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Regeln zum Lesen auf Französisch. Eine ausführliche Anleitung zum Lesen und zur Aussprache auf Französisch. Wörter am Ende sind unleserlich

Geologische Grundlagen der Entwicklung von Öl- und Gasfeldern

Seit der Antike nutzten Menschen Öl und Gas dort, wo sie beobachtet wurden. natürliche Absatzmöglichkeiten zur Erdoberfläche. Solche Ausstiege kommen auch heute noch vor. In unserem Land - im Kaukasus, in der Wolgaregion, im Ural, auf der Insel Sachalin. Im Ausland - im Norden und Südamerika, in Indonesien und im Nahen Osten.

Alle oberflächlichen Vorkommen von Öl und Gas sind auf Berggebiete und zwischengebirgige Senken beschränkt. Dies erklärt sich dadurch, dass durch komplexe Gebirgsbildungsprozesse zuvor in großen Tiefen liegende öl- und gasführende Schichten nahe an die Erdoberfläche oder sogar an die Erdoberfläche gelangten. Außerdem in Felsen und es treten zahlreiche Brüche und Risse auf, die bis in große Tiefen reichen. Sie bringen Erdöl und Erdgas an die Oberfläche.

Die häufigsten Freisetzungen von Erdgas sind kaum wahrnehmbare Blasen bis hin zu mächtigen Fontänen. Auf nassem Boden und an der Wasseroberfläche erkennt man kleine Gasaustritte an den darauf entstehenden Blasen. Bei Fontänenauswürfen, wenn Wasser und Gestein zusammen mit Gas austreten, bleiben mehrere bis Hunderte Meter hohe Schlammkegel an der Oberfläche zurück. Vertreter solcher Kegel auf der Absheron-Halbinsel sind die Schlammvulkane Touragai (Höhe 300 m) und Kyanizadag (490 m). Schlammkegel, die durch periodische Gasemissionen entstehen, kommen auch im Norden Irans, in Mexiko, Rumänien, den USA und anderen Ländern vor.

Natürliches Versickern von Öl an die Oberfläche erfolgt vom Boden verschiedener Lagerstätten, durch Risse in Gesteinen, durch ölgetränkte Kegel (ähnlich Schlamm) und in Form von ölgetränkten Gesteinen.

Am Uchta-Fluss treten in kurzen Abständen kleine Öltropfen aus dem Grund aus. Vom Grund des Kaspischen Meeres in der Nähe der Insel Zhiliy wird ständig Öl freigesetzt.

In Dagestan, Tschetschenien, auf den Halbinseln Absheron und Taman sowie an vielen Orten Globus Es gibt zahlreiche Ölquellen. Solche Oberflächenölvorkommen sind typisch für Bergregionen mit sehr rauem Gelände, wo Schluchten und Schluchten in ölführende Schichten nahe der Erdoberfläche einschneiden.

Manchmal sickert Öl durch kegelförmige Hügel mit Kratern heraus. Der Körper des Kegels besteht aus verdicktem oxidiertem Öl und Gestein. Ähnliche Zapfen findet man auf Nebit-Dag (Turkmenistan), Mexiko und anderen Orten. Auf der Insel Trinidat erreichen die Ölkegel eine Höhe von 20 m und die Fläche der sie umgebenden „Ölseen“ beträgt 50 Hektar. Die Oberfläche solcher „Seen“ besteht aus verdicktem und oxidiertem Öl. Daher fällt eine Person auch bei heißem Wetter nicht nur nicht durch, sondern hinterlässt nicht einmal Spuren auf ihrer Oberfläche.

Mit oxidiertem und ausgehärtetem Öl gesättigte Gesteine werden „Kiras“ genannt. Sie sind im Kaukasus, Turkmenistan und Aserbaidschan weit verbreitet. Man findet sie, wenn auch seltener, in den Ebenen: An der Wolga beispielsweise gibt es mit Öl imprägnierte Kalksteinaufschlüsse.

Lange Zeit deckten die Erdöl- und Erdgasvorkommen die Bedürfnisse der Menschheit vollständig ab. Allerdings Entwicklung Wirtschaftstätigkeit Die Menschen benötigten immer mehr Energiequellen.

Um den Ölverbrauch zu erhöhen, begannen die Menschen, an Stellen, an denen an der Oberfläche Öl auftrat, 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. Am Ende des letzten Jahrhunderts ein neues vielversprechende Methode suchen. 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 Feldmanager 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, fangen wir an zu bohren, 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 mehr gegeben, Öl zu finden …“ Es ist klar, dass dies nicht lange dauern 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 der Herkunft von Öl und Gas kraftvoller Stoß die Entwicklung der Geologie – der Wissenschaft von der Zusammensetzung, Struktur und Geschichte der Erde sowie Methoden zur Suche und Erkundung von Öl- und Gasfeldern.

1.1 KOHLENWASSERSTOFFLAGERSTÄTTEN IM NATURZUSTAND

Ein natürliches Reservoir ist ein natürliches Reservoir für Öl, Gas und Wasser (in dem eine Zirkulation mobiler Substanzen stattfinden kann), dessen Form durch die Beziehung des Reservoirs zu den darin enthaltenen schlecht durchlässigen Gesteinen bestimmt wird.

Arten: Schichten, massiv, linsenförmig (lithologisch allseitig begrenzt).

Reservoir(Abbildung 1.1) ist ein Stausee, der im Dach und Sockel großflächig durch schlecht durchlässiges Gestein begrenzt ist. Die Besonderheit eines solchen Reservoirs ist die Erhaltung der Mächtigkeit und der lithologischen Zusammensetzung über eine große Fläche.

Abbildung 1.1 – Schematische Darstellung eines Stausees

1 - Sammler (Sand); 2 - schlecht durchlässige Felsen

Unter einem riesigen Panzer Unter dicken Gesteinsschichten versteht man dicke Gesteinsschichten, die aus vielen durchlässigen Schichten bestehen und nicht durch schlecht durchlässige Gesteine voneinander getrennt sind.

Die meisten der massiven Stauseen, die besonders auf Plattformen weit verbreitet sind, werden durch kalkstein-dolomitisierte Schichten dargestellt.

Von oben wird diese gesamte Mächtigkeit von schlecht durchlässigen Gesteinen bedeckt. Aufgrund der Beschaffenheit der Gesteine, aus denen sie bestehen, werden riesige Stauseen in zwei Gruppen eingeteilt:

1. homogene massive Reservoire – bestehend aus einer relativ homogenen Gesteinsschicht, hauptsächlich Karbonat (Abbildung 1.2a).

Abbildung 1.2a – Schema eines homogenen Arrays

2. Heterogene massive Lagerstätten – die Gesteinsdicke ist heterogen. Lithologisch kann es beispielsweise durch abwechselnde Kalksteine, Sande und Sandsteine dargestellt werden, die oben mit Ton bedeckt sind. (Abbildung 1.2b)

Abbildung 1.2b – Schema eines heterogenen Arrays

Stauseen unregelmäßige Form, allseitig lithologisch begrenzt(Abbildung 1.3) Zu dieser Gruppe gehören natürliche Lagerstätten aller Art, in denen die sie sättigenden gasförmigen und flüssigen Kohlenwasserstoffe allseitig von praktisch undurchlässigen oder mit schwach aktivem Wasser gesättigten Gesteinen umgeben sind.

Abbildung 1.3 – Das Reservoir ist auf allen Seiten lithologisch von praktisch undurchdringlichen Felsen begrenzt

Unabhängig vom Mechanismus der Kohlenwasserstoffbildung müssen für die Bildung großer Öl- und Gasansammlungen eine Reihe von Bedingungen erfüllt sein:

ü Vorhandensein von durchlässigen Gesteinen (Reservoirs);

ü undurchlässige Felsen, die die vertikale Bewegung von Öl und Gas begrenzen (Reifen);

ü sowie eine Formation besonderer Form, in der sich Öl und Gas einst in einer Sackgasse (Falle) befinden.

Eine Falle ist Teil eines natürlichen Reservoirs, in dem durch verschiedene Arten struktureller Verwerfungen, stratigraphischer oder lithologischer Einschränkungen sowie tektonischer Abschirmung Bedingungen für die Ansammlung von Öl und Gas geschaffen werden.

Der Gravitationsfaktor bewirkt die eingeschlossene Verteilung von Gas, Öl und Wasser durch das spezifische Gewicht.

Arten von Fallen (Abbildung 1.4):

Strukturell (Gewölbe) - durch Biegeschichten entstanden;

Stratigraphisch - entstanden durch Erosion von Reservoirschichten und deren anschließende Abdeckung mit undurchlässigem Gestein;

Tektonisch - Der Stausee entsteht durch die vertikale Bewegung der Klippenbereiche relativ zueinander und kann an der Stelle einer tektonischen Störung mit undurchdringlichem Gestein in Berührung kommen.

Lithologisch- entstanden durch lithologischen Ersatz von porösem, durchlässigem Gestein durch undurchlässiges.

Etwa 80 % der weltweiten Vorkommen sind mit Strukturfallen verbunden.

Abbildung 1.4 – Arten von Fallen

Ansammlung von Öl, Gas, Kondensat und anderen nützlichen Begleitkomponenten, konzentriert in einer Falle, durch Flächen begrenzt unterschiedlicher Art in für die industrielle Entwicklung ausreichenden Mengen wird als Lagerstätte bezeichnet.

Typen: Schichten, massiv, lithologisch begrenzt, stratigraphisch begrenzt, tektonisch abgeschirmt(Abbildung 1.5a – d).

Abbildung 1.5a – Lagerstättentyp des Reservoirs

Abbildung 1.5d – Tektonisch abgeschirmte Lagerstätte

Abbildung 1.5d – Massive Ablagerung

Als Trennfläche zwischen Öl und Wasser bzw. Öl und Gas wird jeweils die Oberfläche bezeichnet Wasser-Öl oder Gas-Öl-Kontakt. Entsprechend wird die Schnittlinie der Kontaktfläche mit dem Dach des Planums bezeichnet AußenkonturÖl- oder Gaslagerkapazität und mit dem Boden der Formation - InnenkonturÖl- oder Gasgehalt (Abbildung 1.6). Als kürzester Abstand zwischen Dach und Boden einer Öl- und Gaslagerstätte wird bezeichnet dick.

Abbildung 1.6 – Schema einer Lagerstätte vom Typ Reservoir

Teile der Formation: 1 – Wasser, 2 – Wasser-Öl, 3 – Öl, 4 – Gas-Öl, 5 – Gas; 6 - Reservoirfelsen; N - Einzahlungshöhe; h g, h n sind die Höhen des Tankdeckels bzw. des Ölanteils der Lagerstätte.

Unter einem Öl- und Gasfeld versteht man eine Reihe von Lagerstätten, die geografisch auf ein Gebiet begrenzt sind und mit einer günstigen tektonischen Struktur verbunden sind. Die Begriffe Lagerstätte und Lagerstätte sind gleichbedeutend; wenn in einem Bereich nur eine Lagerstätte vorhanden ist, wird eine solche Lagerstätte genannt einzelne Schicht. Gewöhnlich wird eine Lagerstätte bezeichnet, die Ablagerungen in Schichten (Horizonten) unterschiedlicher stratigraphischer Zugehörigkeit aufweist mehrschichtig.

