter Flüssigkeitsbewegung. Alle diese Phänomene reduzieren den Flüssigkeitsfluss aus der Formation und werden als Skin-Effekt bezeichnet.

· in pseudostabilem Zustand

Dabei ist μ n die Viskosität der Formationsflüssigkeit

Naja – Brunnenradius

k – Durchlässigkeit

β n – Reservoirvolumenfaktor

r Halle – Radius der Formationszone, von der aus produziert wird

h – Formationsdicke

Reduzierter Flüssigkeitsfluss

· ganz unten

· aufgrund der geringen natürlichen Durchlässigkeit der Formation.

Im Gesicht

Sandverstopfung

· Kontamination der Perforation

Paraffinverunreinigung

Asphaltene

ähnliche Probleme

Bodenlochzone des Stausees kann verstopft sein

Bohrflüssigkeit

· Zement

Abschlussflüssigkeit

· während des Bergbaus, oder

· Schluff, Ton.

GUT KONSTRUKTION

Im vorherigen Kapitel haben wir uns mit den Formen des Ölvorkommens befasst und die Methode zur Erschließung des Feldes ausgewählt. Unsere Aufgabe besteht nun darin, die Lagerstätte zu erreichen und Öl an die Oberfläche zu bringen. Dies wird durch das Bohren von Brunnen erreicht.

Bohren der Brunnen ist der Prozess des Bauens Richtungsabbau mit großer Länge und kleinem Durchmesser.

Der obere Teil des Bohrlochs wird Bohrlochkopf genannt; er wird beim Bohren am Bohrlochkopf installiert:

· Säulenköpfe, die zum Binden von Futterrohrsträngen, zur Kontrolle des Drucks im Ringraum und zur Durchführung verschiedener technologischer Vorgänge verwendet werden.

· Anti-Blowout-Ausrüstung (BOP)

· Dachrinnentrichter

· Spezialausrüstung für besondere Arbeiten (Zementieren, Perforieren usw.)

Im Betrieb wird Folgendes installiert:

· Weihnachtsbaumbeschläge (Massenbaum) – zum Verbinden einer oder zweier Brunnenleitungen (Aufzüge), Überwachung und Steuerung des Flusses des Brunnenmediums;

Der unterirdische Teil des Brunnens wird genannt

Bohrloch, wird der unterste Teil des Rumpfes genannt schlachten. Als Oberfläche bezeichnet man eine zylindrische Baugrube Brunnenwände Als Stellen werden Stellen bezeichnet, deren Abmessungen aufgrund von Abwurf oder Auswaschung von Gestein größer als der Nenndurchmesser des Gesteinsschneidwerkzeugs sind Höhlen wird als Werkzeugverschleiß bei Hebearbeiten bezeichnet Dachrinnen.

Der gesamte Zyklus des Brunnenbaus vor der Inbetriebnahme besteht aus den folgenden Hauptsequenzgliedern:

1. Bau von Bodenstrukturen;

2. Die tatsächliche Vertiefung des Bohrlochs, deren Umsetzung nur möglich ist, wenn zwei parallele Prozesse durchgeführt werden – die eigentliche Vertiefung und Spülung des Brunnens;

3. Formationsisolationen, bestehend aus zwei Arten von Arbeiten – Befestigung des Bohrlochs mit abgesenkten Rohren, die zu einer Säule verbunden sind, und Verstopfen (Zementieren) des Ringraums;

4. Gute Entwicklung.

Klassifizierung von Brunnen nach Zweck

· Strukturelle Prospektionsbrunnen

· Explorationsbrunnen

· Produktionsbrunnen

· Injektionsbrunnen

· Führende Produktionsbrunnen

· Auswertungsbrunnen

· Überwachungs- und Beobachtungsbrunnen

· Referenzbrunnen

Methoden und Arten des Bohrens.

Der Bohrprozess umfasst eine Reihe von Vorgängen:

· Bohrgestänge mit zerstörerischen Werkzeugen in das Bohrloch absenken

· Zerstörung der Felswand

· Entfernung zerstörten Gesteins aus dem Brunnen

· Bohrgestänge aus dem Bohrloch heben, um abgenutzte, zerstörerische Werkzeuge auszutauschen;

· Verstärkung (Befestigung) der Brunnenwände bei Festlegung einer bestimmten Tiefe mit Mantelrohren und anschließende Zementierung des Raumes zwischen der Brunnenwand und den abgesenkten Rohren (Schichtisolierung)

Grundlegende Bohrmethoden

· Drehbohren

Bohren mit Bohrlochmotoren

Turbinenbohren

Bohren mit Schraubenmotoren

Bohren mit elektrischer Bohrmaschine

Bohrarten

· Vertikales Bohren

· Richtbohren

Clusterbrunnenbohrung

· Multilaterales Bohren

· Bohren von Brunnen in Offshore-Gebieten

Bohranlagen für die Produktion

Formationsisolation

Um Schichten zu isolieren, Einstürze der Brunnenwände zu verhindern, Verluste und Manifestationen zu verhindern, werden sie in den Brunnen abgesenkt Gehäuse Rohre. Zementmörtel wird in den Raum zwischen den Rohren und den Brunnenwänden gepumpt.

Angegeben wird die Lage der Verrohrungssäulen mit Angabe ihres Durchmessers, der Abstiegstiefe, der Steighöhe des Zementmörtels und des Durchmessers der zum Bohren jeder Säule verwendeten Bohrkronen gutes Design.

Jede im Brunnenstrang enthaltene Spalte hat ihren eigenen Zweck.

· Richtung- Der größte Gehäusestrang soll den Bohrlochkopf vor Erosion schützen, die Bohrlochwände vor dem Zerbröckeln schützen und die Spülflüssigkeit in das Grabensystem leiten. Abhängig von der Stärke der Felsen beträgt die Abstiegstiefe 5 m bis 40 m.

Dirigent- isoliert Grundwasserleiter, deckt instabiles Gestein ab und ermöglicht die Installation von Blowout-Kontrollgeräten. Die Abstiegstiefe beträgt 200 bis 800 Meter.

· Technische Kolumne- dient zur Abdeckung von Platten unter schwierigen geologischen Bohrbedingungen (Zwischenschichten, die nicht mit dem Formationsdruck vereinbar sind, Zonen mit hoher Absorption, Lagerstätten, die zum Quellen, Zerbröckeln usw. neigen). Produktionskolonne- für den Betrieb des Brunnens notwendig. Es steigt in die Tiefe der produktiven Formation hinab. Aufgrund der Bedeutung seines Zwecks wird großer Wert auf seine Festigkeit und Dichtheit gelegt.

Die Mantelrohre werden nacheinander über Gewindeverbindungen in das Bohrloch abgesenkt. Der Boden des Gehäuses ist mit einem Führungsstopfen (Schuh) ausgestattet, ein Rückschlagventil und ein Anschlagring sind über die Länge eines Rohrs angebracht, um den Quetschstopfen am Ende des Quetschvorgangs zu stoppen. Moderne Designs bieten einen einzigen Mechanismus, der beide Designs sowie OK- und Stoppringe kombiniert. An der Säule sind Zentralisierer für die konzentrische Anordnung der Säule im Bohrloch, Schaber zur mechanischen Reinigung der Bohrlochwände und Zementfixierung, Turbulatoren zur Änderung der Flüssigkeitsdurchflussrate für eine hochwertige Füllung von Hohlräumen installiert.

Wird oben am Gehäuse installiert Zementierkopf, durch die sie gepumpt werden Pufferflüssigkeiten zum Waschen der Brunnenwände; Zementmörtel um den Raum zwischen den Bohrlochwänden und den Mantelrohren zu füllen; Flüssigkeit auspressen- zum Ausstoßen der Zementschlämme aus dem Rohrinnenraum des Gehäuses; und auch zum Starten Trennstopfen.

Nachdem die Verrohrung die vorgesehene Tiefe erreicht hat, wird das Bohrloch gespült und zementiert. Der Zementierungsprozess wird wie folgt durchgeführt:

· Pufferflüssigkeit wird eingepumpt;

· Um ein hydraulisches Aufbrechen instabiler Formationen zu vermeiden, wird Zementmörtel mit geringer Dichte gepumpt.

· Zur hochwertigen Isolierung der produktiven Formationszone wird Zementmörtel gepumpt;

· Am Zementierkopf werden die Zementzuleitungen verschlossen, der Stopfen am Trennstopfen geöffnet und die Verdrängungsflüssigkeitszuleitungen geöffnet;

· Die Verdrängungsflüssigkeit wird in einem Volumen gepumpt, das dem Innenvolumen der Mantelrohre entspricht;

· In dem Moment, in dem der Trennkegel auf dem Anschlagring aufsitzt, steigt der Einspritzdruck, dieser Wert wird als Signal bezeichnet STOPPEN.

· Der Brunnen ist verschlossen und installiert Wartezeit bis zum Aushärten des OZZ-Zementmörtels.(mindestens 24 Stunden).

Letzte Arbeiten

Das Spektrum der Brunnenfertigstellungsarbeiten umfasst:

· Bohrlochkopfausrüstung

· Feststellung der Dichtheit des Futterrohrstrangs (Druckprüfung)

· Geophysikalische Forschung

Sekundäre Öffnung der Formation (Perforation), es werden vier Arten von Perforatoren verwendet

· Kugel

· Kumulativ

· Torpedo

· Hydrosandstrahlen

· Brunnenentwicklung und Inbetriebnahme

Die Entwicklung von Bohrlöchern bedeutet, eine Reihe von Aktivitäten durchzuführen, um einen Ölzufluss zu bewirken, seine Auswahl auf maximale Werte zu bringen und es an die Oberfläche zu bringen. Dies wird erreicht:

· Ersetzen der Tonlösung durch Wasser oder Öl

Tupfen (Kolben)

· Tiefe Pumpe

· Durch Einspritzen von komprimiertem Inertgas in das Bohrloch.

Bohrlochkopfausrüstung

Weihnachtsbaumbeschläge dient

· Abdichtung des Bohrlochkopfes,

Bewegungsrichtung des Gas-Flüssigkeits-Gemisches in die Strömungsleitung,

· Regulierung und Steuerung des Bohrlochbetriebsmodus durch Erzeugung eines Gegendrucks am Boden.

Weihnachtsbaumbeschläge werden aus verschiedenen Flansch-T-Stücken, Kreuzen und Absperrorganen (Ventilen oder Hähnen) zusammengesetzt, die über Bolzen miteinander verbunden werden. Die Abdichtung der Verbindungen erfolgt mit einem Metallring mit ovalem Querschnitt, der in die Nuten der Flansche eingesetzt und anschließend mit Schrauben festgezogen wird.

Weihnachtsbaumbeschläge besteht aus

• Rohrkopf und
• Brunnenbaum.

Der Rohrkopf ist montiert Säulenkopf. Es dient zum Aufhängen von Brunnenrohren und zum Abdichten des Ringraums zwischen den Brunnenrohren und dem Fördergehäuse sowie zur Durchführung verschiedener technologischer Prozesse im Zusammenhang mit der Erschließung und Spülung eines Brunnens, der Entfernung von Paraffinablagerungen aus den Brunnenrohren und Sand aus unten usw.

