Образование месторождений нефти и газа (стр. 4 из 5)

С тех пор прогнозировались перспективы нефтегазоносности различных частей территории и акваторий нашей страны и многих других стран, и, как правило, они подтверждались открытием новых многочисленных месторождений нефти и газа. Периодически издаются карты перспектив нефтегазоносности нашей страны и других стран, на которых находят отражение все возможно нефтегазоносные территории и акватории. В настоящее время совершенно очевидно, что все участки земной коры, в пределах которых имеется достаточно мощная толща осадочных пород (или так называемые осадочно-породные бассейны), можно считать потенциально нефтегазоносными. Но более определенная оценка может быть дана лишь на основе изучения геологического строения и истории геологического развития такой территории или акватории. Вот почему первым этапом работ, проводимых с целью оценки перспектив нефтегазоносности, является изучение геологического строения и геологической истории региона с использованием всей доступной информации, включая сведения, получаемые с помощью искусственных спутников Земли. Если такой информации недостаточно, необходимо бурить так называемые опорные и параметрические скважины, с помощью которых можно определить, какие породы и на каких глубинах залегают, какова мощность осадочных отложений, могут ли они содержать нефть и газ и т. д. Однако такие скважины дают лишь «точечную» информацию, т. е. позволяют определять глубину залегания и состав пород в данной точке. Между тем, как отмечалось, важно знать характер залегания пластов в пространстве. Поскольку породы, слагающие пласты, обладают различными физическими свойствами (плотностью, электропроводностью, магнитностью и т. д.), то изменение глубины их залегания влияет на характер физических полей. Так, если соль, обладающая минимальной среди горных пород плотностью, залегает вблизи дневной поверхности, то на этом участке будет также наимень

шей величина ускорения силы тяжести. От более плотных пород можно получить отражения искусственно вызванных сейсмических волн и тем самым прослеживать поверхности таких пластов, что определяется с помощью сейсмической разведки. Интерпретация геофизической и геологической информации позволяет определить мощность осадочных пород, их состав, условия залегания, высказать соображения о перспективах нефтегазоносности крупных территорий и акваторий и даже наметить наиболее перспективные области и районы, в которых следует в первую очередь проводить поисковые работы. Таким путем, например, проводились работы в Западной Сибири и Средней Азии, где сначала были пробурены опорные скважины и одновременно проведены геофизические исследования, а затем уже начались собственно поиски месторождений. Однако от этих работ до поисков месторождений нефти и газа довольно далеко, хотя нередко бывает, что первыми опорными скважинами открывают месторождения. Обычно эти месторождения небольшие, как правило, характеризуют потенциальные возможности крупных территорий и акваторий. Дело в том, что месторождения нефти и газа занимают лишь небольшую площадь, не более 1—3%. Совершенно очевидно, что невозможно разбурить поисковыми скважинами всю территорию с целью слепого поиска месторождений. Поэтому все усилия геологов-нефтяников и газовиков направляются на повышение степени вероятности открытия месторождений нефти и газа первыми же скважинами.
К сожалению, пока еще не закончена разработка прямых методов поисков месторождений нефти и газа, в связи, с чем сначала приходится намечать места возможного наличия месторождений и лишь с помощью поисковых скважин окончательно определять их наличие или отсутствие на данном участке. С этой целью проводят детальные сейсмические работы, которые позволяют определить характер залегания пород на интересующей площади и места образования ими повышенных частей ловушек. В этих точках закладывают буровые скважины для окончательного выяснения наличия (или отсутствия) в разведуемой части территории месторождения нефти и газа [2].