Je nach Phasenzustand und Grundzusammensetzung der Kohlenwasserstoffverbindungen im Untergrund werden Öl- und Gaslagerstätten unterteilt Öl, enthält nur Öl, das in unterschiedlichem Maße mit Gas gesättigt ist: Gas, wenn es ausschließlich Gasvorkommen enthält, die zu mehr als 90 % aus Methan bestehen, Gas und Öl Und Öl und Gas(zweiphasig). Bei Gasöllagerstätten besteht der Hauptvolumenanteil aus Öl und ein kleinerer Teil aus Gas; bei Öl- und Gaslagerstätten übersteigt der Tankdeckel den Ölvolumenanteil. Zu den Öl- und Gaslagerstätten zählen auch Lagerstätten mit einem äußerst geringen Ölvolumen – der Ölrand. Gaskondensat und Öl Und Öl- und Gaskondensat: im ersten - der volumenmäßig Hauptölanteil und im zweiten - Gaskondensat (Abbildung 1.7).

Zu den Gaskondensatfeldern zählen solche Felder, aus denen bei Druckabfall auf Atmosphärendruck eine flüssige Phase – Kondensat – freigesetzt wird.

Abbildung 1.7 – Klassifizierung von Lagerstätten nach Phasenzuständen von Kohlenwasserstoffen

1.2 FAKTOREN, DIE DIE INTERNE STRUKTUR DER EINLAGEN BESTIMMEN

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EINFÜHRUNG

Zu Beginn des 20. Jahrhunderts wurde Industrieöl nur in 19 Ländern gefördert. 1940 gab es 39 solcher Länder, 1972 - 62, 1989 - 79. Die Zahl der Länder, die Gas fördern, wuchs in ähnlicher Weise. Heutzutage werden Öl und Gas in allen Teilen der Welt außer der Antarktis gefördert.

Die Geographie der Öl- und Gasfelder sowie die Mengen der Energieressourcenproduktion haben sich im Laufe der Zeit erheblich verändert.

IN Mitte des 19 Jahrhunderte lang waren Russland (Region Baku) und die USA (Pennsylvania) führend in der Ölförderung. Im Jahr 1850 wurden in Russland 101.000 Tonnen Öl gefördert, weltweit belief sich die Gesamtmenge auf 300.000 Tonnen.

Im Jahr 1900 wurden bereits etwa 20 Millionen Tonnen Öl gefördert, darunter in Russland - 9,9 Millionen Tonnen, in den USA - 8,3, in Niederländisch-Ostindien (Indonesien) - 0,43, in Rumänien und Österreich-Ungarn - jeweils 0,33, in Japan - 0,11, in Deutschland - 0,05.

Am Vorabend des Ersten Weltkriegs stieg die Ölproduktion in den Vereinigten Staaten stark an. Mexiko hat sich zu einem der führenden Ölförderländer entwickelt. Die Ölproduktion in den Ländern der Welt betrug 1913: USA – 33 Millionen Tonnen, Russland – 10,3, Mexiko – 3,8, Rumänien – 1,9, Niederländisch-Ostindien – 1,6, Polen – 1,1.

Im Jahr 1920 produzierte die Welt 95 Millionen Tonnen Öl, 1945 über 350 Tonnen und 1960 über 1 Milliarde Tonnen.

Zu den führenden Ölförderländern gehörten in der zweiten Hälfte der 60er Jahre Venezuela, Kuwait, Saudi-Arabien, Iran und Libyen. Zusammen mit der UdSSR und den USA waren sie für bis zu 80 % der weltweiten Ölproduktion verantwortlich.

1970 wurden weltweit etwa 2 Milliarden Tonnen Öl gefördert, 1995 waren es 3,1. Saudi-Arabien ist weltweit führend bei der jährlichen Ölproduktion (Daten von 1996) (392,0 Millionen Tonnen). Es folgen die USA (323,0 Millionen Tonnen), GUS-Staaten (352,2), Iran (183,8), Mexiko (142,2), China (156,4), Venezuela (147,8) und andere.

Es wird erwartet, dass die weltweite Gesamtölproduktion bis 2005 auf 3,9 Milliarden Tonnen/Jahr steigen wird.

Die flächendeckende Nutzung von Erdgas begann erst Mitte des letzten Jahrhunderts. Zwischen 1950 und 1970 Die weltweite Gasproduktion stieg von 192 Milliarden m3 auf 1 Billion. m3, d.h. 5 mal. Mittlerweile sind es etwa 2 Billionen. m3. Der Energieverbrauch auf der Welt wächst ständig. Natürlich stellt sich die Frage: Wie lange werden sie reichen? Informationen zu den nachgewiesenen Ölreserven sowie deren Mengen im Jahr 1996 sind in Tabelle 1 aufgeführt.

Gegend	Nachgewiesene Reserven	Ölförderung im Jahr 1996	Bestandsverhältnis
		% der Welt		% der Welt
Asien und Ozeanien, insgesamt
einschließlich:

Indonesien

Nord- und Lateinamerika insgesamt
einschließlich:
Venezuela


Afrika, total
einschließlich:



Naher und Mittlerer Osten
einschließlich:
Saudi-Arabien




Osteuropa, insgesamt
einschließlich:



Westeuropa, insgesamt
einschließlich:
Norwegen
Großbritannien

Total in der Welt

Eine der Hauptaufgaben der sozioökonomischen Entwicklung Russische Föderation ist die Schaffung einer effizienten, wettbewerbsfähigen Wirtschaft. Unter allen Optionen und Szenarien für die wirtschaftliche Entwicklung in den nächsten 10 – 20 Jahren Natürliche Ressourcen, vor allem fossile Brennstoffe und Energieressourcen, werden der Hauptfaktor sein Wirtschaftswachstum Länder.

Mit 2,8 % der Bevölkerung und 12,8 % der Weltfläche verfügt Russland über 11 – 13 % der prognostizierten Ressourcen, etwa 5 % der nachgewiesenen Ölreserven, 42 % der Ressourcen und 34 % der Erdgasreserven, also etwa 20 % der nachgewiesenen Reserven Stein- und 32 % der Braunkohlereserven. Die Gesamtproduktion über die gesamte Geschichte der Ressourcennutzung beträgt derzeit etwa 20 % der prognostizierten förderbaren Ressourcen für Öl und 5 % für Gas. Die Verfügbarkeit nachgewiesener Brennstoffreserven für die Produktion wird für Öl und Gas auf mehrere Jahrzehnte geschätzt, für Kohle und Erdgas deutlich höher.

Derzeit wird die Ölförderung von 37 Aktiengesellschaften durchgeführt, die Teil vertikal integrierter Unternehmen, 83 Organisationen und sind Aktiengesellschaften mit russischem Kapital, 43 Organisationen mit ausländischem Kapital, 6 Tochtergesellschaften von OJSC Gazprom.

Seit Januar 2000 befinden sich mehr als 1.200 Öl- und Gasfelder in der Entwicklung, die sich in verschiedenen Regionen des Landes befinden – von der Insel Sachalin im Osten bis zur Insel Sachalin Gebiet Kaliningrad im Westen, von der Region Krasnojarsk im Süden bis Bezirk Jamal-Nenzen im Norden.

Ölförderung im Ölförderkomplex von 1991 bis 1993. von 462 auf 350 Millionen Tonnen gesunken, d.h. um 112 Millionen Tonnen. Von 1993 bis 1997 -- von 350 auf 305 Millionen Tonnen, d.h. um 45 Millionen Tonnen. Von 1997 bis 2000 stabilisierte sich die Ölförderung auf dem Niveau von 303 bis 305 Millionen Tonnen. In 6 Monaten des Jahres 2002 wurden 157 Millionen Tonnen gefördert (Abbildung 1). Der Wasseranteil der hergestellten Produkte liegt bei knapp über 82 %. Der durchschnittliche Öldurchfluss einer Bohrung beträgt 7,4 Tonnen/Tag. Der Erschöpfungsgrad der Ölreserven der Kategorien A, B, C1 in erschlossenen Feldern in Russland insgesamt beträgt 52,8 %. Die höchste Erschöpfung der Reserven wird in den Regionen Nordkaukasus (82,2 %) und Wolga (77,8 %) beobachtet, die niedrigste in Westsibirien (42,8 %) und im Fernen Osten (40,2 %). Ein erheblicher Teil der derzeit förderbaren Ölreserven ist in überfluteten Formationen, in Formationen mit geringer Durchlässigkeit, in Subgas- und Öl-Wasser-Zonen verstreut, was zu erheblichen Schwierigkeiten bei ihrer Gewinnung führt.

Die Verteilung der aktuellen Ölproduktion nach Regionen entspricht nicht vollständig der Verteilung der derzeit förderbaren Reserven. Also, Westsibirien liefert fast 68 % der Ölproduktion in Russland (förderbare Reserven 71,7 %), Wolga-Region– 13,6 % (förderbare Reserven 6,5 %), Uralregion – 13,1 % (förderbare Reserven 8,5 %), europäischer Norden – 3,9 % (förderbare Reserven 6,4 %), Fernost – 0,6 % (förderbare Reserven 2,6 %).

Für den Zeitraum von 1991 bis 1998. In Russland wurden 251 Ölfelder in Betrieb genommen. Die Ölförderung aus allen in Betrieb genommenen Feldern belief sich 1999 auf 15,5 Millionen Tonnen.

Im Zeitraum von 2000 bis 2015. Es ist geplant, im Jahr 2005 mindestens 242 Felder in Betrieb zu nehmen und die Produktion von 17,4 Millionen Tonnen Öl daraus sicherzustellen, was 4,8 % der gesamten Produktion von Öl- und Gaskondensat in Russland entspricht. Im Jahr 2010 soll die Ölförderung aus neuen Feldern 59,2 Millionen Tonnen (15,7 % der Gesamtmenge) und im Jahr 2015 72,1 Millionen Tonnen (20,7 % der Gesamtmenge) betragen.

Hauptsächlich wird das voraussichtliche Niveau der Ölförderung in Russland bestimmt die folgenden Faktoren-- das Niveau der weltweiten Treibstoffpreise, die Steuerbedingungen und die wissenschaftlichen und technischen Errungenschaften bei der Exploration und Erschließung von Lagerstätten sowie die Qualität der erkundeten Rohstoffbasis.

Berechnungen zeigen, dass die Ölförderung in Russland in den Jahren 2010 und 2020 erreicht werden kann. 335 bzw. 350 Millionen Tonnen ungünstige Bedingungen, niedrige Weltmarktpreise und die Beibehaltung der aktuellen Steuerbedingungen werden diese Indikatoren nicht erreicht.

Westsibirien wird auch in Zukunft die wichtigste Ölförderregion Russlands bleiben, obwohl sein Anteil bis 2020 auf 58 - 55 % gegenüber derzeit 68 % sinken wird. Nach 2010 wird in der Provinz Timan-Pechora auf dem Kaspischen Schelf mit der groß angelegten Ölförderung begonnen Nordmeere, V Ostsibirien. Insgesamt wird der Osten Russlands (einschließlich Fernost) bis 2020 15 bis 20 % der Ölproduktion des Landes ausmachen.

Das Problem des Recyclings bleibt äußerst akut Ölbenzin, deren Produktion weiterhin unrentabel ist. Der Preis ist staatlich reguliert und beträgt derzeit etwa 300 Rubel pro 1000 m3. Aufgrund des niedrigen Preises für Erdölgas, das an Gasverarbeitungsanlagen geliefert wird, sind Ölraffinerien nicht daran interessiert, das Gasangebot für die Verarbeitung zu erhöhen und suchen entweder nach anderen Optionen für die Verwendung oder fackeln das Gas ab, was zu Schäden führt Umfeld. Aufgrund des Rückgangs der Ölfördermengen und damit der zu verarbeitenden Ölgasressourcen sinkt die Produktion marktfähiger Produkte in der Gasaufbereitungsanlage, was zu einem Rückgang der Rohstoffproduktion für die petrochemische Produktion geführt hat.