Pfeifenkopf besteht aus

· Kreuze,

Abschlag und

· Transferrolle.

T-Stück installiert, wenn Brunnen mit einem zweireihigen Aufzug ausgestattet werden. In diesem Fall wird die erste Rohrreihe mit einer Übertragungshülse und die zweite Rohrreihe mit einer Übertragungshülse an der Übertragungsspule befestigt. Bei der Ausstattung von Brunnen mit nur einer Brunnenrohrreihe wird auf die Montage eines T-Stücks an den Armaturen verzichtet.

Auf dem Quer- und T-Stück des Rohrkopfes platzieren sie Absperrschieber, die dazu dienen, technologische Geräte mit einem Zwischenrohr oder Ringraum zu verbinden und diese abzudichten.

Brunnenbaum an der Rohrleitung montiert. Es dient dazu, die Bohrlochproduktion in Fließleitungen zu leiten, die Förderung von Flüssigkeit und Gas zu regulieren, verschiedene Forschungs- und Reparaturarbeiten durchzuführen und bei Bedarf auch das Bohrloch zu schließen.

Der Brunnenbaum besteht aus

· T-Stücke,

· Zentralventil,

Pufferventil,

· Ventile an Durchflussleitungen, um den Bohrlochbetrieb auf eine davon zu übertragen.

Das Pufferventil dient zum Absperren und Installieren einer Schmiervorrichtung, mit der Molche und verschiedene Bohrlochmessgeräte unter Druck in das Bohrloch abgesenkt werden, ohne den Betrieb des fließenden Bohrlochs zu unterbrechen. Beim Betrieb eines Brunnens wird am Pufferventil ein Pufferstopfen mit Manometer installiert.

Alle Ventile des Brunnenbaums, mit Ausnahme der Ventile an einer der Durchflussleitungen, müssen geöffnet sein, wenn der Brunnen in Betrieb ist. Das Zentralventil wird nur im Notfall geschlossen und leitet die Flüssigkeit durch den Ringraum zu den Durchflussleitungen des Rohrkopfes.

Christbaumarmaturen unterscheiden sich durch Festigkeit und konstruktive Merkmale: durch den Betriebs- oder Prüfdruck, die Größe des Bohrungsabschnitts, die Gestaltung des Brunnenbaums und die Anzahl der in den Brunnen versenkten Brunnenrohrreihen sowie die Art der Absperrvorrichtungen.

Reparatur eines unterirdischen Brunnens.

Die Gesamtheit der Arbeiten im Zusammenhang mit der Behebung von Problemen mit unterirdischer Ausrüstung und dem Bohrloch sowie deren Auswirkungen auf die Bohrlochsohlenzonen von Formationen wird als bezeichnet unterirdische Reparaturen.

Die Dauer der Ausfallzeiten des vorhandenen Brunnenbestands aufgrund von Reparaturarbeiten wird durch den Betriebskoeffizienten berücksichtigt, der das Verhältnis der Zeit des tatsächlichen Brunnenbetriebs zur gesamten Kalenderzeit für einen Monat oder ein Jahr darstellt.

· aktuell

Hauptstadt

ZU aktuelle Brunnenreparatur (TRS) betreffen:

· Pumpenwechsel,

· Beseitigung von Brüchen oder Abschrauben von Pumpenstangen und -rohren,

· Rohre oder Stangen wechseln,

· Änderung der Eintauchtiefe von Heberohren,

· Reinigen und Wechseln des Sandankers,

· Brunnen von Sandstopfen reinigen,

· Entfernung von Paraffin, Salzen usw. von den Rohrwänden.

Diese Arbeiten werden von spezialisierten Bohrlochwartungsteams durchgeführt, die in jedem Öl- und Gasförderunternehmen organisiert sind. Wartungsteams arbeiten im Rotationsprinzip und bestehen aus drei Personen:

· leitender Operator

· und der Bediener arbeitet am Bohrlochkopf,

· Fahrer - an der Winde des Hebemechanismus.

Komplexere Arbeiten im Zusammenhang

· mit der Beseitigung von Unfällen mit unterirdischen Geräten,

· Korrektur beschädigter Produktionsstränge,

· Isolierung der Wasserzuflüsse in den Brunnen,

· Übergang zu einem anderen Betriebshorizont,

· Bearbeitung von Bodenlochzonen von Formationen usw.,

Die Reparatur von unterirdischen Brunnen wird mit einer Reihe von Geräten durchgeführt, die aus Hebe- und Transportgeräten, Werkzeugen für die Durchführung manueller Arbeiten, Mechanisierungsgeräten, Geräten zur Brunnenreinigung usw. bestehen.

GRUNDLAGEN DES ERDÖLGESCHÄFTS

GRUNDLAGEN DER ÖL- UND GASGEOLOGIE

BUNDESHAUSHALTSSTAATLICHE BILDUNGSEINRICHTUNG FÜR HOCHBERUFLICHE BILDUNG

„STAATLICHE TECHNOLOGISCHE UNIVERSITÄT KUBAN“

Fakultät für Vollzeitstudien des Instituts für Öl und Gasund Energie.

Abteilung für Öl- und Gasförderung
VORLESUNGSNOTIZEN
Nach Disziplin:

« Geologie von Öl und Gas»

für Studierende aller Studienrichtungen:

130501 Planung, Bau und Betrieb von Öl- und Gaspipelines sowie Öl- und Gasspeicheranlagen;

130503 Entwicklung und Betrieb

130504 Bohren von Öl- und Gasquellen.

Bachelor in 131000 „Öl- und Gastechnik“

Zusammengestellt von: Dozent

Shostak A.V.

KRASNODAR 2012

VORLESUNG 3- Merkmale der Akkumulation und Transformation organischer Verbindungen während der Lithogenese ………………………………….19
VORLESUNG 4 - ZUSAMMENSETZUNG UND PHYSIKALISCHE UND CHEMISCHE EIGENSCHAFTEN VON ÖL UND GAS….2 5
VORLESUNG 5 - DIE ART DER ÄNDERUNGEN DER ZUSAMMENSETZUNG UND DER PHYSIKALISCHEN UND CHEMISCHEN EIGENSCHAFTEN VON ÖL UND GAS ABHÄNGIG VOM EINFLUSS VERSCHIEDENER NATÜRLICHER FAKTOREN………………………………………………………………… ………………….. 4 5
VORLESUNG 6 - PROBLEME DER ÖL- UND GASHERSTELLUNG……………………….56
VORLESUNG 7 - KOHLENWASSERSTOFFMIGRATION…………………………………………………………………62
VORLESUNG 8 - BILDUNG VON EINLAGEN……………………………………………………………………75
VORLESUNG 9 - ZONENEINRICHTUNG DER ÖLBILDUNGSPROZESSE………………….81

VORTRAG 10 – REGELMÄßIGKEITEN DER RÄUMLICHEN VERTEILUNG VON ÖL- UND GASAKKUMULATIONEN IN DER ERDKRUSTE………………………………………101

VORTRAG 11 – ÖL- UND GASFELDER UND IHRE HAUPTMERKMALE DER KLASSIFIZIERUNG…………………………………………………….108

REFERENZLISTE……………………………………………………………………….112

VORTRAG 1
EINFÜHRUNG

Unter den wichtigsten Arten von Industrieprodukten nehmen Öl, Gas und ihre Produkte einen der Hauptplätze ein.

Bis zum Beginn des 18. Jahrhunderts. Die Ölgewinnung erfolgte hauptsächlich aus Schürfgruben, die mit Flechtzäunen gesäumt waren. Während sich das Öl ansammelte, wurde es abgeschöpft und in Lederbeuteln zu den Verbrauchern transportiert.

Die Bohrlöcher waren mit einem Holzrahmen gesichert, der Enddurchmesser des verrohrten Bohrlochs betrug normalerweise 0,6 bis 0,9 m mit einer gewissen Vergrößerung nach unten, um den Ölfluss zum Bohrlochboden zu verbessern.

Mit einer Handwinde (später von Pferden gezogen) und einem Seil, an dem ein Weinschlauch (ein Ledereimer) befestigt war, wurde Öl aus der Quelle gehoben.

In den 70er Jahren des 19. Jahrhunderts. Der Großteil des Öls in Russland und der Welt wird aus Ölquellen gefördert. So gab es 1878 in Baku 301 davon, deren Durchflussmenge um ein Vielfaches höher war als die Durchflussmenge aus Brunnen. Die Ölförderung aus Brunnen erfolgte mit einem Schöpfgefäß – einem bis zu 6 m hohen Metallgefäß (Rohr), in dessen Boden ein Rückschlagventil montiert war, das sich öffnete, wenn das Schöpfgefäß in die Flüssigkeit eingetaucht wurde, und sich schloss, wenn es sich nach oben bewegte. Das Anheben des Bailers (Tartan) erfolgte manuell, dann per Pferdezug (Anfang der 70er Jahre des 19. Jahrhunderts) und mit Hilfe einer Dampfmaschine (80er Jahre).

Die ersten Tiefbrunnenpumpen wurden 1876 in Baku und die erste Tiefbrunnenpumpe 1895 in Grosny eingesetzt. Das Zahnsteinverfahren blieb jedoch lange Zeit das Hauptverfahren. Beispielsweise wurden 1913 in Russland 95 % des Öls durch Gelierung hergestellt.

Der Zweck des Studiums der Disziplin „Öl- und Gasgeologie“ besteht darin, eine Basis von Konzepten und Definitionen zu schaffen, die die Grundlagenwissenschaft bilden – die Grundlage des Wissens über die Eigenschaften und Zusammensetzung von Kohlenwasserstoffen, ihre Klassifizierung, die Herkunft von Kohlenwasserstoffen, die Entstehungsprozesse usw Standortmuster von Öl- und Gasfeldern.

Geologie von Öl und Gas– ein Zweig der Geologie, der die Bedingungen der Bildung, Platzierung und Migration von Öl und Gas in der Lithosphäre untersucht. Die Entstehung der Öl- und Gasgeologie als Wissenschaft erfolgte zu Beginn des 20. Jahrhunderts. Ihr Gründer ist Iwan Michailowitsch Gubkin.

1.1. Kurze Geschichte der Entwicklung der Öl- und Gasförderung
Den modernen Methoden der Ölförderung gingen primitive Methoden voraus:

• 
  Sammlung von Öl von der Oberfläche von Lagerstätten;
• 
  Bearbeitung von mit Öl imprägniertem Sandstein oder Kalkstein;
• 
  Gewinnung von Öl aus Gruben und Brunnen.

Das Sammeln von Öl von der Oberfläche offener Gewässer ist offenbar eine der ältesten Methoden seiner Gewinnung. Es wurde in Medien, Assyro-Babylonien und Syrien v. Chr., auf Sizilien im 1. Jahrhundert n. Chr. usw. verwendet. In Russland wurde Öl durch Sammeln von Öl aus der Oberfläche des Uchta-Flusses im Jahr 1745 gewonnen. organisiert von F.S. Prjadunow. Im Jahr 1868 wurde im Kokand-Khanat Öl in Gräben gesammelt, indem ein Damm aus Brettern errichtet wurde. Als die Indianer Öl auf der Oberfläche von Seen und Bächen entdeckten, legten sie eine Decke auf das Wasser, um das Öl aufzusaugen, und drückten es dann in einen Behälter.