Следует сказать об одной опасности, которая подстерегает разведчика при поисках нефти и газа. Дело в том, что при определенных условиях бурения и испытания скважин можно пропустить залежь нефти или газа, в связи с чем прийти к неправильному выводу об ее отсутствии в районе пробуренной скважины. Дело в том, что в процессе бурения скважины через долото прокачивается промывочная жидкость, которая выполняет одновременно несколько функций: охлаждает долото, выносит образующиеся в результате разрушения пород обломки и одновременно «штукатурит» стенки скважины, создавая на них давление и тем самым, предотвращая их обрушение и поступление в скважину воды из пересеченных водоносных горизонтов.
Как правило, плотность промывочной жидкости колеблется в пределах 1,15—1,25 г/см3, благодаря чему на глубине 2000 м давление на забое скважины составляет 23—25 МПа. Если давление в нефтеносном или газоносном пласте будет выше этой величины, то нефть и газ будут поступать в скважину, и можно будет установить наличие залежи в случае ее пересечения скважиной. Однако в тех случаях, когда давление в пласте будет ниже давления жидкости в стволе скважины, жидкость из скважины будет поступать в пласт и оттеснит находящиеся в нем нефть и газ. При этом она может настолько плотно «заштукатурить» стенки скважины, что нефть и газ не смогут поступать из пласта в скважину, и создастся впечатление об отсутствии их в недрах. Разобщение скважины с пластом может быть обусловлено еще рядом причин, таких, например, как смыкание трещин в пласте из-за увеличения сжимающего давления в стенках скважин и других. Если в первом случае необходимо снижать плотность промывочной жидкости, то во втором, наоборот, нужно ее повышать. В случае бурения скважин с промывкой раствором, имеющим недостаточную плотность при вскрытии нефтеносного и особенно газоносного горизонтов, может начаться фонтанирование, чрезвычайно опасное как для людей, работающих на буровой, так и для окружающей среды, особенно если скважина бурится в акватории. Общеизвестно, какой вред причинили подобные аварии у берегов Калифорнии (США), в норвежском секторе [2].

3 Классификация месторождений нефти и газа

Месторождения нефти и (или) газа подразделяют по разным признакам: по запасам УВ-сырья; числу залежей; генезису и строению структурных форм, с которыми они связаны; составу флюидов; геотектоническому положению и др [3].

По величине запасов УВ-сырья месторождения в нашей стране подразделяются на мелкие, средние, крупные и уникальные. Это связано с тем, что до 1983 г. в СССР классификация месторождений проводилась по величине геологических запасов и граничные значения месторождений в той или иной категории были другими: средние 10-50, крупные 50-100, крупнейшие 100-500, гигантские 500-1000, уникальные более 1000 (нефти в млн т, газа в млрд м3). В США выделяются другие категории по крупности месторождений: А, В, С, D, E, F, причем граничные значения их несравненно ниже. Например, к категории D относятся месторождения с извлекаемыми запасами нефти 0,135—1,35 млн т, газа 0,17—1,7 млрд м3; гигантскими считаются месторождения нефти с извлекаемыми запасами свыше 13,5 млн т (100 млн баррелей), газа — свыше 1,7 млрд м3 (60 млрд фут3). По типу флюидов месторождения подразделяются согласно фазовому составу таковых в залежах, т.е. выделяются нефтяные, газовые, газоконденсатные, если все залежи имеют один фазовый состав. Чаще встречаются месторождения, в которых присутствуют флюиды разного типа. При характеристике месторождения такого типа на первое место ставится флюид с наименьшей величиной запасов. Месторождения включают залежи, приуроченные к ловушкам разной формы и различного генезиса, поэтому ни одна из известных классификаций не охватывает всего многообразия месторождений. Типизация месторождений нефти и газа, в основу которой положена классификация месторождений, в которой используются два основных признака — генетический и морфологический. Наиболее крупные категории — типы выделяются на генетической основе, т.е. по процессам, приводящим к формированию тех или иных структурных форм-ловушек, которые доминируют в пределах данного месторож

дения. При оценке перспектив нефтегазоносное какой-либо территории и планировании поисково-разведочных работ этот признак позволяет судить о степени вероятности присутствия месторождений с определенной генетической характеристикой их структурных форм в данной геологической ситуации. Подразделение типов месторождений на классы производится на основании характеристики строения структурных элементов, которыми выражены месторождения, причем в одних типах этот признак является морфологическим в других — генетическим, а чаще — морфогенетическим, т.е. морфология ловушки и залежи определяется генезисом того или иного структурного элемента. С практической точки зрения целесообразно выделить в качестве класса месторождений их совокупность, отличающуюся от всех остальных месторождений одинаковыми чертами строения и определяемым этими чертами типичным комплексом ловушек [3].

Совокупность ловушек, характерная для каждого класса месторождений, была установлена на основе анализа хорошо изученных, характерных и по возможности крупных месторождений. В их совокупность, типичную для данного класса месторождений, были включены наиболее часто встречающиеся разновидности ловушек, отмеченные не менее чем в 50% учтенных месторождений этого класса [3].