Informationen zur Produktion flüssiger Kohlenwasserstoffe durch verschiedene Ölunternehmen in Russland sind in Tabelle 2 aufgeführt.

ÖLFÖRDERUNG IN RUSSLAND 1997 - 1999

Firmen



Surgutneftegaz

Tatneft
Sibneft
Bashneft
Rosneft
Slavneft
Ost-NK


Insgesamt für Russland

In Bezug auf die Ölproduktionsmengen der Spitzenreiter unter den inländischen Ölfirmen ist LUKOIL. Im Jahr 2001 wurden in Russland 76,1 Millionen Tonnen produziert; Kasachstan, Aserbaidschan und Ägypten – 2,2 Millionen Tonnen.

YUKOS kann ein ernstzunehmender Konkurrent von LUKOIL werden. Laut GAAP-Berichten von YUKOS und LUKOIL für die neun Monate des Jahres 2001 beträgt der Nettogewinn von YUKOS pro Barrel gefördertem Öl 7,8 US-Dollar, während der von LUKOIL 3,8 US-Dollar beträgt. Die Kosten von YUKOS sind dreimal niedriger als die von LUKOIL und die Rentabilität ist doppelt so hoch. Da außerdem die Kosten für Yukos-Öl unter den inländischen Ölunternehmen am niedrigsten sind, werden andere weniger unter dem möglichen nächsten Ölpreisverfall leiden. Offensichtlich ist dies der Grund dafür, dass die Verkaufsmenge von LUKOIL auf dem Inlandsmarkt Ende 2001 um 14 % zurückging, während diese Zahl bei YUKOS um 10 % stieg.

Im Jahr 2002 will YUKOS 71,5 Millionen Tonnen Öl fördern und damit die Vorjahreszahlen um 24,3 % übertreffen. Das Investitionsvolumen in Exploration und Produktion wird sich auf 775 Millionen US-Dollar belaufen. Bis 2005 will YUKOS 80 Millionen Tonnen Öl pro Jahr fördern.

Russland ist eines der wenigen Länder weltweit, das seinen Gasbedarf vollständig aus eigenen Ressourcen deckt. Zum 1. Januar 1998 beliefen sich die nachgewiesenen Erdgasreserven auf 48,1 Billionen. m3, d.h. etwa 33 % der Welt. Die potenziellen Gasressourcen unseres Landes werden auf 236 Billionen geschätzt. m3.

Derzeit verfügt das Land über 7 Gasförderregionen: Nord, Nordkaukasus, Wolga, Ural, Westsibirien, Ostsibirien und Fernost. Die Verteilung der Gasreserven zwischen ihnen ist wie folgt: Europäischer Teil Länder - 10,8 %, Westsibirische Region - 84,4 %, Ostsibirische und fernöstliche Regionen - 4,8 %.

Gasförderung in Russland in letzten Jahren verringert: 1991 - 643 Milliarden m3, 1992 - 641 Milliarden m3, 1993 - 617 Milliarden m3, 1994 - 607 Milliarden m3, 1995 - 595 Milliarden m3.

Im Jahr 1999 betrug die Gasproduktion etwa 590 Milliarden m3. Der Rückgang der Gasproduktion ist auf einen Rückgang der Gasnachfrage zurückzuführen, der wiederum auf einen Rückgang der Industrieproduktion und einen Rückgang der Zahlungsfähigkeit der Verbraucher zurückzuführen ist.

Das wichtigste Gasförderunternehmen in Russland ist RAO Gazprom, gegründet im Februar 1993 (früher ein Staatskonzern).

RAO Gazprom ist das größte Gasunternehmen der Welt, dessen Anteil an der Weltproduktion 22 beträgt %. Der Mehrheitsanteil an RAO Gazprom (40 %) befindet sich im Staatsbesitz.

Für die Zeit nach dem Jahr 2000 wird ein Anstieg der Gasnachfrage innerhalb Russlands prognostiziert. Die Förderung wird entsprechend steigen: Im Zeitraum von 2001 bis 2030 wird eine Förderung von 24,6 Billionen erwartet. m3 Gas, wodurch die jährliche Produktion bis 2030 auf 830 ... 840 Milliarden m3 steigen wird. Aussichten auf eine Steigerung der Gasproduktion sind mit der Erschließung von Feldern im Norden der Region Tjumen (Region Nadym-Pur-Tazovsky, Halbinsel Jamal) sowie des größten Gaskondensatfelds Shtokman in Europa (Barentssee) verbunden.

In der Region Nadym-Pur-Tazovsky hat die Erschließung der Lagerstätten Yubileinoye, Yamsoveyskoye und Kharvutinskoye mit einer jährlichen Gesamtproduktion von 40 Milliarden m3 begonnen. 1998 begann die Gasförderung im Zapolyarnoye-Feld, die im Jahr 2005 auf 90 ... 100 Milliarden m3 erhöht werden soll.

Auf der Jamal-Halbinsel belaufen sich die nachgewiesenen Gasreserven derzeit auf 10,2 Billionen. m3. Es wird erwartet, dass die maximale Gasproduktion auf der Jamal-Halbinsel 200 ... 250 Milliarden m3 betragen wird.

Die groß angelegte Entwicklung des Gaskondensatfeldes Shtokman ist nach 2005 geplant – entsprechend den Bedürfnissen des europäischen Marktes und der nordwestlichen Region Russlands. Die prognostizierte Gasproduktion beträgt hier 50 Milliarden m3 pro Jahr.

Russland ist der weltweit größte Exporteur von Erdgas. Die Lieferungen von „blauem Gold“ nach Polen begannen im Jahr 1966. Anschließend wurden sie in die Tschechoslowakei (1967), Österreich (1968) und Deutschland (1973) organisiert. Derzeit wird Erdgas aus Russland auch nach Bulgarien, Bosnien, Ungarn, Griechenland, Italien, Rumänien, Slowenien, in die Türkei, Finnland, Frankreich, Kroatien, in die Schweiz, in die baltischen Länder und in die GUS-Staaten (Weißrussland, Georgien, Kasachstan, Moldawien, Ukraine ). Im Jahr 1999 in die Länder der nahen und weit im Ausland Es wurden 204 Milliarden m3 Gas geliefert, die Prognose für 2010 liegt bei 278,5 Milliarden m3.

Die wichtigsten Ziele und Prioritäten für die Entwicklung der russischen Gasindustrie sind:

Erhöhung des Anteils von Erdgas an der Gesamtproduktion von Energieressourcen;

Ausweitung der russischen Gasexporte;

Stärkung der Rohstoffbasis der Gasindustrie;

Wiederaufbau Einheitliches System Gasversorgung, um deren Zuverlässigkeit und Wirtschaftlichkeit zu erhöhen;

Tiefenverarbeitung und integrierte Nutzung von Kohlenwasserstoff-Rohstoffen.

1. Geologische Grundlagen der Entwicklung von Öl- und Gasfeldern

Seit der Antike nutzen Menschen Öl und Gas dort, wo sie natürlicherweise auf der Erdoberfläche vorkommen. Solche Ausstiege kommen auch heute noch vor. In unserem Land - im Kaukasus, in der Wolgaregion, im Ural, auf der Insel Sachalin. Im Ausland – in Nord- und Südamerika, Indonesien und im Nahen Osten.

Alle oberflächlichen Vorkommen von Öl und Gas sind auf Berggebiete und zwischengebirgige Senken beschränkt. Dies erklärt sich dadurch, dass durch komplexe Gebirgsbildungsprozesse zuvor in großen Tiefen liegende öl- und gasführende Schichten nahe an die Erdoberfläche oder sogar an die Erdoberfläche gelangten. Darüber hinaus treten im Gestein zahlreiche Brüche und Risse auf, die bis in große Tiefen reichen. Sie bringen Erdöl und Erdgas an die Oberfläche.

1.1 ZVorkommen von Kohlenwasserstoffen im natürlichen Zustand

Ein natürliches Reservoir ist ein natürliches Reservoir für Öl, Gas und Wasser (in dem eine Zirkulation mobiler Substanzen stattfinden kann), dessen Form durch die Beziehung des Reservoirs zu den schlecht durchlässigen Gesteinen, in denen es sich befindet, bestimmt wird.

Arten: Schichten, massiv, linsenförmig (lithologisch allseitig begrenzt).

Die meisten der massiven Stauseen, die besonders auf Plattformen weit verbreitet sind, werden durch kalkstein-dolomitisierte Schichten dargestellt.

1. homogene massive Reservoire – bestehend aus einer relativ homogenen Gesteinsschicht, hauptsächlich Karbonat (Abbildung 1.2a).

Stauseen unregelmäßiger Form, allseitig lithologisch begrenzt Zu dieser Gruppe gehören natürliche Lagerstätten aller Art, in denen die sie sättigenden gasförmigen und flüssigen Kohlenwasserstoffe allseitig entweder von praktisch undurchlässigem oder mit schwach aktivem Wasser gesättigtem Gestein umgeben sind.

Unabhängig vom Mechanismus der Kohlenwasserstoffbildung müssen für die Bildung großer Öl- und Gasansammlungen eine Reihe von Bedingungen erfüllt sein:

Vorhandensein durchlässiger Gesteine (Reservoirs);

undurchlässige Felsen, die die vertikale Bewegung von Öl und Gas begrenzen (Reifen);

sowie eine Formation besonderer Form, in der sich Öl und Gas einst in einer Sackgasse (Falle) befinden.

Der Gravitationsfaktor bewirkt die eingeschlossene Verteilung von Gas, Öl und Wasser durch das spezifische Gewicht.

Strukturell (Gewölbe) – durch Biegeschichten entstanden;

Stratigraphisch – entstanden durch Erosion von Reservoirschichten und deren anschließende Abdeckung mit undurchlässigem Gestein;

Tektonisch – Der Stausee entsteht durch die vertikale Bewegung der Klippenbereiche relativ zueinander und kann an der Stelle einer tektonischen Störung mit undurchdringlichem Gestein in Berührung kommen.

Lithologisch- entstanden durch lithologischen Ersatz von porösem, durchlässigem Gestein durch undurchlässiges.

Etwa 80 % der weltweiten Vorkommen sind mit Strukturfallen verbunden.

Eine Ansammlung von Öl, Gas, Kondensat und anderen nützlichen Begleitkomponenten, konzentriert in einer Falle, begrenzt durch Oberflächen unterschiedlicher Art, in Mengen, die für die industrielle Entwicklung ausreichen, wird als Lagerstätte bezeichnet.

Je nach Phasenzustand und Grundzusammensetzung der Kohlenwasserstoffverbindungen im Untergrund werden Öl- und Gaslagerstätten unterteilt Öl, enthält nur Öl, das in unterschiedlichem Maße mit Gas gesättigt ist: Gas, wenn es ausschließlich Gasvorkommen enthält, die zu mehr als 90 % aus Methan bestehen, Gas und Öl Und Öl und Gas(zweiphasig). Bei Gasöllagerstätten besteht der Hauptvolumenanteil aus Öl und ein kleinerer Teil aus Gas; bei Öl- und Gaslagerstätten übersteigt der Tankdeckel den Ölvolumenanteil. Zu den Öl- und Gasvorkommen zählen auch Lagerstätten mit einem äußerst unbedeutenden Ölanteil im Volumen – einem Ölrand. Gaskondensat und Öl Und Öl- und Gaskondensat: erstens der volumenmäßig hauptsächliche Ölanteil und zweitens der Gaskondensatanteil (Abbildung 1.7).

Zu den Gaskondensatfeldern zählen solche Felder, aus denen bei Druckabfall auf Atmosphärendruck eine flüssige Phase – Kondensat – freigesetzt wird.