Behandlung von ölimprägniertem Sandstein oder Kalkstein, zum Zweck seiner Gewinnung, wurden erstmals im 15. Jahrhundert vom italienischen Wissenschaftler F. Ariosto beschrieben: In der Nähe von Modena in Italien wurden ölhaltige Böden zerkleinert und in Kesseln erhitzt; Anschließend wurden sie in Beutel gefüllt und mit einer Presse gepresst. Im Jahr 1819 wurden in Frankreich durch Bergbau ölhaltige Kalk- und Sandsteinschichten erschlossen. Das abgebaute Gestein wurde in einen mit heißem Wasser gefüllten Bottich gegeben. Beim Rühren schwamm das Öl an die Wasseroberfläche und wurde mit einer Schöpfkelle aufgefangen. 1833-1845. An den Ufern des Asowschen Meeres wurde mit Öl getränkter Sand abgebaut. Dann wurde es in Gruben mit schrägem Boden gelegt und bewässert. Aus dem Sand ausgewaschenes Öl wurde mit Grasbüscheln von der Wasseroberfläche gesammelt.

Ölförderung aus Gruben und Brunnen auch seit der Antike bekannt. In Kissia – der antiken Region zwischen Assyrien und Medien im 5. Jahrhundert. Chr. Öl wurde mit Ledereimern und Wasserschläuchen gefördert.

In der Ukraine stammen die ersten Erwähnungen der Ölförderung aus dem frühen 15. Jahrhundert. Dazu gruben sie 1,5–2 m tiefe Gruben, in die neben Wasser auch Öl sickerte. Die Mischung wurde dann in Fässern gesammelt, die am Boden mit Stopfen verschlossen waren. Wenn leichteres Öl aufschwimmte, wurden die Stopfen entfernt und das abgesetzte Wasser abgelassen. Im Jahr 1840 erreichten die Bohrlöcher eine Tiefe von 6 m, und später begann man mit der Ölförderung aus etwa 30 m tiefen Brunnen.

Auf den Halbinseln Kertsch und Taman erfolgte die Ölförderung seit der Antike mit einer Stange, an die Filz oder ein Knoten aus Pferdeschweifhaar gebunden war. Sie wurden in den Brunnen abgesenkt und dann wurde das Öl in den vorbereiteten Behälter gepresst.

Auf der Absheron-Halbinsel ist die Ölförderung aus Brunnen seit dem 13. Jahrhundert bekannt. ANZEIGE Bei ihrem Bau wurde zunächst ein Loch wie ein umgekehrter (umgedrehter) Kegel bis zum Ölreservoir abgerissen. Anschließend wurden an den Seiten der Grube Leisten angebracht: bei einer durchschnittlichen Eintauchtiefe des Kegels von 9,5 m mindestens sieben. Die durchschnittliche Erdmenge, die beim Graben eines solchen Brunnens entfernt wurde, betrug etwa 3100 m 3; dann wurden die Wände der Brunnen vom Boden bis zur Oberfläche mit einem Holzrahmen oder Brettern befestigt. In den unteren Kronen wurden Löcher für den Zufluss von Wasser gebohrt Öl. Die Förderung erfolgte aus Brunnen mithilfe von Weinschläuchen, die mit einer Handwinde oder mit Hilfe eines Pferdes hochgezogen wurden.

In seinem Bericht über eine Reise zur Absheron-Halbinsel im Jahr 1735 schrieb Dr. I. Lerche: „... In Balakhany gab es 52 Ölvorkommen mit einer Tiefe von 20 Klaftern (1 Klafter – 2,1 m), von denen einige schwer getroffen wurden.“ , und es werden jährlich 500 Batmans Öl geliefert...“ (1 Batman 8,5 kg). Laut dem Akademiker S.G. Amelina (1771) zufolge erreichten die Ölquellen in Balakhany eine Tiefe von 40–50 m und der Durchmesser bzw. die Seite des quadratischen Abschnitts des Bohrlochs betrug 0,7–1 m.

Im Jahr 1803 baute der Baku-Kaufmann Kasymbek zwei Ölquellen im Meer in einer Entfernung von 18 und 30 m vom Ufer von Bibi-Heybat. Die Brunnen wurden durch einen Kasten aus engmaschigen Brettern vor Wasser geschützt. Aus ihnen wird seit vielen Jahren Öl gewonnen. Im Jahr 1825 wurden die Brunnen während eines Sturms zerstört und vom Wasser des Kaspischen Meeres überschwemmt.

Mit der Bohrlochmethode hat sich die Technologie zur Ölförderung seit Jahrhunderten nicht verändert. Doch bereits im Jahr 1835 pumpte ein Beamter der Bergwerksabteilung Fallendorf in Taman erstmals mit einer Pumpe Öl durch ein abgesenktes Holzrohr. Mit dem Namen des Bergbauingenieurs N.I. sind eine Reihe technischer Verbesserungen verbunden. Voskoboynikova. Um den Umfang der Aushubarbeiten zu reduzieren, schlug er zwischen 1836 und 1837 den Bau von Ölquellen in Form eines Minenschachts vor. führte den Wiederaufbau des gesamten Öllager- und -verteilungssystems in Baku und Balakhani durch. Aber eine der Hauptangelegenheiten seines Lebens war das Bohren der ersten Ölquelle der Welt 1848.

Die Ölförderung durch Brunnenbohrungen wurde in unserem Land lange Zeit mit Vorurteilen behandelt. Es wurde angenommen, dass der Ölfluss zu den Bohrlöchern deutlich geringer ist, da der Querschnitt des Bohrlochs kleiner ist als der einer Ölquelle. Dabei wurde nicht berücksichtigt, dass die Tiefe der Brunnen viel größer und der Arbeitsaufwand bei der Errichtung geringer ist.

Beim Betrieb von Bohrlöchern versuchten die Ölproduzenten, diese in den Fließmodus zu überführen, weil Dies war der einfachste Weg, es zu bekommen. Die erste mächtige Ölquelle in Balakhany ereignete sich 1873 am Standort Khalafi. Im Jahr 1887 wurden 42 % des Öls in Baku im Fließverfahren gefördert.

Die erzwungene Ölförderung aus Bohrlöchern führte zu einer raschen Erschöpfung der an ihren Stamm angrenzenden ölführenden Schichten, und der Rest (der größte Teil) davon verblieb in der Tiefe. Darüber hinaus kam es mangels ausreichender Lagermöglichkeiten bereits an der Erdoberfläche zu erheblichen Ölverlusten. So wurden im Jahr 1887 1.088.000 Tonnen Öl aus Brunnen herausgeschleudert und nur 608.000 Tonnen gesammelt. In der Umgebung der Brunnen bildeten sich riesige Ölseen, in denen die wertvollsten Fraktionen durch Verdunstung verloren gingen. Das verwitterte Öl selbst wurde für die Verarbeitung ungeeignet und verbrannte. Stehende Ölseen brannten viele Tage hintereinander.

Die Ölgewinnung aus Bohrlöchern, in denen der Druck zum Abfließen nicht ausreichte, erfolgte mit zylindrischen Eimern von bis zu 6 m Länge. In deren Boden war ein Ventil eingebaut, das sich öffnete, wenn sich der Eimer nach unten bewegte, und sich unter dem Gewicht der geförderten Flüssigkeit schloss, wenn sich der Eimer bewegte nach oben gedrückt. Die Methode der Ölförderung mittels Schöpfgefäßen wurde genannt Tartan,V 1913 wurden mit seiner Hilfe 95 % des gesamten Erdöls gefördert.

Das technische Denken blieb jedoch nicht stehen. In den 70er Jahren des 19. Jahrhunderts. V.G. Schuchow schlug vor Kompressorverfahren zur Ölförderung durch Zufuhr von Druckluft in den Brunnen (Airlift). Diese Technologie wurde erst 1897 in Baku getestet. Eine andere Methode zur Ölförderung, die Gasförderung, wurde von M.M. vorgeschlagen. Tichwinski im Jahr 1914

Erdgasaustritte aus natürlichen Quellen werden seit jeher vom Menschen genutzt. Später fand Erdgas Anwendung, das aus Brunnen und Bohrlöchern gewonnen wurde. Im Jahr 1902 wurde in Surakhani bei Baku die erste Bohrung gebohrt, die Industriegas aus einer Tiefe von 207 m förderte.

In der Entwicklung der Ölindustrie Es lassen sich fünf Hauptstadien unterscheiden:

Stufe I (vor 1917) – vorrevolutionäre Zeit;

Stufe II (von 1917 bis 1941) die Zeit vor dem Großen Vaterländischen Krieg;

Stufe III (von 1941 bis 1945) – die Zeit des Großen Vaterländischen Krieges;

Stufe IV (von 1945 bis 1991) – die Zeit vor dem Zusammenbruch der UdSSR;

Stufe V (seit 1991) – Neuzeit.

Vorrevolutionäre Zeit. Öl ist in Russland seit langem bekannt. Zurück im 16. Jahrhundert. Russische Kaufleute handelten mit Baku-Öl. Unter Boris Godunow (16. Jahrhundert) wurde das erste am Fluss Uchta geförderte Öl nach Moskau geliefert. Da das Wort „Öl“ erst Ende des 18. Jahrhunderts in die russische Sprache einging, wurde es damals „dickes brennendes Wasser“ genannt.

1813 wurden die Khanate Baku und Derbent mit ihren größten Ölvorkommen an Russland angegliedert. Dieses Ereignis hatte großen Einfluss auf die Entwicklung der russischen Ölindustrie in den nächsten 150 Jahren.

Ein weiteres großes Ölfördergebiet im vorrevolutionären Russland war Turkmenistan. Es wurde festgestellt, dass vor etwa 800 Jahren im Gebiet Nebit-Dag schwarzes Gold abgebaut wurde. Im Jahr 1765 auf der Insel. Cheleken verfügte über 20 Ölquellen mit einer jährlichen Gesamtproduktion von etwa 64 Tonnen pro Jahr. Nach Angaben des russischen Entdeckers des Kaspischen Meeres N. Muravyov schickten die Turkmenen 1821 etwa 640 Tonnen Öl per Boot nach Persien. 1835 wurde sie von der Insel verschleppt. Cheleken mehr als von Baku, obwohl es die Absheron-Halbinsel war, die Gegenstand erhöhter Aufmerksamkeit der Ölindustriellen war.

Die Entwicklung der Ölindustrie in Russland begann im Jahr 1848.

Im Jahr 1957 entfielen mehr als 70 % des geförderten Öls auf die Russische Föderation, und Tatarstan belegte bei der Ölförderung den ersten Platz im Land.