1,2 FAkteure, die die innere Struktur von Lagerstätten bestimmen

Kapazitive Eigenschaften von Reservoirgesteinen

Reservoir- und Nicht-Reservoir-Gesteine.

Einer von wichtigsten Aufgaben In der Explorationsphase und der Vorbereitung der Lagerstättenerschließung befindet sich die Studie Interne StrukturÖl- oder Gasvorkommen.

Ein Reservoir ist ein Gestein mit geologischen und physikalischen Eigenschaften, die die physikalische Mobilität von Öl oder Gas in seinem Hohlraum gewährleisten. 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.

Die innere Struktur der Lagerstätte wird durch die unterschiedliche Platzierung von Nicht-Reservoirs und Reservoirs sowie Reservoirs mit unterschiedlichen geologischen und physikalischen Eigenschaften sowohl im Abschnitt als auch im gesamten Gebiet der Lagerstätte bestimmt.

Demnach werden die kapazitiven Eigenschaften eines Gesteins durch seinen Hohlraum bestimmt, der sich aus dem Volumen von Poren, Rissen und Kavernen zusammensetzt.

Sie werden anhand des Entstehungszeitpunkts unterschieden primär Leere und sekundär. Primäre Hohlräume entstehen im Prozess der Sedimentogenese und Diagenese, also gleichzeitig mit der Bildung des Sedimentgesteins selbst, und sekundäre Hohlräume entstehen in bereits gebildeten Gesteinen.

Primäre Hohlräume sind ausnahmslos allen Sedimentgesteinen inhärent, in denen es zu Ansammlungen von Öl und Gas kommt – das sind vor allem intergranulare Poren, Zwischenräume zwischen großen Schalenresten etc. Zu den sekundären Hohlräumen gehören Kavernenporen und Risse, die während des Prozesses der Dolomitisierung von Kalksteinen und der Auswaschung von Gestein durch zirkulierendes Wasser entstehen, sowie Risse, die durch tektonische Bewegungen entstehen.

Porosität und Struktur des Porenraums

Markieren voll, was oft allgemein oder absolut genannt wird, offen, Wirksam Und dynamisch Porosität.

Vollständige Porosität umfasst alle Poren des Gesteins, sowohl isolierte (geschlossene) als auch offene, die miteinander kommunizieren. Der Gesamtporositätskoeffizient ist das Verhältnis des Gesamtporenvolumens in einer Gesteinsprobe zu ihrem scheinbaren Volumen:

Offene Porosität entsteht durch kommunizierende Poren. Der Koeffizient der offenen Porosität ist das Verhältnis des Volumens offener, kommunizierender Poren zum sichtbaren Volumen der Probe:

Effektiv berücksichtigt Teil des Volumens miteinander verbundener Poren ölgesättigt.

Die Gesteinsporosität wird quantitativ charakterisiert Porositätskoeffizient, der als Bruchteil oder Prozentsatz des Gesteinsvolumens gemessen wird.

Die Porosität eines Gesteins hängt weitgehend von der Größe der Poren und der sie verbindenden Porenkanäle ab, die wiederum von der granulometrischen Zusammensetzung der Partikel, aus denen das Gestein besteht, und dem Grad ihrer Zementierung bestimmt werden.

Bei der Lösung von Problemen der Öl- und Gasfeldgeologie wird der Koeffizient der offenen Porosität verwendet, der sowohl aus Proben im Labor als auch aus geophysikalischen Untersuchungen von Bohrlöchern bestimmt wird.

Die offene Porosität von Öl- und Gaslagerstätten variiert stark – von einigen Prozent bis zu 35 %. Bei den meisten Einlagen beträgt sie durchschnittlich 12 - 25 %.

In körnigen Lagerstätten hat die Porosität einen großen Einfluss gegenseitige Übereinkunft Körner Einfache Berechnungen zeigen, dass im Fall der in (Abbildung 1.9) gezeigten kubischen Kornanordnung mit der geringsten Dichte der Porositätskoeffizient 47,6 % beträgt. Diese Zahl kann als theoretisch mögliche maximale Porosität für terrigene Gesteine angesehen werden. Bei einer dichteren Packung des idealen Bodens (Abbildung 1.10) beträgt die Porosität nur 25,9 %.

Höhlenfülle

Die kavernöse Natur von Gesteinen wird durch das Vorhandensein sekundärer Hohlräume in Form von Kavernen bestimmt. Vugginess ist charakteristisch für Karbonatreservoirs. Rassen sollten unterschieden werden mikrokavernös Und makrokavernös. Zu den ersten gehören Rassen mit Große anzahl kleine Hohlräume, mit einem Durchmesser der Hohlräume (Auslaugungsporen) bis zu 2 mm, zum zweiten – bei größeren, im Gestein verstreuten Hohlräumen – bis zu mehreren Zentimetern.

Mikrokavernös In der Praxis werden Karbonatreservoirs oft mit terrigenen Porenreservoirs gleichgesetzt, da in beiden das offene Reservoir durch kleine, miteinander verbundene Hohlräume gebildet wird. Doch sowohl in der Herkunft als auch in den Eigenschaften gibt es erhebliche Unterschiede zwischen ihnen.

Der durchschnittliche Hohlraumgehalt mikrokavernöser Gesteine beträgt normalerweise nicht mehr als 13 - 15 %, kann aber auch höher sein.

Makrokavernös Sammler in reiner Form sind selten, ihr Leergehalt erreicht nicht mehr als 1 - 2 %. Bei großen Mächtigkeiten produktiver Karbonatlagerstätten und einer solchen Lagerstättenkapazität können die Lagerstättenreserven sehr bedeutend sein.

Hohlraumkoeffizient gleich dem Verhältnis Hohlraumvolumen auf das sichtbare Volumen der Probe.

Da der Prozess der Reservoirentwässerung hauptsächlich Makrohohlräume umfassen kann, die von Makrohohlräumen durchschnitten werden, sollte die Untersuchung von Makrohohlräumen zusammen mit der Untersuchung der Frakturierung durchgeführt werden.

Fraktur

Der Bruch von Gesteinen (Risskapazität) wird durch das Vorhandensein von Rissen in ihnen verursacht, die nicht mit Feststoff gefüllt sind. Mit gebrochenen Lagerstätten verbundene Ablagerungen beschränken sich meist auf dichte Karbonatlagerstätten und in einigen Gebieten (Ostkarpaten, Region Irkutsk usw.) auf terrigene Lagerstätten. Das Vorhandensein eines ausgedehnten Netzes von Brüchen, die diese dichten Lagerstätten durchdringen, sorgt für erhebliche Ölzuflüsse zu den Bohrlöchern.

Die Qualität von Kluftgestein als Reservoir wird durch die Dichte und Offenheit der Klüfte bestimmt.

Basierend auf der Größe der Risse in der Geologie von Öl- und Gasfeldern gibt es: Makrorisse Breite mehr als 40 - 50 Mikrometer und Mikrorisse Breite bis zu 40 - 50 Mikrometer

Die Bruchkapazität von Lagerstättengesteinen liegt zwischen Bruchteilen eines Prozents und 1–2 %.

Am häufigsten spielen Risse die Rolle von Filterkanälen für Flüssigkeiten und Gase, die alle komplexen Hohlräume von Reservoirgesteinen miteinander verbinden.

Wenn zwei oder alle drei Arten von Hohlräumen (Poren, Hohlräume, Risse) gleichzeitig an der Entwässerung beteiligt sind, wird das Reservoir als gemischt klassifiziert.

Unter den Stauseen mit einer Art von Hohlräumen sind poröse terrigene Stauseen am weitesten verbreitet – in zahlreichen Gebieten auf der ganzen Welt, darunter in Russland (Wolga-Ural, Westsibirien, Nordkaukasus und andere Bereiche).

Bruchlagerstätten in reiner Form sind sehr selten.

Von den Höhlengesteinen sind mikrokavernöse Gesteine in ihrer reinen Form weit verbreitet (Wolga-Ural, Provinz Timan-Pechora usw.). Makrokavernöse Arten sind selten.

Sammler gemischter Typ, die für Karbonatgesteine am charakteristischsten sind, sind typisch für Ablagerungen im kaspischen Tiefland, in der Provinz Timan-Pechora, im Wolga-Ural, in Weißrussland und anderen Gebieten.

Filtrationseigenschaften von Reservoirgesteinen. Permeabilität

Die wichtigste Eigenschaft von Reservoirgesteinen ist ihre Filterfähigkeit, d.h. auf die Bewegung von Flüssigkeiten und Gasen in ihnen bei Vorhandensein einer Druckdifferenz. Die Fähigkeit von Reservoirgesteinen, Flüssigkeiten und Gase durchzulassen, wird als Permeabilität bezeichnet.

Gesteine, die keine Durchlässigkeit aufweisen, werden als Nicht-Reservoirgesteine klassifiziert.

Bei der Erschließung von Lagerstätten können sich im Hohlraum von Lagerstättengesteinen nur Öl, Gas oder Wasser bewegen, d.h. Einphasenfiltration. Unter anderen Umständen kann es zu einer Zwei- oder Dreiphasenfiltration kommen – der gemeinsamen Bewegung von Öl und Gas, Öl und Wasser, Gas und Wasser oder einer Mischung aus Öl, Gas und Wasser.

Gut durchlässiges Gestein sind: Sande, Sandsteine, Dolomite, dolomitisierte Kalke, Schluffsteine sowie Tone mit massiver Packungsdichte.

Zu schlecht durchlässig Dazu gehören: Tone mit geordneter Verpackung, Schiefer, Mergel, Sandsteine mit reichlich Tonzementierung.

Die Durchlässigkeit von Gesteinen bei linearer Filtration wird bestimmt durch Darcys Gesetz. Wodurch Volumenstrom der Flüssigkeit, die durch das Gestein fließt laminare Bewegung direkt proportional zum Permeabilitätskoeffizienten, der Querschnittsfläche des Gesteins, dem Druckabfall und umgekehrt proportional zur Viskosität der Flüssigkeit und der Länge des zurückgelegten Weges.

wo ist der Volumenstrom der Flüssigkeit in m3/s; -- Durchlässigkeitskoeffizient in m2; -- Querschnittsfläche in m2; -- Flüssigkeitsviskosität in Pas; -- Weglänge in cm; -- Druckabfall in Pa.

Einheit des Permeabilitätskoeffizienten angerufen Darcy, entspricht der Durchlässigkeit eines solchen Gesteins, durch dessen Querschnitt 1 cm2 entspricht, bei einem Druckabfall von 1 atm über 1 cm in 1 Sekunde strömt 1 cm3 Flüssigkeit, deren Viskosität 1 cp beträgt.

Die Durchlässigkeit von Gesteinen, die als Ölreservoirs dienen, wird üblicherweise in ausgedrückt Millidarcy oder µm2 10-3 .

Die physikalische Bedeutung der Dimension (Fläche) besteht darin, dass die Permeabilität die Querschnittsfläche der Kanäle des Hohlraums charakterisiert, durch die die Filtration erfolgt.

IN unterschiedliche Bedingungen Durch die Filtration wird die Permeabilität des Reservoirgesteins für jede Phase deutlich unterschiedlich sein. Um die Durchlässigkeit von öl- und gashaltigen Gesteinen zu charakterisieren, werden daher Konzepte verwendet absolut, Wirksam (Phase) Und relativ Permeabilität.