Das wichtigste Ereignis dieser Zeit war die Entdeckung und der Beginn der Erschließung der ertragreichsten Ölfelder Westsibiriens. Bereits 1932 wurde Akademiker I.M. Gubkin äußerte die Idee, dass am Osthang des Urals systematisch nach Öl gesucht werden müsse. Zunächst wurden Informationen über Beobachtungen natürlicher Ölquellen (Flüsse Bolschoi Yugan, Belaja usw.) gesammelt. Im Jahr 1935 Hier begannen geologische Erkundungsgruppen, die das Vorhandensein ölähnlicher Substanzen bestätigten. Allerdings gab es kein Big Oil. Die Explorationsarbeiten dauerten bis 1943 und wurden dann 1948 wieder aufgenommen. Erst 1960 wurde das Ölfeld Shaimskoye entdeckt, gefolgt von Megionskoye, Ust-Balykskoye, Surgutskoye, Samotlorskoye, Varieganskoye, Lyantorskoye, Kholmogorskoye und anderen. Der Beginn des industriellen Öls Die Produktion in Westsibirien geht auf das Jahr 1965 zurück, als etwa 1 Million Tonnen gefördert wurden. Bereits 1970 betrug die Ölförderung hier 28 Millionen Tonnen und 1981 329,2 Millionen Tonnen. Westsibirien wurde zur wichtigsten Ölförderregion des Landes, und die UdSSR belegte bei der Ölförderung weltweit den ersten Platz.

1961 wurden die ersten Ölquellen auf den Feldern Uzen und Zhetybai in Westkasachstan (Halbinsel Mangyshlak) gefördert. Ihre industrielle Entwicklung begann im Jahr 1965. Allein in diesen beiden Lagerstätten beliefen sich die förderbaren Ölreserven auf mehrere hundert Millionen Tonnen. Das Problem bestand darin, dass Mangyshlak-Öle stark paraffinhaltig waren und einen Fließpunkt von +30...33 °C hatten. Dennoch wurde 1970 die Ölförderung auf der Halbinsel auf mehrere Millionen Tonnen gesteigert.

Das systematische Wachstum der Ölförderung im Land setzte sich bis 1984 fort. 1984-85. Es kam zu einem Rückgang der Ölproduktion. 1986-87 es wuchs erneut und erreichte sein Maximum. Ab 1989 begann die Ölproduktion jedoch zu sinken.

Moderne Zeit. Nach dem Zusammenbruch der UdSSR setzte sich der Rückgang der Ölförderung in Russland fort. 1992 betrug sie 399 Millionen Tonnen, 1993 354 Millionen Tonnen, 1994 317 Millionen Tonnen, 1995 307 Millionen Tonnen.

Der anhaltende Rückgang der Ölförderung ist darauf zurückzuführen, dass der Einfluss einer Reihe objektiver und subjektiver negativer Faktoren nicht beseitigt wurde.

Erstens hat sich die Rohstoffbasis der Branche verschlechtert. Der Grad der regionalen Beteiligung an der Erschließung und Erschöpfung der Lagerstätten ist sehr hoch. Im Nordkaukasus sind 91,0 % der nachgewiesenen Ölreserven an der Entwicklung beteiligt, und die Erschöpfung der Felder beträgt 81,5 %. In der Ural-Wolga-Region betragen diese Werte 88,0 % bzw. 69,1 %, in der Republik Komi 69,0 % bzw. 48,6 %, in Westsibirien 76,8 % bzw. 33,6 %.

Zweitens ist der Anstieg der Ölreserven aufgrund neu entdeckter Felder zurückgegangen. Aufgrund eines starken Rückgangs der Mittel haben geologische Explorationsorganisationen den Umfang ihrer geophysikalischen Arbeiten und Prospektionsbohrungen reduziert. Dies führte zu einem Rückgang der Zahl neu entdeckter Felder. Also, wenn 1986-90. Die Ölreserven in neu entdeckten Feldern beliefen sich damals 1991-95 auf 10,8 Millionen Tonnen. nur 3,8 Millionen Tonnen.

Drittens ist der Wasseranteil des geförderten Öls hoch. Dies bedeutet, dass bei gleichen Kosten und Volumina der Formationsflüssigkeitsproduktion immer weniger Öl selbst gefördert wird.

Viertens wirken sich die Kosten der Umstrukturierung aus. Als Folge des Zusammenbruchs des alten Wirtschaftsmechanismus wurde die starre zentralisierte Verwaltung der Industrie abgeschafft, und ein neuer wird gerade erst geschaffen. Das daraus resultierende Ungleichgewicht der Preise für Öl einerseits und für Ausrüstung und Materialien andererseits erschwerte die technische Ausstattung der Felder. Dies ist jedoch gerade jetzt notwendig, da die meisten Geräte veraltet sind und in vielen Bereichen ein Übergang von der fließenden Produktionsweise zur Pumpmethode erforderlich ist.

Schließlich fordern zahlreiche Fehleinschätzungen der vergangenen Jahre ihren Tribut. So glaubte man in den 70er Jahren, dass die Ölreserven unseres Landes unerschöpflich seien. Demnach lag der Schwerpunkt nicht auf der Entwicklung eigener Industrieproduktionsformen, sondern auf dem Einkauf fertiger Industriegüter im Ausland mit der aus dem Ölverkauf erzielten Währung. Riesige Geldbeträge wurden ausgegeben, um den Anschein von Wohlstand in der sowjetischen Gesellschaft aufrechtzuerhalten. Die Ölindustrie erhielt nur minimale Mittel.

Auf dem Sachalin-Regal in den 70-80er Jahren. Es wurden große Vorkommen entdeckt, die noch nicht in Betrieb genommen wurden. Mittlerweile ist ihnen in den Ländern der Asien-Pazifik-Region ein riesiger Markt garantiert.

Wie sind die Zukunftsaussichten für die Entwicklung der heimischen Ölindustrie?

Es gibt keine eindeutige Einschätzung der Ölreserven in Russland. Verschiedene Experten geben Zahlen für das Volumen der förderbaren Reserven von 7 bis 27 Milliarden Tonnen an, was 5 bis 20 % der Weltmenge entspricht. Die Verteilung der Ölreserven in ganz Russland ist wie folgt: Westsibirien 72,2 %; Ural-Wolga-Region 15,2 %; Provinz Timan-Petschora 7,2 %; Republik Sacha (Jakutien), Region Krasnojarsk, Region Irkutsk, Schelf des Ochotskischen Meeres etwa 3,5 %.

1992 begann eine strukturelle Umstrukturierung der russischen Ölindustrie: Nach dem Vorbild westlicher Länder begannen sie mit der Gründung vertikal integrierter Ölunternehmen, die die Produktion und Raffinierung von Öl sowie den Vertrieb der daraus gewonnenen Ölprodukte kontrollieren.
1.2. Ziele und Zielsetzungen der Öl- und Gasfeldgeologie
Lange Zeit deckten die Erdöl- und Erdgasvorkommen die Bedürfnisse der Menschheit vollständig ab. Die Entwicklung der menschlichen Wirtschaftstätigkeit erforderte jedoch immer mehr Energiequellen. Um den Ölverbrauch zu erhöhen, begannen die Menschen, an Stellen, an denen an der Oberfläche Öl austritt, Brunnen zu graben und dann Brunnen zu bohren. Zunächst wurden sie dort verlegt, wo Öl an die Erdoberfläche gelangte. Die Anzahl solcher Orte ist jedoch begrenzt. Ende des letzten Jahrhunderts wurde eine neue vielversprechende Suchmethode entwickelt. Die Bohrungen begannen auf einer geraden Linie, die zwei Bohrlöcher verband, die bereits Öl förderten.

In neuen Gebieten wurde die Suche nach Öl- und Gasvorkommen fast blind von einer Seite zur anderen durchgeführt. Der englische Geologe K. Craig hinterließ interessante Erinnerungen an die Brunnenverlegung.

Um einen Standort auszuwählen, kamen Bohrleiter und Feldleiter zusammen und legten gemeinsam das Gebiet fest, in dem sich die Bohrung befinden sollte. Doch mit der in solchen Fällen üblichen Vorsicht wagte es niemand, den Punkt anzugeben, an dem mit dem Bohren begonnen werden sollte. Dann sagte einer der Anwesenden, der sich durch großen Mut auszeichnete, und zeigte auf die Krähe, die über ihnen kreiste: „Meine Herren, wenn es Ihnen egal ist, beginnen wir mit der Bohrung dort, wo die Krähe sitzt ...“ Der Vorschlag wurde angenommen. Der Brunnen erwies sich als ungewöhnlich erfolgreich. Aber wenn die Krähe hundert Meter weiter östlich geflogen wäre, hätte es keine Hoffnung gegeben, auf Öl zu stoßen ... Es ist klar, dass dies nicht lange so weitergehen konnte, da das Bohren jeder Bohrung Hunderttausende Dollar kostet. Daher stellte sich die dringende Frage, wo Brunnen gebohrt werden sollten, um Öl und Gas genau zu finden.

Dies erforderte eine Erklärung des Ursprungs von Öl und Gas und gab der Entwicklung der Geologie – der Wissenschaft von der Zusammensetzung und Struktur der Erde sowie von Methoden zur Suche und Erkundung von Öl- und Gasfeldern – einen starken Impuls.

Die Öl- und Gasfeldgeologie ist ein Zweig der Geologie, der sich mit der detaillierten Untersuchung von Öl- und Gasfeldern und -vorkommen im ursprünglichen (natürlichen) Zustand und im Entwicklungsprozess befasst, um ihre volkswirtschaftliche Bedeutung und die rationelle Nutzung des Untergrunds zu bestimmen. Aus dieser Definition wird deutlich, dass die Öl- und Gasfeldgeologie die Untersuchung von Kohlenwasserstofffeldern und -lagerstätten unter zwei Gesichtspunkten betrachtet.

Erstens, Kohlenwasserstoffvorkommen sollten in einem statischen Zustand als natürliche geologische Objekte für die Entwicklungsplanung auf der Grundlage der Berechnung von Reserven und der Bewertung der Produktivität von Bohrlöchern und Schichten /natürlichen geologischen Bedingungen/ betrachtet werden.

Zweitens, Kohlenwasserstoffvorkommen sollten in einem dynamischen Zustand betrachtet werden, da bei der Inbetriebnahme die Prozesse der Bewegung von Öl, Gas und Wasser zu den Böden von Produktionsbohrungen und von den Böden von Injektionsbohrungen beginnen. Gleichzeitig ist es offensichtlich, dass die Dynamik des Objekts nicht nur durch die natürlichen geologischen Eigenschaften der Lagerstätte (d. h. Eigenschaften im statischen Zustand), sondern auch durch die Eigenschaften des technischen Systems (d. h. des Erschließungssystems) gekennzeichnet ist. . Mit anderen Worten, eine Öl- oder Gaslagerstätte, die erschlossen wird, ist ein untrennbares Ganzes, das aus zwei Komponenten besteht: einer geologischen (die Lagerstätte selbst) und einer technischen (das für die Ausbeutung der Lagerstätte konzipierte technische System). Nennen wir das Ganze den Geologisch-Technischen Komplex (AGB).

Merkmale der Geologie von Öl- und Gasfeldern, bestehend in diesem, Was sie ist breit nutzt theoretische Konzepte und Sachdaten, die mit Methoden anderer Wissenschaften gewonnen wurden und stützt sich in seinen Schlussfolgerungen und Verallgemeinerungen sehr oft auf Muster, die im Rahmen anderer Wissenschaften etabliert wurden.

Ziele Geologie von Öl- und Gasfeldern sind abgeschlossen in der geologischen Begründung der effektivsten Möglichkeiten zur Organisation der Öl- und Gasförderung, um eine rationelle Nutzung und den Schutz des Untergrunds und der Umwelt zu gewährleisten. Dieses Hauptziel wird durch die Untersuchung der inneren Struktur der Öl- und Gaslagerstätte und der Muster ihrer Veränderung während des Entwicklungsprozesses erreicht.