Unter absolute Durchlässigkeit bezieht sich auf die Permeabilität, die unter der Bedingung bestimmt wird, dass das Gestein mit einer einphasigen Flüssigkeit gesättigt ist, die ihm gegenüber chemisch inert ist. Zur Auswertung werden üblicherweise Luft, Gas oder inerte Flüssigkeiten verwendet physikalisch-chemische Eigenschaften Formationsflüssigkeiten beeinflussen die Durchlässigkeit des Gesteins. Größe absolute Durchlässigkeit wird durch den Permeabilitätskoeffizienten ausgedrückt und hängt nur von den physikalischen Eigenschaften des Gesteins ab.

Effektiv (Phase) ist die Durchlässigkeit von Gesteinen für eine bestimmte Flüssigkeit oder ein bestimmtes Gas, wenn sie sich im Hohlraum von Mehrphasensystemen bewegen. Sein Wert hängt nicht nur von den physikalischen Eigenschaften der Gesteine ab, sondern auch vom Sättigungsgrad des Hohlraums jeder Phase, von ihrer Beziehung zueinander und von ihren physikalischen und chemischen Eigenschaften.

Relative Durchlässigkeit wird das Verhältnis der effektiven Permeabilität zur absoluten Permeabilität genannt.

Die Durchlässigkeit von Gesteinen hängt von Folgendem ab Hauptgründe: aus der Querschnittsgröße der Poren; von der Form der Poren; über die Art der Kommunikation zwischen den Poren; aus Gesteinsbrüchen; über die mineralogische Zusammensetzung von Gesteinen.

Öl-, Gas- und Wassersättigung von Lagerstättengesteinen

Es wird angenommen, dass ölgesättigte und gasgesättigte Formationen zunächst vollständig mit Wasser gesättigt waren. Bei der Bildung von Lagerstätten wanderten Öl und Gas aufgrund ihrer geringeren Dichte in höher gelegene Teile der Formationen und verdrängten von dort Wasser. Allerdings wurde das Wasser aus dem Hohlraum nicht vollständig verdrängt, weshalb öl- und gasgesättigte Formationen eine gewisse Menge Wasser, sogenanntes Restwasser, enthalten. Der relative Gehalt dieses Wassers im Hohlraum ist umso größer, je größer kleinere Größe Hohlräume und Reservoirpermeabilität.

Restwasser ist in Ablagerungen in Form eines molekular gebundenen Films an den Wänden von Poren, Kavernen, Rissen, in isolierten Hohlräumen und in kapillargebundenem Zustand im stehenden Teil der Hohlräume enthalten. Für die Reservoirentwicklung ist das im offenen Hohlraum enthaltene Restwasser von Interesse.

Ölsättigungskoeffizient (Gassättigung) Ölvolumenverhältnis genannt(Gas) im offenen Leerraum enthaltene Volumen auf das Gesamtvolumen des Leerraums an.

Wassersättigungskoeffizient Ein Reservoir, das Öl oder Gas enthält, wird als Verhältnis des Volumens des im offenen Hohlraum enthaltenen Restwassers zum Gesamtvolumen der offenen Hohlräume bezeichnet.

Die angegebenen Koeffizienten hängen durch die folgenden Beziehungen zusammen:

für ein ölgesättigtes Reservoir -- ;

für ein gasgesättigtes Reservoir -- ;

für ein gasgesättigtes Reservoir, das neben Restwasser auch Restöl enthält

Die Untersuchung der Wassersättigung hat sehr wichtig nicht nur zur quantitativen Beurteilung der Öl- und Gassättigung. Es ist auch wichtig, die qualitative Rolle der Wassersättigung zu klären. Der Restwassergehalt im Lagerstättengestein und dessen Zustand haben einen großen Einfluss auf die Prozesse der Verdrängung von Kohlenwasserstoffen aus dem Hohlraumvolumen bei der Lagerstättenentwicklung.

Abhängig von den Entstehungsbedingungen der Lagerstätten, den Eigenschaften der Lagerstättengesteine, ihrem kapazitiven Volumen und ihren Filtereigenschaften sowie anderen Parametern liegt der Wert der anfänglichen Öl- und Gassättigung produktiver Formationen im Bereich von 97 - 50 % mit entsprechendem Ausgangswasser Sättigung von 3 - 50 %.

1,3 PFlossenflüssigkeiten

Die Eigenschaften und der Zustand von Kohlenwasserstoffen (HCs) hängen von ihrer Zusammensetzung, ihrem Druck und ihrer Temperatur ab. In Einlagen können sie flüssig sein und Gaszustand oder in Form von Gas-Flüssigkeits-Gemischen. Während der schichtweisen Entwicklung von Ablagerungen und beim Aufstieg an die Oberfläche ändern sich Druck und Temperatur kontinuierlich, was mit entsprechenden Änderungen in der Zusammensetzung der Gas- und Flüssigkeitsphase und dem Übergang von Kohlenwasserstoffen von einer Phase in eine andere einhergeht. Es ist notwendig, die Muster der Phasenübergänge, den Zustand und die Eigenschaften von Kohlenwasserstoffen unter verschiedenen Bedingungen zu kennen und diese bei der Berechnung der Reserven sowie bei der Gestaltung und Regulierung der Entwicklung, des Designs und des Betriebs von Öl- und Gassammel- und Transportsystemen zu berücksichtigen.

Öl und Gas gegenwärtig ist ein Gemisch aus vorwiegend Methan (Paraffin)-Kohlenwasserstoffen (CNH2N+2), naphthenisch (CnH2 N) und in kleineren Mengen aromatisch (CnH2 N-6) Reihen.

Je nach physikalischem Zustand unter Oberflächenbedingungen entstehen Kohlenwasserstoffe aus CH4 Vor С4Н10-- Gase; aus S5H12 Vor S16N34- Flüssigkeiten und S17N34 Vor S35N72 und darüber hinaus – Feststoffe, sogenannte Paraffine und Ceresine.

Bei große Mengen Wenn sich das Gas im Reservoir befindet, kann es über dem Öl in Form einer Tankkappe im erhöhten Teil der Struktur angebracht werden. In diesem Fall befindet sich ein Teil der flüssigen Kohlenwasserstoffe des Öls auch in Form von Dämpfen im Tankdeckel. Bei Bluthochdruck In der Lagerstätte wird die Gasdichte sehr wichtig (sie nähert sich der Dichte leichter Kohlenwasserstoffflüssigkeiten an). Unter diesen Bedingungen lösen sich erhebliche Mengen an Leichtöl (C5H12 + C6H14) in Druckgas, ebenso wie sich Öl und schweres Bitumen in Benzin oder anderen flüssigen Kohlenwasserstoffen lösen. Infolgedessen löst sich das Öl manchmal vollständig im komprimierten Gas auf. Wenn solches Gas aus einer Lagerstätte an die Oberfläche gefördert wird, kondensieren die darin gelösten Kohlenwasserstoffe infolge eines Druck- und Temperaturabfalls und fallen in Form von Kondensat aus.

Wenn die Gasmenge in der Lagerstätte im Vergleich zur Ölmenge gering ist und der Druck hoch genug ist, löst sich das Gas vollständig im Öl auf und das Gas-Öl-Gemisch liegt in der Lagerstätte vor flüssigen Zustand.

Gashydratlagerstätten enthalten Gas in festem (Hydrat-)Zustand. Das Vorhandensein eines solchen Gases ist auf seine Fähigkeit zurückzuführen, sich bei bestimmten Drücken und Temperaturen mit Wasser zu verbinden und Hydrate zu bilden. Gashydratvorkommen gem physikalische Parameter unterscheiden sich stark von konventionellen, so dass sich die Berechnung der Gasreserven und deren Entwicklung in vielerlei Hinsicht von denen für konventionelle Erdgasfelder unterscheidet. Die Verbreitungsgebiete von Gashydratvorkommen beschränken sich überwiegend auf die Verbreitungszone von Permafrostgesteinen.

Reservoiröl

Klassifizierung von Ölen Das Gas-Flüssigkeits-Gemisch von Kohlenwasserstoffen besteht hauptsächlich aus Verbindungen der Paraffin-, Naphthen- und Aromatenreihe. Öl enthält auch hochmolekulare organische Verbindungen, die Sauerstoff, Schwefel und Stickstoff enthalten.

schwefelarm (Schwefelgehalt nicht mehr als 0,5 %);

schwefelhaltig (0,5 - 2,0 %);

hoher Schwefelgehalt (mehr als 2,0 %).

Asphaltharzhaltige StoffeÖl – Verbindungen mit hohem Molekulargewicht, einschließlich Sauerstoff, Schwefel und Stickstoff, bestehend aus große Zahl neutrale Verbindungen unbekannter Struktur und variabler Zusammensetzung, unter denen neutrale Harze und Asphaltene vorherrschen. Der Gehalt an asphaltharzhaltigen Stoffen in Ölen liegt zwischen 1 und 40 %. Größte Menge Harze werden in schweren dunklen Ölen beobachtet, die reich an aromatischen Kohlenwasserstoffen sind.

harzarm (Harzgehalt unter 18 %);

harzig (18 - 35 %);

stark harzig (über 35 %).

Erdölparaffin -- Dabei handelt es sich um eine Mischung fester Kohlenwasserstoffe zwei Gruppen, die sich in ihren Eigenschaften stark voneinander unterscheiden - ParaffineC17 H36 - S35N72 Und Ceresine C36H74 -C55 H112 . Schmelzpunkt des ersten 27 - 71 °C, zweite - 65 - 88 °C. Bei gleichem Schmelzpunkt haben Ceresine mehr Hohe Dichte und Viskosität. Der Paraffingehalt im Öl erreicht manchmal 13 – 14 % und mehr.

paraffinarm mit einem Paraffingehalt von weniger als 1,5 Gew.-%;

Paraffin - 1,5 - 6,0 %;

stark paraffinhaltig – mehr als 6 %.

In manchen Fällen erreicht der Paraffingehalt 25 %. Wenn seine Kristallisationstemperatur nahe an der Formationstemperatur liegt, besteht eine reale Möglichkeit der Paraffinausfällung in der Formation in der festen Phase während der Entwicklung der Lagerstätte.

Physikalische EigenschaftenÖle

Öle aus verschiedenen Schichten desselben Feldes und noch mehr aus verschiedenen Feldern können sich voneinander unterscheiden. Ihre Unterschiede werden maßgeblich durch ihren Gasgehalt bestimmt. Alle Öle unter Lagerstättenbedingungen enthalten Gas in gelöstem (flüssigem) Zustand.

Gaslöslichkeit– Dies ist die maximale Gasmenge, die bei einem bestimmten Druck und einer bestimmten Temperatur in einer Volumeneinheit Lagerstättenöl gelöst werden kann. Der Gasgehalt kann gleich oder kleiner als die Löslichkeit sein.

EntgasungskoeffizientÖl ist die Gasmenge, die aus einer Volumeneinheit Öl freigesetzt wird, wenn der Druck um eine Einheit abnimmt. Ölfeld-Hydratbohrungen

Feldgas Faktor 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. Unterscheiden Anfangsgasfaktor, normalerweise ermittelt aus Daten für den ersten Monat des Bohrlochbetriebs, aktueller Gasfaktor, ermittelt aus Daten für einen beliebigen Zwischenzeitraum, und durchschnittlicher Gasfaktor, definiert für den Zeitraum vom Beginn der Entwicklung bis zu einem bestimmten Datum. Der Wert des Feldgasfaktors hängt sowohl vom Gasgehalt des Öls als auch von den Bedingungen der Lagerstättenerschließung ab. Sie kann in sehr weiten Grenzen schwanken.

Wenn bei der Entwicklung kein Gas in der Lagerstätte freigesetzt wird, ist der Gasfaktor geringer als der Gasgehalt des Lagerstättenöls, da es unter Feldbedingungen nicht zu einer vollständigen Entgasung des Öls kommt.