Das Hauptziel gliedert sich in mehrere Komponenten, die als private Ziele der Öl- und Gasfeldgeologie fungieren, darunter:

• 
  Feldgeologische Modellierung von Lagerstätten
• 
  BestandszählungÖl, Gas und Kondensat;
• 
  geologische Begründung des ErschließungssystemsÖl- und Gasfelder;
• 
  geologische Begründung der Aktivitäten um die Effizienz der Entwicklung und Öl-, Gas- oder Kondensatrückgewinnung zu verbessern;
• 
  Begründung für eine Reihe von Beobachtungen im Explorations- und Entwicklungsprozess.

Eine andere Art von Komponente - damit verbundene Ziele, die darauf abzielen, das Hauptziel effektiver zu erreichen. Diese beinhalten:

• 
  UntergrundschutzÖl- und Gasfelder;
• 
  geologische Betreuung des Bohrprozesses Brunnen;
• 
  Verbesserung unserer eigenen Methodik und methodischen Basis.

Probleme der Öl- und Gasfeldgeologie bestehen in der Lösung verschiedener Probleme im Zusammenhang mit: der Beschaffung von Informationen über den Forschungsgegenstand; mit der Suche nach Mustern, die die beobachteten unterschiedlichen Fakten über die Struktur und Funktionsweise der Lagerstätte zu einem Ganzen vereinen; und die Schaffung von Standards, denen die Ergebnisse von Beobachtungen und Forschungen genügen müssen; mit der Schaffung von Methoden zur Verarbeitung, Zusammenfassung und Analyse von Beobachtungs- und Forschungsergebnissen; mit einer Bewertung der Wirksamkeit dieser Methoden unter verschiedenen geologischen Bedingungen usw.

Unter diesem Satz kann unterschieden werden drei Arten von Problemen:

1. 
   spezifische wissenschaftliche AufgabenÖl- und Gasfeldgeologie, ausgerichtet auf den Wissensgegenstand;
2. 
   methodische Aufgaben;
3. 
   methodische Aufgaben.

Alles bereit spezifische wissenschaftliche Aufgaben, lassen sich in folgende Gruppen einteilen.

1. Studium der Zusammensetzung und Eigenschaften von Gesteinen Bildung produktiver Sedimente, sowohl mit als auch ohne Öl und Gas; Untersuchung der Zusammensetzung und Eigenschaften von Öl, Gas und Wasser sowie der geologischen und thermodynamischen Bedingungen ihres Vorkommens. Besonderes Augenmerk sollte auf die Variabilität der Zusammensetzung, Eigenschaften und Vorkommensbedingungen von Gesteinen und der sie sättigenden Flüssigkeiten sowie auf die Muster gelegt werden, denen diese Variabilität unterliegt.

2. Auswahlaufgaben(basierend auf der Lösung von Problemen der ersten Gruppe) natürlicher geologischer Körper, Bestimmung ihrer Form, Größe, Position im Raum usw. Dabei werden Schichten, Schichten, Horizonte, Reservoirersatzzonen usw. identifiziert. Im Allgemeinen ist dies Gruppe vereint Aufgaben , die darauf abzielen, die Primärstruktur einer Lagerstätte oder Lagerstätte zu identifizieren.

3. Zerstückelungsaufgaben natürliche geologische Körper in bedingte Körper unter Berücksichtigung der Anforderungen und Fähigkeiten der Ausrüstung, Technologie und Wirtschaftlichkeit der Öl- und Gasindustrie. Die wichtigsten Aufgaben werden dabei darin bestehen, die Bedingungen und andere Grenzwerte natürlicher geologischer Körper festzulegen (z. B. zur Trennung von hoch-, mittel- und niedrigproduktiven Gesteinen).

4. Aufgaben im Zusammenhang mit der Erstellung einer Klassifizierung des Staatlichen Zollausschusses auf der Grundlage mehrerer Merkmale und vor allem nach den Arten der inneren Struktur von Einlagen und Einlagen.

5. Aufgaben im Zusammenhang mit der Untersuchung der Natur, Merkmale und Beziehungsmuster zwischen der Struktur und Funktion des Staatlichen Zollausschusses, d.h. der Einfluss der Struktur und Eigenschaften der Lagerstätte auf die Indikatoren des Entwicklungsprozesses und die Eigenschaften der Struktur und Parameter der technischen Komponente sowie auf die Leistungsindikatoren des gesamten Gas- und Zollkomplexes (Nachhaltigkeit des Öls). und Gasförderung, Entwicklungsraten, Produktionskosten, endgültige Ölförderung usw.).

Methodische Aufgaben Entwicklung methodischer Ausrüstung für die Öl- und Gasfeldgeologie, d. h. Verbesserung alter und Schaffung neuer Methoden zur Lösung spezifischer wissenschaftlicher Produktions- und geologischer Probleme.

Brauche eine Lösung methodische Aufgaben entsteht aufgrund der Tatsache, dass sich die Wissensnormen, Methoden der Wissensorganisation und Methoden wissenschaftlicher Arbeit von Epoche zu Epoche, von Periode zu Periode verändert haben. Heutzutage erfolgt die Entwicklung der Wissenschaft äußerst schnell. Unter solchen Bedingungen ist es notwendig, eine Vorstellung davon zu haben, worauf Wissenschaft basiert und wie wissenschaftliches Wissen aufgebaut und rekonstruiert wird, um mit dem allgemeinen Entwicklungstempo der Wissenschaft Schritt zu halten. Antworten auf diese Fragen zu finden, ist der Kern der Methodik. . Methodik ist eine Möglichkeit, die Struktur der Wissenschaft und die Methoden ihrer Arbeit zu verstehen. Es gibt allgemeine wissenschaftliche und spezifische wissenschaftliche Methoden.

VORTRAG 2
NATÜRLICHES BRENNBARES FOSSIL
Öl ist eine brennbare, ölige Flüssigkeit mit einem spezifischen Geruch, die aus einer Mischung von Kohlenwasserstoffen besteht, nicht mehr als 35 % Asphaltharz-Substanzen enthält und in freiem Zustand in Lagerstättengesteinen vorkommt. Öl enthält 8287 % Kohlenstoff, 1114 % Wasserstoff (nach Gewicht), Sauerstoff, Stickstoff, Kohlendioxid, Schwefel und geringe Mengen Chlor, Jod, Phosphor, Arsen usw.

Aus verschiedenen Ölen isolierte Kohlenwasserstoffe gehören zu drei Hauptgruppen: Methan, Naphthen und Aromaten:

Methan (Paraffin) mit der allgemeinen Formel C n H 2 n +2;

naphthenisch – C n H 2 n;

aromatisch – C n H 2 n -6.

Die vorherrschenden Kohlenwasserstoffe sind die Methanreihe (Methan CH 4, Ethan C 2 H 6, Propan C 3 H 8 und Butan C 4 H 10), die bei Atmosphärendruck und Normaltemperatur in gasförmigem Zustand vorliegen.

Pentan C 5 H 12, Hexan C 6 H 14 und Heptan C 7 H 16 sind instabil und gehen leicht vom gasförmigen in den flüssigen Zustand und zurück über. Kohlenwasserstoffe von C 8 H 18 bis C 17 H 36 sind flüssige Stoffe.

Kohlenwasserstoffe mit mehr als 17 Kohlenstoffatomen (C 17 H 36 -C 37 H 72) sind Feststoffe (Paraffine, Harze, Asphaltene).
Klassifizierung von Ölen
Abhängig vom Gehalt an leichten, schweren und festen Kohlenwasserstoffen sowie verschiedenen Verunreinigungen werden Öle in Klassen und Unterklassen eingeteilt. Dabei wird der Gehalt an Schwefel, Harzen und Paraffin berücksichtigt.

Nach SchwefelgehaltÖle werden unterteilt in:

• 
  niedriger Schwefelgehalt (0 ≤S≤0,5 %);
• 
  mittlerer Schwefel (0,5
• 
  schwefelhaltig (1
• 
  hoher Schwefelgehalt (S>3 %).

Asphaltharzhaltige Stoffe. Harze– viskose halbflüssige Formationen, die Sauerstoff, Schwefel und Stickstoff enthalten und in organischen Lösungsmitteln löslich sind. Asphaltene– feste Substanzen, die in Alkanen mit niedrigem Molekulargewicht unlöslich sind und hochkondensierte Kohlenwasserstoffstrukturen enthalten.

Erdölparaffin-Dabei handelt es sich um eine Mischung aus festen Kohlenwasserstoffen zwei Gruppen, die sich in ihren Eigenschaften stark voneinander unterscheiden - ParaffineC 17 H 36 -MIT 35 N 72 Und Ceresine C 36 N 74 - C 55 H 112 . Schmelzpunkt des ersten 27-71°C, zweite- 65-88°С. Bei gleichem Schmelzpunkt weisen Ceresine eine höhere Dichte und Viskosität auf. Der Paraffingehalt im Öl erreicht manchmal 13-14 % und mehr.

Weltöleinheiten

1 Barrel entspricht je nach Dichte etwa 0,136 Tonnen Öl

1 Tonne Öl entspricht etwa 7,3 Barrel

1 Barrel = 158,987 Liter = 0,158 m3

1 Kubikmeter ca. 6,29 Barrel

Physikalische Eigenschaften von Öl
Dichte(volumetrische Masse) – das Verhältnis der Masse eines Stoffes zu seinem Volumen. Die Lagerstättenöldichte ist die Masse des Öls, die pro Volumeneinheit aus dem Untergrund unter Beibehaltung der Lagerstättenbedingungen an die Oberfläche gefördert wird. Die SI-Einheit der Dichte wird in kg/m3 ausgedrückt. ρ n =m/V

Basierend auf der Dichte wird Öl in drei Gruppen eingeteilt:

Leichtöle (mit einer Dichte von 760 bis 870 kg/m 3)

mittlere Öle (871970 kg/m 3)

schwer (über 970 kg/m3).

Die Dichte von Öl unter Lagerstättenbedingungen ist geringer als die Dichte von entgastem Öl (aufgrund eines Anstiegs des Gasgehalts im Öl und der Temperatur).

Die Dichte wird mit einem Hydrometer gemessen. Ein Hydrometer ist ein Gerät zur Bestimmung der Dichte einer Flüssigkeit anhand der Eintauchtiefe eines Schwimmers (ein Rohr mit Unterteilungen und einem Gewicht am Boden). Die Skala des Aräometers weist Unterteilungen auf, die die Dichte des zu prüfenden Öls anzeigen.

Viskosität– die Eigenschaft einer Flüssigkeit oder eines Gases, der Bewegung einiger seiner Partikel relativ zu anderen zu widerstehen.

Dynamischer Viskositätskoeffizient ( ). ist die Reibungskraft pro Flächeneinheit sich berührender Flüssigkeitsschichten mit einem Geschwindigkeitsgradienten von 1. / Pa s, 1P (Poise) = 0,1 Pa s.

Der Kehrwert der dynamischen Viskosität Fließfähigkeit genannt.

Auch die Viskosität einer Flüssigkeit wird charakterisiert Koeffizient der kinematischen Viskosität , d.h. das Verhältnis der dynamischen Viskosität zur Flüssigkeitsdichte. Als Einheit wird in diesem Fall m 2 /s angenommen. Stokes (St) = cm 2 / s = 10 -4 m 2 / s.

In der Praxis wird das Konzept manchmal verwendet bedingt (relativ) Viskosität, das ist das Verhältnis der Fließzeit eines bestimmten Flüssigkeitsvolumens zur Fließzeit des gleichen Volumens destillierten Wassers bei einer Temperatur von 20 0 C.

Die Viskosität des Lagerstättenöls ist eine Eigenschaft des Öls, die den Grad seiner Mobilität unter Lagerstättenbedingungen bestimmt und die Produktivität und Effizienz der Lagerstättenentwicklung erheblich beeinflusst.

Die Viskosität von Lagerstättenöl aus verschiedenen Lagerstätten variiert zwischen 0,2 und 2000 mPa·s oder mehr. Die gebräuchlichsten Werte liegen bei 0,8–50 mPa·s.

Die Viskosität nimmt mit steigender Temperatur und zunehmender Menge gelöster Kohlenwasserstoffgase ab.

Öle werden nach ihrer Viskosität klassifiziert

niedrige Viskosität -  n

niedrige Viskosität - 1

mit erhöhter Viskosität-5

hochviskos - n > 25 mPa s.

Die Viskosität hängt von der chemischen und fraktionellen Zusammensetzung des Öl- und Harzgehalts (dem Gehalt an asphaltenharzhaltigen Substanzen darin) ab.
Sättigungsdruck (Beginn der Verdampfung) des Lagerstättenöls- der Druck, bei dem sich die ersten Blasen gelösten Gases daraus zu lösen beginnen. Lagerstättenöl wird als gesättigt bezeichnet, wenn der Lagerstättendruck gleich dem Sättigungsdruck ist; untersättigt – wenn der Lagerstättendruck höher als der Sättigungsdruck ist. Der Wert des Sättigungsdrucks hängt von der im Öl gelösten Gasmenge, seiner Zusammensetzung und der Lagerstättentemperatur ab.

Der Sättigungsdruck wird aus den Ergebnissen der Untersuchung tiefer Ölproben und experimentellen Diagrammen bestimmt.

G=Vg/V p.n.

Der Gasgehalt wird üblicherweise in m 3 /m 3 oder m 3 /t ausgedrückt.
Feldgasfaktor G ist die erzeugte Gasmenge in m3 pro 1 m3 (t) entgastem Öl. Sie wird auf der Grundlage von Daten zur Öl- und damit verbundenen Gasförderung über einen bestimmten Zeitraum ermittelt. Es gibt Gasfaktoren: anfänglich, bestimmt für den ersten Monat des Bohrlochbetriebs, aktuell – für einen beliebigen Zeitraum und Durchschnitt für den Zeitraum vom Beginn der Entwicklung bis zu einem beliebigen Datum.
Oberflächenspannung - Dies ist eine Kraft, die pro Längeneinheit der Grenzflächenkontur wirkt und dazu neigt, diese Oberfläche auf ein Minimum zu reduzieren. Es ist auf die Anziehungskräfte zwischen Molekülen zurückzuführen (mit SI J/m 2; N/m oder Dyn/cm) für Öl 0,03 J/m 2, N/m (30 Dyn/cm); für Wasser 0,07 J/m 2, N/m (73 dyn/cm). Je höher die Oberflächenspannung, desto stärker steigt die Flüssigkeit kapillar auf. Die Oberflächenspannung von Wasser ist fast dreimal höher als die von Öl, was die unterschiedlichen Geschwindigkeiten ihrer Bewegung durch die Kapillaren bestimmt. Diese Eigenschaft beeinflusst die Entwicklung der Lagerstätten.

Kapillarität- die Fähigkeit einer Flüssigkeit, in Röhren mit kleinem Durchmesser unter dem Einfluss der Oberflächenspannung zu steigen oder zu fallen.

P = 2 σ/ R

P – Hebedruck; σ - Oberflächenspannung; R – Kapillarradius .
H= 2σ/ Rρ G

H - hochheben; ρ – Flüssigkeitsdichte; G - Erdbeschleunigung.

Ölfarbe variiert von hellbraun bis dunkelbraun und schwarz.

Eine weitere Haupteigenschaft von Öl ist Volatilität. Öl verliert seine leichten Anteile und muss daher in verschlossenen Behältern gelagert werden.

Ölkompressibilitätskoeffizient β N ist die Volumenänderung des Lagerstättenöls bei einer Druckänderung um 0,1 MPa.

Sie charakterisiert die Elastizität des Öls und wird aus dem Verhältnis ermittelt

wobei V 0 das anfängliche Ölvolumen ist; ΔV – Änderung des Ölvolumens bei Druckänderung um Δр;

Dimension β n -Pa -1.

Der Ölkompressibilitätskoeffizient steigt mit zunehmendem Gehalt an leichten Ölanteilen und der Menge an gelöstem Gas, steigender Temperatur, sinkendem Druck und hat Werte von (6-140) · 10 -6 MPa -1. Für die meisten Lagerstättenöle beträgt der Wert (6-18) 10 -6 MPa -1.

Entgaste Öle zeichnen sich durch einen relativ niedrigen Kompressibilitätskoeffizienten β n =(4-7) 10 -10 MPa -1 aus.

Wärmeausdehnungskoeffizient  N– Grad der Öltemperaturänderung um 1 °C

N = (1/ Vo) (V/t).

Abmessungen  - 1/°C. Bei den meisten Ölen liegen die Werte des Wärmeausdehnungskoeffizienten im Bereich von (1-20) * 10 -4 1/°С.

Der Wärmeausdehnungskoeffizient von Öl muss bei der Entwicklung einer Lagerstätte unter instationären thermohydrodynamischen Bedingungen berücksichtigt werden, wenn die Formation verschiedenen kalten oder heißen Stoffen ausgesetzt ist.
Volumenkoeffizient des LagerstättenölsB zeigt, wie viel Volumen 1 m unter Reservoirbedingungen einnimmt 3 entgastes Öl:

B N = V pl.n /V deg =  n./ pl.n

Wo V pl.n - Ölvolumen unter Lagerstättenbedingungen; Vdeg ist das Volumen der gleichen Ölmenge nach der Entgasung bei Atmosphärendruck und t=20°C;  pl.p – Dichte des Öls unter Lagerstättenbedingungen; -Dichte des Öls unter Standardbedingungen.

Mithilfe des volumetrischen Koeffizienten ist es möglich, die „Schrumpfung“ von Öl zu bestimmen, d. h. die Abnahme des Volumens von Lagerstättenöl bei der Förderung an die Oberfläche. Ölschwund U

U=(bn-1)/bn*100

Bei der Berechnung der Ölreserven nach der volumetrischen Methode wird die Volumenänderung des Lagerstättenöls beim Übergang vom Lagerstätten- zum Oberflächenzustand mit dem sogenannten Umrechnungsfaktor berücksichtigt.

Umrechnungsfaktor– der Kehrwert des Volumenkoeffizienten des Lagerstättenöls. =1/b=Vdeg/Vp.n.=p.n./n

Herkunft des Öls

Es gibt 4 Phasen bei der Entwicklung von Ansichten über die Herkunft des Öls:

1) vorwissenschaftliche Zeit;

2) eine Zeit der wissenschaftlichen Spekulation;

3) die Zeit der Bildung wissenschaftlicher Hypothesen;

4) Neuzeit.

Lebendige vorwissenschaftliche Ideen sind die Ansichten des polnischen Naturforschers des 18. Jahrhunderts. Kanon K. Klyuk. Er glaubte, dass Öl im Paradies entstanden sei und ein Überbleibsel des fruchtbaren Bodens sei, auf dem die Gärten des Paradieses blühten.

Ein Beispiel für die Ansichten der Zeit der wissenschaftlichen Spekulation ist die von M. V. Lomonosov geäußerte Idee, dass unter dem Einfluss hoher Temperaturen Öl aus Kohle gebildet wurde.

Mit Beginn der Entwicklung der Erdölindustrie erlangte die Frage nach der Herkunft des Erdöls eine wichtige praktische Bedeutung. Dies gab der Entstehung verschiedener wissenschaftlicher Hypothesen einen starken Impuls.

Unter den zahlreichen Hypothesen zur Herkunft des Öls sind die wichtigsten: organische und anorganische.

Zum ersten Mal eine Hypothese organischen Ursprungs 1759 vom großen russischen Wissenschaftler M.V. ausgedrückt. Lomonossow. Anschließend wurde die Hypothese vom Akademiemitglied I.M. Gubkin entwickelt. Der Wissenschaftler glaubte, dass das Ausgangsmaterial für die Ölbildung die organische Substanz des Meeresschlamms sei, bestehend aus pflanzlichen und tierischen Organismen. Ältere Schichten werden schnell von jüngeren bedeckt, wodurch organisches Material vor Oxidation geschützt wird. Die anfängliche Zersetzung pflanzlicher und tierischer Rückstände erfolgt ohne Sauerstoff unter dem Einfluss anaerober Bakterien. Darüber hinaus sinkt die auf dem Meeresboden gebildete Schicht infolge des allgemeinen Absinkens der Erdkruste, das für Meeresbecken charakteristisch ist. Wenn das Sediment absinkt, erhöhen sich sein Druck und seine Temperatur. Dies führt zur Umwandlung dispergierter organischer Stoffe in diffus verteiltes Öl. Die günstigsten Drücke für die Ölbildung liegen bei 15...45 MPa und Temperaturen 60...150°C, die in Tiefen von 1,5...6 km herrschen. Darüber hinaus wird Öl unter dem Einfluss zunehmenden Drucks in durchlässige Gesteine ​​​​gedrückt, durch die es zum Ort der Ablagerungsbildung wandert.

Von anorganische Hypothese gilt als D. I. Mendelejew. Ihm fiel ein erstaunliches Muster auf: Die Ölfelder von Pennsylvania (US-Bundesstaat) und dem Kaukasus liegen in der Regel in der Nähe großer Verwerfungen in der Erdkruste. Da er wusste, dass die durchschnittliche Dichte der Erde die Dichte der Erdkruste übersteigt, kam er zu dem Schluss, dass Metalle hauptsächlich in den Tiefen unseres Planeten liegen. Seiner Meinung nach muss es Eisen sein. Bei Gebirgsbildungsprozessen dringt Wasser entlang von Rissen und Verwerfungen tief in die Erdkruste ein. Wenn es auf seinem Weg auf Eisenkarbide trifft, reagiert es mit diesen, was zur Bildung von Eisenoxiden und Kohlenwasserstoffen führt. Letztere steigen dann entlang derselben Verwerfungen in die oberen Schichten der Erdkruste auf und bilden Ölfelder.

Zusätzlich zu diesen beiden Hypothesen verdient sie Aufmerksamkeit „kosmische“ Hypothese. Es wurde 1892 vom Professor der Moskauer Staatsuniversität V.D. Sokolov vorgeschlagen. Seiner Meinung nach waren Kohlenwasserstoffe ursprünglich in der Gas- und Staubwolke vorhanden, aus der die Erde entstand. Anschließend begannen sie sich aus dem Magma zu lösen und stiegen gasförmig durch Risse in die oberen Schichten der Erdkruste auf, wo sie kondensierten und Ölablagerungen bildeten.