Sättigungsdruck Lagerstättenöl ist der Druck, bei dem Gas aus ihm freigesetzt wird. Der Sättigungsdruck hängt vom Verhältnis der Öl- und Gasvolumina in der Lagerstätte, von deren Zusammensetzung und von der Lagerstättentemperatur ab.

Unter natürlichen Bedingungen kann der Sättigungsdruck dem Lagerstättendruck entsprechen oder darunter liegen. Im ersten Fall ist das Öl vollständig mit Gas gesättigt, im zweiten Fall ist es untersättigt.

Kompressibilität von Lagerstättenöl liegt daran, dass Öl wie alle Flüssigkeiten eine Elastizität besitzt, die gemessen wird Kompressibilitätskoeffizient(oder volumetrische Elastizität):

Wo ist die Änderung des Ölvolumens? – anfängliches Ölvolumen. -- Druckänderung. Dimension – 1/Pa oder Pa-1.

Sein Wert liegt für die meisten Lagerstättenöle im Bereich (1 - 5) * 10-3 MPa-1. Die Kompressibilität von Öl sowie die Kompressibilität von Wasser und Lagerstätten manifestieren sich hauptsächlich bei der Entwicklung von Lagerstätten unter Bedingungen eines ständigen Rückgangs des Lagerstättendrucks.

Der Kompressibilitätskoeffizient charakterisiert die relative Vergrößerung des Ölvolumens bei einer Druckänderung um eine Einheit.

Wärmeausdehnungskoeffizient zeigt an, um welchen Teil des ursprünglichen Volumens sich das Ölvolumen ändert, wenn sich die Temperatur um 1 °C ändert

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

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. Sein Einfluss beeinflusst zusammen mit dem Einfluss anderer Parameter sowohl die Bedingungen der aktuellen Ölfiltration als auch den Wert des endgültigen Ölrückgewinnungsfaktors. Bei der Auslegung thermischer Methoden zur Beeinflussung der Formation spielt der thermische Ausdehnungskoeffizient von Öl eine besonders wichtige Rolle.

Volumenkoeffizient des Lagerstättenöls zeigt, wie viel Volumen 1 m3 entgastes Öl unter Lagerstättenbedingungen einnimmt:

Wo ist das Ölvolumen unter Lagerstättenbedingungen? -- Volumen der gleichen Ölmenge nach der Entgasung bei Luftdruck und t=20°C; -- Öldichte unter Lagerstättenbedingungen; -- Öldichte unter Standardbedingungen.

Ölvolumen unter Reservoirbedingungen erhöht sichim Vergleich zu Lautstärke unter normalen Bedingungen aufgrund erhöhter Temperatur und großer Mengen an im Öl gelöstem Gas. Der Vorratsdruck verringert den Volumenkoeffizienten bis zu einem gewissen Grad, aber da die Kompressibilität von Öl sehr gering ist, hat der Druck kaum Einfluss auf diesen Wert.

Die Volumenkoeffizientenwerte aller Öle sind größer als eins und erreichen manchmal 2 - 3. Am meisten charakteristische Größen liegen im Bereich 1,2 - 1,8.

Umrechnungsfaktor

Unter Öldichte des Reservoirs ist verstanden die Masse des aus dem Untergrund unter Beibehaltung der Lagerstättenbedingungen geförderten Öls pro Volumeneinheit. Normalerweise beträgt sie das 1,2- bis 1,8-fache geringere Dichte entgastes Öl, was durch eine Vergrößerung seines Volumens unter Lagerstättenbedingungen aufgrund von gelöstem Gas erklärt wird. Es sind Öle bekannt, deren Dichte im Reservoir nur 0,3 – 0,4 g/cm3 beträgt. Seine Werte können unter Reservoirbedingungen 1,0 g/cm3 erreichen.

Basierend auf der Dichte werden Lagerstättenöle unterteilt in:

Licht mit einer Dichte von weniger als 0,850 g/cm3;

schwer mit einer Dichte von mehr als 0,850 g/.

Leichte Öle zeichnen sich durch einen hohen Gasgehalt aus, schwere Öle durch einen niedrigen.

Viskosität des Behälteröls, das den Grad seiner Mobilität unter Reservoirbedingungen bestimmt, ist auch deutlich geringer als seine Viskosität unter Oberflächenbedingungen.

Dies ist auf den erhöhten Gasgehalt und die Lagerstättentemperatur zurückzuführen. Der Druck hat kaum Einfluss auf die Änderung der Ölviskosität im Bereich oberhalb des Sättigungsdrucks. Unter Lagerstättenbedingungen kann die Viskosität von Öl um ein Vielfaches geringer sein als die Viskosität von entgastem Öl. Die Viskosität hängt auch von der Dichte des Öls ab: Leichte Öle sind weniger viskos als schwere Öle. Die Ölviskosität wird in mPas gemessen.

Öle werden nach ihrer Viskosität klassifiziert:

niedrige Viskosität -- mPa Mit;

mit erhöhter Viskosität -- mPa Mit;

hochviskos -- mPa Mit.

Die Ölviskosität ist ein sehr wichtiger Parameter, von dem die Effizienz des Entwicklungsprozesses und der endgültige Ölrückgewinnungsfaktor maßgeblich abhängen. Das Verhältnis der Öl- und Wasserviskositäten ist ein Indikator, der die Bewässerungsrate von Brunnen charakterisiert. Je höher dieses Verhältnis ist, desto schlechter sind die Bedingungen für die Ölförderung aus der Lagerstätte durch verschiedene Arten der Wasserflutung.

Die physikalischen Eigenschaften von Lagerstättenölen werden in Speziallabors anhand von Tiefenproben untersucht, die mit versiegelten Probenehmern aus Bohrlöchern entnommen werden. Dichte und Viskosität liegen bei konstantem Druck vor, der dem anfänglichen Reservoirdruck entspricht. Die übrigen Eigenschaften werden beim anfänglichen Reservoirdruck und bei einem allmählich abnehmenden Druck bestimmt. Als Ergebnis werden Diagramme der Änderungen verschiedener Koeffizienten in Abhängigkeit vom Druck und manchmal auch von der Temperatur erstellt. Diese Diagramme werden zur Lösung geologischer Probleme verwendet.

Reservoirgase

Natürliche Kohlenwasserstoffgase sind eine Mischung aus limitierenden Kohlenwasserstoffen der Form MITNH2N+2 . Der Hauptbestandteil ist Methan CH4. Zusammen mit Methan in der Zusammensetzung Erdgase umfasst schwerere Kohlenwasserstoffe sowie Nichtkohlenwasserstoffkomponenten: Stickstoff N, Kohlendioxid CO2, Schwefelwasserstoff H2S, Helium He, Argon Ar.

Erdgase werden in die folgenden Gruppen eingeteilt.

Gas aus reinen Gasfeldern, bei dem es sich um ein trockenes Gas handelt, das nahezu frei von schweren Kohlenwasserstoffen ist.

Aus Gaskondensatfeldern geförderte Gase sind eine Mischung aus trockenem Gas und flüssigem Kohlenwasserstoffkondensat. Kohlenwasserstoffkondensat besteht aus C5+hoch.

Gase, die zusammen mit Öl entstehen (gelöste Gase). Dabei handelt es sich um physikalische Gemische aus Trockengas, Propan-Butan-Fraktion (Nassgas) und Gasbenzin.

Gas, das Kohlenwasserstoffe (C3, C4) von nicht mehr als 75 g/m3 enthält, wird als trocken bezeichnet. Wenn es schwerere Kohlenwasserstoffe (über 150 g/m3) enthält, wird das Gas als fetthaltig bezeichnet.

Physikalische Eigenschaften von Gasen

Gasgemische zeichnen sich durch Massen- oder Molkonzentrationen der Komponenten aus. Um ein Gasgemisch zu charakterisieren, ist es notwendig, sein durchschnittliches Molekulargewicht, seine durchschnittliche Dichte oder seine relative Dichte in Luft zu kennen.

Molekulare Masse Erdgas:

wo ist das Molekulargewicht der i-ten Komponente; -- volumetrischer Inhalt der i-ten Komponente, Bruchteile von Einheiten. Normalerweise für echte Gase M = 16 - 20.

Gasdichte berechnet nach der Formel:

wobei das Volumen von 1 Mol Gas unter Standardbedingungen ist. Typischerweise liegt der Wert im Bereich von 0,73 – 1,0 kg/m3. Häufiger verwenden sie die relative Dichte von Gas in Luft, die dem Verhältnis der Gasdichte zur Luftdichte bei gleichem Druck und gleicher Temperatur entspricht:

Wenn sie unter Standardbedingungen ermittelt werden, dann kg/m3 und kg/m3.

Volumenkoeffizient des Lagerstättengases Das ist das Verhältnis des Gasvolumens unter Lagerstättenbedingungen zum Volumen der gleichen Gasmenge, die es unter Standardbedingungen einnimmt, und kann mithilfe der Clayperon-Mendeleev-Gleichung ermittelt werden:

Dabei sind Druck und Temperatur im Reservoir bzw. unter Standardbedingungen.

Der Wert ist von großer Bedeutung, da das Gasvolumen unter Lagerstättenbedingungen zwei Größenordnungen (etwa 100-mal) geringer ist als unter Standardbedingungen.

Gaskondensat

Kondensat bezeichnet die flüssige Kohlenwasserstoffphase, die aus einem Gas freigesetzt wird, wenn der Druck abnimmt. Unter Lagerstättenbedingungen ist Kondensat normalerweise vollständig in Gas gelöst. Es entsteht Kondensat roh Und stabil.

Rohkondensat ist eine Flüssigkeit, die bei Abscheidedruck und -temperatur direkt in Feldabscheidern aus Gas ausfällt. Es besteht aus Kohlenwasserstoffen, die unter Normalbedingungen flüssig sind. diese. aus Pentanen und höher (C5 + höher), in denen eine bestimmte Menge gasförmiger Kohlenwasserstoffe gelöst ist – Butane, Propan und Ethan sowie H2S und andere Gase.

Ein wichtiges Merkmal von Gaskondensatablagerungen ist Kondensat-Gas-Faktor, zeigt den Gehalt an Rohkondensat (cm3) in 1 m3 abgetrenntem Gas.

In der Praxis wird auch ein Merkmal verwendet, das aufgerufen wird Gaskondensatfaktor ist die Gasmenge (m3), aus der 1 m3 Kondensat gewonnen wird. Der Wert des Gaskondensatfaktors variiert für Felder zwischen 1500 und 25.000 m3/m3.

Stabiles Kondensat besteht nur aus flüssigen Kohlenwasserstoffen - Pentan und höher (C6 + höher). Es wird aus Rohkondensat durch dessen Entgasung gewonnen. Der Siedepunkt der Hauptbestandteile des Kondensats liegt im Bereich von 40 – 200 °C. Molekulargewicht 90 - 160. Die Dichte des Kondensats unter Standardbedingungen variiert zwischen 0,6 und 0,82 g/cm3 und hängt direkt von der Kohlenwasserstoffzusammensetzung der Komponente ab.

Gase aus Gaskondensatfeldern werden in Gase mit geringem Kondensatgehalt (bis zu 150 cm3/m3), mittlerem (150 – 300 cm3/m3), hohem (300 – 600 cm3/m3) und sehr hohem (mehr als 600 cm3/m3) Kondensatgehalt unterteilt. m3).