Zu den Hypothesen der Neuzeit gehören „ „magmatische“ Hypothese Leningrader Erdölgeologe, Professor N.A. Kudryavtsev. Seiner Meinung nach bilden Kohlenstoff und Wasserstoff in großen Tiefen unter sehr hohen Temperaturen die Kohlenstoffradikale CH, CH 2 und CH 3. Dann erheben sie sich entlang tiefer Verwerfungen, näher an die Erdoberfläche. Durch den Temperaturabfall verbinden sich diese Radikale in den oberen Erdschichten untereinander und mit Wasserstoff, wodurch verschiedene Erdölkohlenwasserstoffe entstehen.

N.A. Kudryavtsev und seine Unterstützer glauben, dass der Durchbruch von Erdölkohlenwasserstoffen näher an der Oberfläche entlang von Verwerfungen im Erdmantel und in der Erdkruste erfolgt. Die Existenz solcher Kanäle wird durch die weite Verbreitung klassischer und Schlammkanäle sowie Kimberlit-Explosionsrohre auf der Erde bewiesen. In allen bis in große Tiefen gebohrten Bohrlöchern wurden Spuren der vertikalen Migration von Kohlenwasserstoffen aus dem kristallinen Grundgebirge in Sedimentgesteinsschichten gefunden – auf der Kola-Halbinsel, in der ölführenden Wolga-Ural-Provinz, in Mittelschweden, im Bundesstaat Illinois ( USA). Normalerweise handelt es sich hierbei um Einschlüsse und Adern aus Bitumen, die Risse in magmatischen Gesteinen füllen; Auch in zwei Bohrlöchern wurde flüssiges Öl entdeckt.

Bis vor Kurzem war die Hypothese allgemein akzeptiert Bio-Öl(Dies wurde durch die Tatsache erleichtert, dass die meisten entdeckten Ölfelder auf Sedimentgestein beschränkt sind), wonach „schwarzes Gold“ in einer Tiefe von 1,5...6 km liegt. In diesen Tiefen gibt es im Erdinneren fast keine weißen Flecken mehr. Daher bietet die Theorie des organischen Ursprungs praktisch keine Aussichten für die Erkundung neuer großer Ölfelder.

Es gibt natürlich Fakten über die Entdeckung großer Ölfelder, die nicht in Sedimentgesteinen liegen (zum Beispiel das riesige Feld „Weißer Tiger“, das auf dem Schelf von Vietnam entdeckt wurde, wo Öl in Graniten liegt), eine Erklärung für diese Tatsache ist zur Verfügung gestellt von Hypothese des anorganischen Ursprungs von Öl. Darüber hinaus gibt es in den Tiefen unseres Planeten ausreichend Ausgangsmaterial für die Bildung von Kohlenwasserstoffen. Die Quellen für Kohlenstoff und Wasserstoff sind Wasser und Kohlendioxid. Ihr Inhalt in 1 m 3 Materie im oberen Erdmantel beträgt 180 bzw. 15 kg. Für eine für die Reaktion günstige chemische Umgebung sorgt das Vorhandensein von Eisenmetallverbindungen, deren Gehalt in Vulkangesteinen 20 % erreicht. Die Ölbildung wird so lange andauern, wie Wasser, Kohlendioxid und Reduktionsmittel (hauptsächlich Eisenoxid) im Erdinneren vorhanden sind. Darüber hinaus wird die Hypothese des anorganischen Ursprungs des Öls beispielsweise durch die Praxis der Erschließung des Romashkinskoye-Feldes (auf dem Territorium Tatarstans) gestützt. Es wurde vor 60 Jahren entdeckt und galt als zu 80 % erschöpft. Nach Angaben des Staatsberaters des Präsidenten von Tatarstan, R. Muslimov, werden die Ölreserven im Feld jedes Jahr um 1,5 bis 2 Millionen Tonnen aufgefüllt, und nach neuen Berechnungen kann es Öl sein bis zu 2200 g produziert werden. Somit erklärt die Theorie des anorganischen Ursprungs von Öl nicht nur die Tatsachen, die die „Organik“ verblüffen, sondern gibt uns auch Hoffnung, dass die Ölreserven auf der Erde viel größer sind als die heute erforschten, und was am wichtigsten ist, dass sie weiterhin aufgefüllt werden .

Im Allgemeinen können wir den Schluss ziehen, dass die beiden Haupttheorien zur Entstehung des Öls diesen Prozess recht überzeugend erklären und sich gegenseitig ergänzen. Und die Wahrheit liegt irgendwo in der Mitte.

Herkunft des Gases

Methan ist in der Natur weit verbreitet. Es ist immer im Lageröl enthalten. In Formationsgewässern ist in einer Tiefe von 1,5...5 km viel Methan gelöst. Methangas bildet Ablagerungen in porösen und zerklüfteten Sedimentgesteinen. Es kommt in geringen Konzentrationen im Wasser von Flüssen, Seen und Ozeanen, in der Bodenluft und sogar in der Atmosphäre vor. Der Großteil des Methans ist in Sedimentgesteinen und magmatischen Gesteinen verteilt. Erinnern wir uns auch daran, dass das Vorhandensein von Methan auf einer Reihe von Planeten im Sonnensystem und im Weltraum registriert wurde.

Das weitverbreitete Vorkommen von Methan in der Natur lässt darauf schließen, dass es auf unterschiedliche Weise entstanden ist.

Heute sind mehrere Prozesse bekannt, die zur Bildung von Methan führen:

Biochemisch;

Thermokatalytisch;

Strahlenchemische;

Mechanochemisch;

Metamorph;

Kosmogen.

Biochemischer Prozess Methanbildung erfolgt in Schlick, Boden, Sedimentgesteinen und der Hydrosphäre. Es sind mehr als ein Dutzend Bakterien bekannt, deren lebenswichtige Aktivität Methan aus organischen Verbindungen (Proteinen, Ballaststoffen, Fettsäuren) produziert. Sogar Öl in großen Tiefen wird unter dem Einfluss von im Formationswasser enthaltenen Bakterien zu Methan, Stickstoff und Kohlendioxid zerstört.

Thermokatalytischer Prozess Bei der Methanbildung erfolgt die Umwandlung organischer Stoffe aus Sedimentgesteinen in Gas unter dem Einfluss von erhöhter Temperatur und erhöhtem Druck in Gegenwart von Tonmineralien, die die Rolle eines Katalysators spielen. Dieser Vorgang ähnelt der Ölbildung. Zunächst wird organisches Material, das sich am Boden von Stauseen und an Land ansammelt, biochemisch zersetzt. Bakterien zerstören die einfachsten Verbindungen. Wenn organisches Material tiefer in die Erde eindringt und die Temperatur entsprechend ansteigt, lässt die Bakterienaktivität nach und hört bei einer Temperatur von 100 °C vollständig auf. Allerdings ist bereits ein anderer Mechanismus in Gang gekommen – die Zerstörung komplexer organischer Verbindungen (Überreste lebender Materie) in einfachere Kohlenwasserstoffe und insbesondere Methan unter dem Einfluss steigender Temperatur und Druck. Eine wichtige Rolle in diesem Prozess spielen natürliche Katalysatoren – Alumosilikate, die Bestandteil verschiedener, insbesondere toniger Gesteine ​​sind, sowie Mikroelemente und deren Verbindungen.

Wie unterscheidet sich in diesem Fall die Bildung von Methan von der Bildung von Öl?

Erstens wird Öl aus organischem Material vom Sapropel-Typ gebildet – Sedimenten der Meere und Meeresschelfs, die aus Phyto- und Zooplankton gebildet und mit Fettstoffen angereichert sind. Die Quelle für die Bildung von Methan ist organisches Material vom Typ Humus, bestehend aus Überresten pflanzlicher Organismen. Dieser Stoff erzeugt bei der Thermokatalyse hauptsächlich Methan.

Zweitens entspricht die Hauptölbildungszone Gesteinstemperaturen von 60 bis 150 °C, die in einer Tiefe von 1,5 bis 6 km zu finden sind. In der Hauptölbildungszone werden neben Öl auch Methan (in relativ geringen Mengen) sowie seine schwereren Homologen gebildet. Eine mächtige Zone intensiver Gasbildung entspricht Temperaturen von 150...200°C und mehr und liegt unterhalb der Hauptölbildungszone. In der Hauptzone der Gasbildung kommt es unter erschwerten Temperaturbedingungen zu einer tiefgreifenden thermischen Zerstörung nicht nur dispergierter organischer Stoffe, sondern auch von Kohlenwasserstoffen aus Ölschiefer und Öl. Dabei entsteht eine große Menge Methan.

Strahlungschemischer Prozess Methan entsteht, wenn verschiedene Kohlenstoffverbindungen radioaktiver Strahlung ausgesetzt werden.

Es wurde festgestellt, dass schwarze, feine Tonsedimente mit einer hohen Konzentration an organischer Substanz in der Regel mit Uran angereichert sind. Dies liegt daran, dass die Anreicherung organischer Stoffe in Sedimenten die Ausfällung von Uransalzen begünstigt. Bei Einwirkung radioaktiver Strahlung zerfällt organisches Material zu Methan, Wasserstoff und Kohlenmonoxid. Letzterer zerfällt selbst in Kohlenstoff und Sauerstoff, woraufhin sich der Kohlenstoff mit Wasserstoff verbindet und ebenfalls Methan entsteht.

Mechanochemischer Prozess Unter Methanbildung versteht man die Bildung von Kohlenwasserstoffen aus organischem Material (Kohlen) unter dem Einfluss konstanter und wechselnder mechanischer Belastungen. Dabei entstehen an den Kontakten von Mineralgesteinskörnern hohe Spannungen, deren Energie an der Umwandlung organischer Stoffe beteiligt ist.

Metamorphischer Prozess Die Methanbildung ist mit der Umwandlung von Kohle unter dem Einfluss hoher Temperaturen in Kohlenstoff verbunden. Dieser Prozess ist Teil des allgemeinen Prozesses der Umwandlung von Stoffen bei Temperaturen über 500 °C. Unter solchen Bedingungen verwandelt sich Ton in kristallinen Schiefer und Granit, Kalkstein in Marmor usw.

Kosmogener Prozess Die Entstehung von Methan wird durch die „kosmische“ Hypothese der Ölbildung von V. D. Sokolov beschrieben.

Welchen Platz nimmt jeder dieser Prozesse im Gesamtprozess der Methanbildung ein? Es wird angenommen, dass der Großteil des Methans aus den meisten Gasfeldern der Welt thermokatalytischen Ursprungs ist. Es entsteht in einer Tiefe von 1 bis 10 km. Ein großer Teil des Methans ist biochemischen Ursprungs. Seine Hauptmenge entsteht in Tiefen von bis zu 1...2 km.

Innere Struktur der Erde

Mittlerweile haben sich allgemeine Vorstellungen über den Aufbau der Erde gebildet, da die tiefsten Brunnen der Erde nur die Erdkruste freigelegt haben. Weitere Einzelheiten zum Ultratiefbohren werden im Abschnitt zum Bohren von Bohrlöchern besprochen.