Von großer Bedeutung ist die Eigenschaft von Gas aus Kondensatablagerungen, wie z Kondensationsstartdruck, diese. der Druck, bei dem Kondensat aus dem Gas in der Formation als Flüssigkeit freigesetzt wird. Wenn bei der Entstehung einer Gaskondensatablagerung der Druck darin nicht aufrechterhalten wird, nimmt er mit der Zeit ab und kann einen Wert erreichen, der unter dem Druck liegt, bei dem die Kondensation beginnt. Gleichzeitig beginnt in der Formation Kondensat freizusetzen, was zu Verlusten wertvoller Kohlenwasserstoffe in der Tiefe führt.

Gashydrate

Gashydrate sind feste Verbindungen (Clathrate), in denen Gasmoleküle bei einem bestimmten Druck und einer bestimmten Temperatur strukturelle Hohlräume füllen Kristallgitter, mit Hilfe von Wassermolekülen gebildet Wasserstoffverbindung(schwache Verbindung). Wassermoleküle scheinen durch Gasmoleküle auseinandergedrückt zu werden – die Dichte von Wasser im hydratisierten Zustand steigt auf 1,26 – 1,32 cm3/g (Dichte von Eis 1,09 cm3/g).

Ein Volumen Wasser im hydratisierten Zustand bindet je nach Eigenschaften des Quellgases 70 bis 300 Volumen Gas.

Die Bedingungen für die Bildung von Hydraten werden durch die Zusammensetzung des Gases, den Zustand des Wassers, externer Druck und Temperatur und werden durch ein heterogenes Zustandsdiagramm ausgedrückt. Bei einer gegebenen Temperatur geht ein Druckanstieg über den der Gleichgewichtskurve entsprechenden Druck mit der Verbindung von Gasmolekülen mit Wassermolekülen und der Bildung von Hydraten einher. Ein umgekehrter Druckabfall (oder ein Temperaturanstieg bei konstantem Druck) geht mit der Zersetzung des Hydrats in Gas und Wasser einher.

Die Dichte von Erdgashydraten liegt zwischen 0,9 und 1,1 g/cm3.

Gashydratvorkommen -- Hierbei handelt es sich um Ablagerungen, die Gas enthalten, das sich teilweise oder vollständig in hydratisiertem Zustand befindet(abhängig von den thermodynamischen Bedingungen und dem Bildungsstadium).

...

Öl Geburtsort

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

· Magmatisches Gestein – entsteht, wenn flüssiges Magma in der Mächtigkeit erstarrt Erdkruste(Granit) bzw vulkanische Lava auf der Erdoberfläche (Basalt).

· Sedimentgesteine – werden durch Ablagerung (hauptsächlich in einer aquatischen Umgebung) und anschließende Verdichtung von Mineralien und Mineralien gebildet organische Substanz unterschiedlicher Herkunft. Diese Gesteine kommen meist schichtweise vor. Als bezeichnet wird ein bestimmter Zeitraum, in dem unter bestimmten geologischen Bedingungen die Bildung von Gesteinskomplexen stattfand geologisches Zeitalter(Erathem). Das Verhältnis dieser Schichten im Abschnitt der Erdkruste zueinander wird von STRATIGRAPHY untersucht und in einer stratigraphischen Tabelle zusammengefasst.

Stratigraphische Tabelle

Eratema	System, Jahr und Ort der Gründung	Index	Anzahl der Abteilungen	Anzahl der Ebenen
Känozoikum	Quartär, 18229, Frankreich Neogen, 1853, Italien Paläogen, 1872, Italien
Mesozoikum	Kreide, 1822, Frankreich Jura, 1793, Schweiz Triassowaja, 1834, Mitte. Europa
Paläozoikum	Permskaja, 1841, Russland Karbon, 1822, Großbritannien Devon, 1839, Großbritannien Selurskaya, 1873, Großbritannien Ordovizium, 1879, Großbritannien Kambrium, 1835, Großbritannien

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

Alle Gesteine haben Poren, freie Räume zwischen den Körnern, d.h. Porosität haben. Industriecluster Öl (Gas) sind hauptsächlich enthalten in Sedimentgestein- Sande, Sandsteine, Kalksteine, die gute Sammler für Flüssigkeiten sind und Gase. Diese Gesteine sind durchlässig, 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 Clustern vor, die sich in Tiefen von mehreren zehn Metern bis zu mehreren Kilometern von der Erdoberfläche befinden.

Schichten aus porösem Gestein, deren Poren und Risse gefüllt sind Öl, werden Ölreservoirs (Gas) oder Horizonte genannt.

Formationen, in denen es zu Ölansammlungen kommt ( Gas) werden Ölvorkommen genannt ( Gas).

Satz Einlagen Öl Und Gas, das sich in den Tiefen desselben Territoriums konzentriert und im Entstehungsprozess einer tektonischen Struktur untergeordnet ist, wird als Öl-(Gas-)Feld bezeichnet.

Normalerweise brachliegend Öl (Gas) kann auf eine bestimmte tektonische Struktur beschränkt werden, worunter man die Vorkommensform von Gesteinen versteht.

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.

Falten, die nach oben konvex sind, werden Antiklinalen genannt, und Falten, die nach unten konvex sind, werden Synklinalen genannt.

Antiklinale Synklinale

Der höchste Punkt der Antiklinale wird als Scheitelpunkt und der mittlere Teil als Bogen bezeichnet. Die geneigten Seitenteile der Falten (Antiklinalen und Synklinalen) bilden Flügel. Eine Antiklinale, deren Flügel nach allen Seiten gleiche Neigungswinkel aufweisen, wird als Kuppel bezeichnet.

Mehrheitlich Öl Und Gas Die Ablagerungen der Welt sind auf antiklinale Falten beschränkt.

Normalerweise einer Faltsystem Schichten (Schichten) sind ein Wechsel von Konvexitäten (Antiklinalen) und Konkavitäten (Synklinalen), und in solchen Systemen sind die Felsen von Synklinalen mit Wasser gefüllt, weil sie besetzen Unterteil Strukturen, Öl (Gas) wenn sie auftreten, füllen sie die Poren der Gesteine der Antiklinalen. Hauptelemente, das das Auftreten von Schichten charakterisiert, ist

Fallrichtung;

· Niederwerfung;

· Neigungswinkel

Neigung ist die Neigung von Schichten der Erdkruste zum Horizont, Maximaler Winkel, gebildet durch die Oberfläche der Formation mit horizontale Ebene wird Formationsneigungswinkel genannt.

Die Linie, die in der Ebene der Formation und senkrecht zur Richtung ihrer Neigung liegt, wird als Streichen der Formation bezeichnet

Strukturen, die die Ölansammlung begünstigen, sind neben Antiklinalen auch Monoklinen. Eine Monokline ist ein Boden aus 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.

· Verwerfung – 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 der Schichten, dann wird eine solche Störung als Umkehrstörung bezeichnet.

· Schub – eine diskontinuierliche Störung, bei der einige Gesteinsmassen auf andere geschoben werden.

· Rechen – ein entlang von Verwerfungen abgesenkter Abschnitt der Erdkruste.

Verbrannt ist ein entlang von Verwerfungen angehobener Abschnitt der Erdkruste.

Geologische Störungen haben einen großen Einfluss auf die Verbreitung Öl (Gas) in den Eingeweiden der Erde - in manchen Fällen tragen sie zu deren Ansammlung bei, in anderen hingegen können sie als Bewässerungsmittel dienen Öl und Gas gesättigt Formationen oder Öl, die an die Oberfläche gelangen und Gas.

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 Kombination dieser Bedingungen wird als Ölfalle bezeichnet. Unterscheiden

§ Tresorfalle

§ Lithologisch gescreent

§ Tektonisch abgeschirmt

§ Stratigraphisch gescreent

Die Entwicklung eines Öl- oder Gasfeldes ist eine Reihe von Maßnahmen, die darauf abzielen, den Öl- und Gasfluss von der Lagerstätte bis zum Boden von Bohrlöchern sicherzustellen und diesen Zweck zu gewährleisten bestimmte Reihenfolge Platzierung von Brunnen auf dem Gelände, Reihenfolge ihrer Bohrungen und Inbetriebnahme, Einrichtung und Aufrechterhaltung einer bestimmten Betriebsart. Jede Öl- und Gaslagerstätte hat potenzielle Energie, das während der Erschließung der Lagerstätte in kinetische Energie umgewandelt und für die Verdrängung von Öl und Gas aus der Lagerstätte aufgewendet wird.

Natürliche Regime

Das natürliche Regime einer Lagerstätte besteht aus einer Reihe natürlicher Kräfte (Energiearten), die die Bewegung von Öl oder Gas in der Lagerstätte zum Boden von Produktionsbohrungen sicherstellen.

In Öllagerstätten gehören zu den Hauptkräften, die das Öl in den Formationen bewegen, Folgendes:

v Druck des Kreislaufwassers unter dem Einfluss seiner Masse - Wasserdruckmodus;

v Konturwasserdruck infolge elastischer Ausdehnung von Gestein und Wasser - elastischer Wasserdruck;

v Tankdeckel-Gasdruck – Gasdruck (Tankdeckel-Modus);

v die Elastizität des aus dem Öl freigesetzten gelösten Gases – gelöstes Gas;

v Schwerkraft des Öls - Gravitation.

In Gas- und Gaskondensatlagerstätten sind Energiequellen der Druck, unter dem sich das Gas in der Formation befindet, und der Druck des Randformationswassers. Dementsprechend werden Gas- und elastische Wasser-Gas-Druckregime unterschieden.

Der natürliche Zustand einer Lagerstätte wird hauptsächlich durch geologische Faktoren bestimmt: die Eigenschaften des Wasserdrucksystems, zu dem die Lagerstätte gehört, und die Lage der Lagerstätte in diesem System im Verhältnis zum Wiederauffüllungsgebiet; geologische und physikalische Eigenschaften der Lagerstätte – thermobare Bedingungen, Phasenzustand Kohlenwasserstoffe, Vorkommensbedingungen und Eigenschaften von Lagerstättengesteinen und andere Faktoren; der Grad der hydrodynamischen Verbindung der Lagerstätte mit dem Wasserdrucksystem.

Zum Formationsmodus maßgeblichen Einfluss kann durch die Betriebsbedingungen der Lagerstätten beeinflusst werden. Bei Verwendung zur Lagerstättenerschließung natürliche Arten Die Intensität des Abfalls des Lagerstättendrucks und damit der Energiereserve der Lagerstätte in jedem Entwicklungsstadium sowie das Verhalten der sich bewegenden Grenzen der Lagerstätte (GOC, GWC, OWC) und die entsprechenden Änderungstendenzen in Sein Volumen, wenn Öl- und Gasreserven entnommen werden, hängt vom Energieregime ab. All dies muss bei der Auswahl der Netzwerkdichte und des Standorts von Brunnen, der Festlegung ihrer Durchflussrate, der Auswahl der Perforationsintervalle sowie bei der Begründung eines rationalen Komplexes und Umfangs geologischer Forschung und Feldforschung zur Steuerung der Entwicklung berücksichtigt werden.

Wenn das natürliche Regime verwendet wird, bestimmt es die Effizienz der Lagerstättenentwicklung – die Rate der jährlichen Öl-(Gas-)Produktion, die Dynamik anderer wichtiger Entwicklungsindikatoren, den möglichen Grad der endgültigen Gewinnung von Öl-(Gas-)Reserven aus dem Untergrund. Dauer des Bohrlochbetriebs auf verschiedene Weise, Wahl des Feldentwicklungsschemas und der Eigenschaften technologische Anlagen für die Förderung von Öl und Gas hängen ebenfalls weitgehend vom Regime der Lagerstätte ab.