Im Festkörper der Erde gibt es drei Schalen: die mittlere – den Kern, die mittlere – den Mantel und die äußere – die Erdkruste. Die Verteilung der inneren Geosphären nach Tiefe ist in Tabelle 16 dargestellt.

Tabelle 16 Innere Geosphären der Erde

Derzeit gibt es verschiedene Vorstellungen über die innere Struktur und Zusammensetzung der Erde (V. Goldshmidt, G. Washington, A.E. Fersman usw.). Das Gutenberg-Bullen-Modell gilt als das fortschrittlichste Modell der Struktur der Erde.

Kern – Dies ist die dichteste Hülle der Erde. Nach modernen Erkenntnissen wird zwischen dem inneren Kern (der als fester Zustand betrachtet wird) und dem äußeren Kern (der als flüssiger Zustand betrachtet wird) unterschieden. Es wird angenommen, dass der Kern hauptsächlich aus Eisen mit einer Beimischung von Sauerstoff, Schwefel, Kohlenstoff und Wasserstoff besteht und der innere Kern eine Eisen-Nickel-Zusammensetzung aufweist, die der Zusammensetzung einer Reihe von Meteoriten vollständig entspricht.

Der nächste ist Mantel. Der Mantel ist in Ober- und Untermantel unterteilt. Es wird angenommen, dass der obere Mantel aus Magnesium-Eisen-Silikatmineralien wie Olivin und Pyroxen besteht. Der untere Mantel zeichnet sich durch eine homogene Zusammensetzung aus und besteht aus einer Substanz, die reich an Eisen- und Magnesiumoxiden ist. Derzeit wird der Mantel als Quelle seismischer und vulkanischer Phänomene, Gebirgsbildungsprozesse sowie als Zone des Magmatismus bewertet.

Oben ist der Mantel Erdkruste. Die Grenze zwischen der Erdkruste und dem Erdmantel wird durch eine starke Änderung der Geschwindigkeit seismischer Wellen festgelegt; sie wird Mohorovic-Abschnitt genannt, zu Ehren des jugoslawischen Wissenschaftlers A. Mohorovic, der sie als Erster etablierte. Die Dicke der Erdkruste verändert sich auf den Kontinenten und in den Ozeanen stark und gliedert sich in zwei Hauptteile – kontinental und ozeanisch und zwei mittlere Teile – subkontinental und subozeanisch.

Diese Art der Planetentopographie hängt mit der unterschiedlichen Struktur und Zusammensetzung der Erdkruste zusammen. Unter den Kontinenten erreicht die Dicke der Lithosphäre 70 km (durchschnittlich 35 km) und unter den Ozeanen 10–15 km (durchschnittlich 5–10 km).

Die kontinentale Kruste besteht aus drei Schichten: Sediment, Granit, Gneis und Basalt. Die ozeanische Kruste ist zweischichtig aufgebaut: Unter einer dünnen lockeren Sedimentschicht befindet sich eine Basaltschicht, die wiederum durch eine Schicht aus Gabbro mit untergeordneten Ultrabasiten ersetzt wird.

Die subkontinentale Kruste ist auf Inselbögen beschränkt und weist eine erhöhte Dicke auf. Die subozeanische Kruste befindet sich unter großen Ozeanbecken, in den intrakontinentalen und Randmeeren (Ochotsk, Japan, Mittelmeer, Schwarzmeer usw.) und weist im Gegensatz zur ozeanischen Kruste eine erhebliche Dicke der Sedimentschicht auf.

Struktur der Erdkruste

Die Erdkruste ist die am besten untersuchte aller Schalen. Es besteht aus Steinen. Gesteine ​​sind Mineralverbindungen mit konstanter mineralogischer und chemischer Zusammensetzung, die eigenständige geologische Körper bilden, aus denen die Erdkruste besteht. Gesteine ​​werden nach ihrer Herkunft in drei Gruppen eingeteilt: magmatische, sedimentäre und metamorphe Gesteine.

Magmatische Gesteine entsteht durch die Erstarrung und Kristallisation von Magma auf der Erdoberfläche in den Tiefen der Erdoberfläche oder in ihrem Inneren. Diese Gesteine ​​haben eine überwiegend kristalline Struktur. Sie enthalten keine tierischen oder pflanzlichen Rückstände. Typische Vertreter magmatischer Gesteine ​​sind Basalte und Granite.

Sedimentgestein entstehen durch die Ablagerung organischer und anorganischer Substanzen auf dem Boden von Wasserbecken und der Oberfläche von Kontinenten. Sie werden in klastische Gesteine ​​sowie Gesteine ​​chemischen, organischen und gemischten Ursprungs unterteilt.

Klastisches Gestein entstanden durch die Ablagerung kleiner Stücke zerstörter Gesteine. Typische Vertreter: Findlinge, Kieselsteine, Kies, Sande, Sandsteine, Tone.

Gesteine ​​chemischen Ursprungs entstehen durch die Ausfällung von Salzen aus wässrigen Lösungen oder durch chemische Reaktionen in der Erdkruste. Zu diesen Gesteinen zählen Gips, Steinsalz, Brauneisenerze und kieselsäurehaltige Tuffsteine.

Bio-Rassen sind die versteinerten Überreste tierischer und pflanzlicher Organismen. Dazu gehören Kalksteine ​​und Kreide.

Mischlinge bestehend aus Materialien klastischen, chemischen, organischen Ursprungs. Vertreter dieser Gesteine ​​sind Mergel, tonige und sandige Kalksteine.

Metaphorische Felsen gebildet aus magmatischen und sedimentären Gesteinen unter dem Einfluss hoher Temperaturen und Drücke in der Erdkruste. Dazu gehören Schiefer, Marmor und Jaspis.

Das Grundgestein von Udmurtien kommt unter den Böden und quartären Sedimenten entlang der Ufer von Flüssen und Bächen, in Schluchten sowie in verschiedenen Abbaustätten: Steinbrüchen, Gruben usw. zum Vorschein. Terrigengesteine ​​überwiegen absolut. Dazu gehören Sorten wie Schluffsteine, Sandsteine ​​und, noch viel weniger, Konglomerate, Kiessteine ​​und Tone. Zu den seltenen Karbonatgesteinen zählen Kalksteine ​​und Mergel. Alle diese Gesteine ​​bestehen, wie alle anderen auch, aus Mineralien, also natürlichen chemischen Verbindungen. Kalksteine ​​bestehen also aus Calcit – einer Verbindung mit der Zusammensetzung CaCO 3. Calcitkörner in Kalksteinen sind sehr klein und nur unter dem Mikroskop sichtbar.

Mergel und Tone enthalten neben Calcit große Mengen mikroskopisch kleiner Tonmineralien. Aus diesem Grund bilden sich nach der Einwirkung von Salzsäure auf Mergel an der Reaktionsstelle hellere oder dunklere Flecken, die auf die Konzentration der Tonpartikel zurückzuführen sind. In Kalksteinen und Mergeln findet man manchmal Nester und Adern aus kristallinem Calcit. Manchmal kann man Calcit-Drusen sehen – Verwachsungen von Kristallen dieses Minerals, die an einem Ende am Gestein befestigt sind.

Terrigene Gesteine ​​werden in klastische und tonige Gesteine ​​unterteilt. Der größte Teil der Grundgesteinsoberfläche der Republik besteht aus klastischem Gestein. Hierzu zählen die bereits erwähnten Schluffsteine, Sandsteine ​​sowie seltenere Gravite und Konglomerate.

Schluffsteine ​​bestehen aus Detritalkörnern von Mineralien wie Quarz (SiO 2), Feldspäten (KAlSi 3 O 8; NaAlSi 3 O 8 ∙CaAl 2 Si 2 O 8) und anderen schluffigen Partikeln mit einem Durchmesser von nicht mehr als 0,05 mm. Schluffsteine ​​sind in der Regel schwach zementiert, klumpig und haben ein tonartiges Aussehen. Sie unterscheiden sich von Tonen durch eine stärkere Versteinerung und geringere Plastizität.

Sandsteine ​​sind das zweithäufigste Grundgestein Udmurtiens. Sie bestehen aus klastischen Partikeln (Sandkörnern) unterschiedlicher Zusammensetzung – Quarzkörnern, Feldspäten, Fragmenten von kieselsäurehaltigen und effusiven (Basalten) Gesteinen, weshalb diese Sandsteine ​​polymiktisch oder polymineralisch genannt werden. Die Größe der Sandpartikel liegt zwischen 0,05 mm und 1 – 2 mm. Sandsteine ​​sind in der Regel schwach zementiert, lassen sich leicht lösen und werden daher wie gewöhnliche (moderne Fluss-)Sande für Bauzwecke verwendet. In lockeren Sandsteinen findet man häufig Zwischenlagen, Linsen und Knollen aus Kalksandsteinen, deren klastisches Material durch Calcit verkittet ist. Im Gegensatz zu Schluffsteinen zeichnen sich Sandsteine ​​sowohl durch eine horizontale als auch eine kreuzweise Schichtung aus. In den Sandsteinen finden sich gelegentlich kleine Kalkschalen von Süßwassermuscheln. Alles zusammengenommen (Kreuzbettung, seltene fossile Mollusken) weist auf einen fluvialen oder alluvialen Ursprung der polymiktischen Sandsteine ​​hin. Die Zementierung von Sandsteinen mit Calcit ist mit der Zersetzung von Calciumbicarbonat im Grundwasser verbunden, das durch die Poren der Sande zirkuliert. Durch die Verflüchtigung von Kohlendioxid wurde Calcit als unlösliches Reaktionsprodukt freigesetzt.

Seltener werden terrigene Gesteine ​​durch Gravelite und Konglomerate repräsentiert. Dabei handelt es sich um starke Gesteine, die aus runden (rund, oval) oder geglätteten Fragmenten brauner Mergel bestehen, die mit Calcit verkittet sind. Mergel sind lokalen Ursprungs. Als Beimischung im klastischen Material finden sich dunkle Hornsteine ​​und Vulkangesteine ​​(alte Basalte), die permische Flüsse aus dem Ural mitgebracht haben. Die Größe der Kiesfragmente liegt zwischen 1 (2) mm und 10 mm, bei Konglomeraten zwischen 10 mm und 100 mm oder mehr.

Grundsätzlich sind Ölvorkommen auf Sedimentgesteine ​​beschränkt, obwohl es auch Ölvorkommen gibt, die entweder auf metamorphes (Marokko, Venezuela, USA) oder magmatisches Gestein (Vietnam, Kasachstan) beschränkt sind.

13. Reservoirschichten. Porosität und Durchlässigkeit.

Kollektor ist ein Gestein mit solchen geologischen und physikalischen Eigenschaften, dass die physikalische Beweglichkeit von Öl oder Gas in seinem Hohlraum gewährleistet ist. Das Lagerstättengestein kann sowohl mit Öl als auch mit Gas und Wasser gesättigt sein.

Als Gesteine ​​werden Gesteine ​​mit solchen geologischen und physikalischen Eigenschaften bezeichnet, die die Bewegung von Öl oder Gas in ihnen physikalisch unmöglich machen Nichtsammler.