Die Kenntnis des natürlichen Regimes ermöglicht es Ihnen, eines der Probleme zu lösen zentrale Themen Rechtfertigung rationales System EntwicklungÖl- und Gaskondensatablagerungen: Ist es möglich, ein System mit natürlichen Ressourcen zu verwenden? Energieressourcen Ablagerungen oder ist eine künstliche Einwirkung auf die Ablagerung notwendig?

Das Regime einer Lagerstätte während ihres Betriebs wird durch Kurven gut charakterisiert, die das Verhalten des Lagerstättendrucks, die Dynamik der jährlichen Öl- (Gas-) und Wasserproduktion sowie den Feldgasfaktor für die Lagerstätte als Ganzes widerspiegeln. Alle diese Kurven in Kombination mit anderen Daten zu Veränderungen des Bohrlochbestands, der durchschnittlichen Durchflussrate pro Bohrloch usw. stellen den Zeitplan für die Entwicklung des Reservoirs dar.

Im Folgenden betrachten wir Modi, bei denen eine der Arten natürlicher Energie vorherrscht.

1. Wasserdruckmodus

Im Wasserdruckmodus ist die Hauptenergieart der Druck des Randwassers, das in die Lagerstätte eingebracht wird und relativ schnell die entnommene Ölmenge und das damit verbundene Wasser im Volumen der Lagerstätte vollständig kompensiert. Bei der Ausbeutung einer Lagerstätte bewegt sich die gesamte Erdölmasse innerhalb ihrer Grenzen. Durch den Anstieg des Öl-Wasser-Kontakts (OWC) verringert sich das Volumen der Lagerstätte allmählich (Abbildung 8 a).

Abbildung 8 – Ein Beispiel für die Entwicklung einer Öllagerstätte unter natürlichen Wasserdruckbedingungen

a - Änderung des Einzahlungsvolumens während des Prozesses; b – Dynamik der wichtigsten Entwicklungsindikatoren

Position des VNK: VNK nig – initial, VNK k – final; Druck: Ppl – Reservoir, Psat – Sättigung; jährliche Auswahl: q k – Öl, q l – Flüssigkeit; B - Wasserschnitt von Produkten; G – Feldgasfaktor; k extract.n – Ölrückgewinnungsfaktor

Eine der wichtigsten Voraussetzungen für das Funktionieren des Wasserdruckregimes ist ein erheblicher Unterschied zwischen dem anfänglichen Lagerstättendruck und dem Sättigungsdruck von Öl und Gas, der in Kombination mit anderen Faktoren dafür sorgt, dass der aktuelle Lagerstättendruck den Sättigungsdruck übersteigt während des gesamten Entwicklungszeitraums und hält das Gas in gelöstem Zustand.

Das Wasserdruckregime zeichnet sich aus durch folgende Funktionen Dynamik der Entwicklungsindikatoren (Abbildung 8 b):

Es besteht ein enger Zusammenhang zwischen dem Verhalten des dynamischen Lagerstättendrucks und der Menge der aktuellen Flüssigkeitsentnahme aus der Lagerstätte – eine relativ geringe Abnahme bei zunehmender Entnahme, ein konstanter Wert bei konstanter Entnahme, ein Anstieg bei abnehmender Entnahme, fast eine Wiederherstellung auf den anfänglichen Reservoirdruck mit vollständiger Einstellung der Flüssigkeitsentnahme aus dem Reservoir; der Bereich der Druckreduzierung wird in der Regel durch die Fläche des Reservoirs begrenzt;

Die Durchschnittswerte des Feldgasfaktors bleiben über den gesamten Entwicklungszeitraum praktisch unverändert;

Die erreichte hohe jährliche Ölproduktionsrate während der Phase hoher stabiler Ölproduktion, der sogenannten Entwicklungsstufe II, beträgt bis zu 8–10 % pro Jahr oder mehr der anfänglichen förderbaren Reserven (IRR); Auswahl während der Hauptentwicklungsphase (für die ersten drei Phasen) von etwa 85–90 % der förderbaren Ölreserven;

Entnahme von Begleitwasser zusammen mit Öl während der Zeit des Rückgangs der Ölförderung, wodurch das Verhältnis der akkumulierten Entnahmen von Wasser und Öl (Wasser-Öl-Faktor – WNF) bis zum Ende der Entwicklung 0,5 – 1 erreichen kann.

Im Wasserdruckmodus wird der höchste Ölrückgewinnungsfaktor erreicht – bis zu 0,6 – 0,7. Dies ist auf die Fähigkeit des Wassers, insbesondere des mineralisierten Wassers der Lagerstätte, zurückzuführen, Öl gut zu waschen und aus den Hohlräumen des Lagerstättengesteins zu verdrängen, sowie auf die Kombination äußerst günstiger geologischer und physikalischer Bedingungen, unter denen das betrachtete Regime funktioniert.

Das Wasserdruckregime charakterisiert einzelne Lagerstätten in terrigenen Lagerstätten der Gebiete Grosny, Samara, Wolgograd und Saratow sowie einiger anderer Gebiete.

2. Elastischer Wasserdruckmodus

Ein Modus, bei dem Öl unter dem Einfluss des Randwasserdrucks aus der Formation gedrückt wird. Im Gegensatz zum Wasserdruckmodus ist die Hauptenergiequelle in diesem Fall jedoch die Elastizität des Reservoirgesteins und der sie sättigenden Flüssigkeit. In diesem Modus wird der Flüssigkeitsentzug nicht vollständig durch das in den Behälter eindringende Wasser ausgeglichen. Dadurch breitet sich der Druckabfall im Reservoir allmählich über das Reservoir hinaus aus und bedeckt einen großen Bereich des wasserführenden Teils des Reservoirs. In diesem Bereich kommt es zu einer entsprechenden Ausdehnung des Gesteins- und Formationswassers. Die Elastizitätskoeffizienten von Wasser und Gestein sind unbedeutend, jedoch dienen die elastischen Kräfte der Formation bei großen Flächen mit reduziertem Druck, die um ein Vielfaches größer sind als die Größe der Lagerstätte, als Quelle erheblicher Energie.

Der aufgrund der Elastizität des ölführenden Bereichs der Formation geförderte Ölanteil ist aufgrund des geringen Volumens der Lagerstätte im Verhältnis zum Grundwasserleiterbereich meist gering.

Das elastische Wasserdruckregime kann sich in verschiedenen geologischen Bedingungen manifestieren. Es kann in Ablagerungen von Infiltrationswasser-Drucksystemen vorhanden sein, die eine schwache hydrodynamische Verbindung (oder keine solche) mit dem Neubildungsgebiet haben, und zwar aus folgenden Gründen:

Ø große Entfernung davon;

Ø reduzierte Durchlässigkeit;

Ø erhebliche Heterogenität der Formation;

Ø erhöhte Ölviskosität;

Ø große Größen Ablagerungen und dementsprechend erhebliche Flüssigkeitsentnahmen, die durch das in die Lagerstätte eindringende Formationswasser nicht vollständig ausgeglichen werden können.

Das großflächige Vorkommen der Reservoirschicht außerhalb des Reservoirs trägt zur Ausprägung des elastischen Wasserdruckregimes bei. Genau wie beim Wasserdruckmodus Voraussetzung ist der Überschuss des anfänglichen Reservoirdrucks über den Sättigungsdruck.

Der Prozess der Verdrängung von Öl durch Wasser aus einer Lagerstätte ähnelt dem Wasserdruckregime, jedoch steigt aufgrund ungünstigerer geologischer und physikalischer Bedingungen der Anteil der nicht förderbaren Reserven im Vergleich zum Wasserdruckregime leicht an. Die Dynamik der Entwicklungsindikatoren unter dem elastischen Wasserdruckregime (Abbildung 9) weist sowohl Ähnlichkeiten als auch Unterschiede zur Dynamik des Wasserdruckregimes auf.

Abbildung 9 – Dynamik der Hauptindikatoren der Öllagerstättenentwicklung im elastischen Wasserdruckmodus

Druck: Ppl – Reservoir, Psat – Sättigung; jährliche Auswahl: q k – Öl, q l – Flüssigkeit; B - Wasserschnitt von Produkten; G – Feldgasfaktor; k extract.n – Ölrückgewinnungsfaktor

Die Hauptähnlichkeit besteht darin, dass der Feldgasfaktor während des gesamten Entwicklungszeitraums aufgrund des Überschusses des Lagerstättendrucks über den Sättigungsdruck konstant bleibt. Die Unterschiede sind wie folgt: Im elastischen Wasserdruckmodus kommt es während der gesamten Entwicklungszeit zu einem Abfall des Reservoirdrucks; Wenn sich der Druckabfallbereich um das Reservoir herum ausdehnt, verlangsamt sich die Geschwindigkeit des Druckabfalls allmählich, wodurch die Flüssigkeitsentnahme bei einem Druckabfall um 1 MPa mit der Zeit allmählich zunimmt. Die Intensität der Verlangsamung des Druckabfalls hängt von der Größe der Randfläche des Reservoirs ab.

Die Ölproduktionsrate unter elastischen Wasserdruckbedingungen im Entwicklungsstadium II überschreitet normalerweise nicht 5–7 % pro Jahr der NIZ (siehe Abbildung 9). Bis zum Ende der Hauptentwicklungsperiode werden typischerweise etwa 80 % der förderbaren Reserven gefördert. Die Ölproduktion geht mit einer intensiveren Bewässerung der Produkte einher als im Wasserdruckmodus. Der Wert des Wasser-Öl-Faktors kann am Ende der Entwicklung 2 bis 3 erreichen. Die Werte des endgültigen Ölrückgewinnungsfaktors überschreiten normalerweise 0,5 bis 0,55 nicht. Das natürliche elastische Wasserdruckregime, das bis zum Ende der Entwicklung anhält, ist charakteristisch für die Ablagerungen der Oberkreide in der Region Grosny, der Ostukraine und anderen Gebieten.

3. Gasdruckmodus

Das Gasdruckregime ist ein Regime des Ölanteils einer Gasöllagerstätte, bei dem Öl aus der Formation unter dem Einfluss des im Tankdeckel enthaltenen Gasdrucks verdrängt wird. Infolge einer Verringerung des Lagerstättendrucks im Ölteil der Lagerstätte dehnt sich der Tankdeckel aus und es kommt zu einer entsprechenden Abwärtsbewegung des gaskondensierenden Öls. Der Expansionsprozess des Tankdeckels kann durch das Eindringen von aus dem Öl freigesetztem Gas in den Tankdeckel etwas verstärkt werden. Da in Öl- und Gaslagerstätten der Sättigungsdruck oft nahe dem anfänglichen Lagerstättendruck liegt, ist der Lagerstättendruck kurz nach Beginn der Entwicklung niedriger als der Sättigungsdruck, was zur Folge hat, dass gelöstes Gas aus dem Öl freigesetzt wird; Bei hoher vertikaler Durchlässigkeit der Formation füllt Gas die Kappe teilweise wieder auf.

Das Regime in seiner reinen Form kann in Lagerstätten wirken, die keine hydrodynamische Verbindung mit dem Randbereich haben, oder mit sehr schwacher Aktivität der regionalen Gewässer. Geologische Bedingungen, Beitrag zur Manifestation des Gasdruckregimes:

ü das Vorhandensein eines großen Tankdeckels mit ausreichender Energie, um Öl zu verdrängen;

ü erhebliche Höhe des Ölanteils der Lagerstätte;

ü hohe vertikale Durchlässigkeit der Formation;

ü niedrige Viskosität des Lagerstättenöls (nicht mehr als 2 – 3 MPa×s).

Das Volumen des Ölanteils der Lagerstätte während ihrer Entwicklung wird durch die Absenkung des Gasölkondensats reduziert. Die Größe der ölführenden Fläche bleibt konstant (Abbildung 10 a).

Typ