Рисунок 3 - Нефтяная залежь в рифе.
Рисунок 4 -Нефтяная залежь в трещиноватых магматических породах.
Рисунок 5 - Нефтяные залежи в соляных куполах. Черным показана нефть.
Рисунок 6 - Геологический разрез месторождения «Нефтяные Камни» в Каспийском море вблизи г. Баку.
Залежи могут быть различными и по физическому состоянию флюидов: однофазовыми — газовыми, газо-конденсатпыми, нефтяными (рисунок 6), двухфазовыми — в зависимости от соотношения фаз: нефтяными с «газовой шапкой» или, наоборот, газовыми с нефтяной оторочкой. При этом, поскольку в газе, особенно в двухфазовых залежах, часто содержится большое, количество конденсата, то обычно такие залежи называют газоконденсатно-нефтяными, газоконденсатными с нефтяной оторочкой и т. д. (рисунок 7). В пределах месторождений залежи могут чередоваться самым различным образом: над и под нефтяной залежью могут располагаться газоконденсатные или, наконец, эти залежи чередуются между собой. Максимальные известные в настоящее время глубины распространения залежей достигают 7 км [2].
Размеры месторождений в плане могут колебаться в больших пределах: от нескольких сотен метров до десятков и даже сотен километров. Так, гигантское нефтяное месторождение Гхавар в Саудовской Аравии, содержащее более 30 млрд. т нефти, приурочено к ловушке, протягивающейся более чем, на сотню километров при ширине 50—60 км [2].
Рисунок 7 - Залегание газа, содержащего конденсат и нефти в Уренгойском месторождении Породы: 1 — преимущественно песчаные. 2—преимущественно глинистые. 3 — переслаивание глинистых и песчаных пород, 4 — газ, содержащий конденсат, 5 — нефть.
Крупнейшее в СССР Уренгойское газовое месторождение протянулось на 170 км при ширине 30—50 км и обладает запасами почти 6 трлн. м3. Этого количества газа хватило бы, чтобы обеспечить потребность Москвы в газе в течение 353 лет или всего мира в течение 4 лет (по потреблению 1979 года). Говоря о запасах нефти и газа в месторождениях, следует иметь в виду, что никогда не удается извлечь полностью содержащиеся в них эти полезные ископаемые. Дело в том, что нефть, например, задерживается в уголках пор, в тупиковых каналах, просто на поверхности зерен породы, в более мелких порах и т. д. Количество извлеченной нефти по отношению к общему ее содержанию в месторождении может колебаться в весьма широких пределах — от 5 до 95% — и зависит от множества как природных, так и технических факторов: вязкости нефти, типа породы, в которой она находится, температу
ры и давления, содержания растворенных газов, частоты расположения эксплуатационных скважин, темпа отбора (т. е. количества ежегодно добываемой нефти по отношению к общему содержанию ее в залежах), темпа заводнения и т. д. При добыче нефти всегда приходится решать весьма сложный вопрос: какое количество ее можно добывать ежегодно из данного месторождения. Можно, например, в течение первых нескольких лет резко увеличить добычу, но в целом добыть из этого месторождения меньше и оставить в недрах больше нефти. То же относится и к количеству пробуренных на месторождении скважин: с одной стороны, чем больше их будет пробурено на месторождении, тем полнее будет извлечена нефть, с другой стороны, общее количество добытой с помощью одной скважины нефти будет снижаться и, следовательно, ее себестоимость будет возрастать (нужно учесть, что каждая скважина может стоить несколько сотен тысяч рублей). У нас в стране создано специальное научное направление — научные основы разработки нефтяных месторождений. В настоящее время в мире в среднем коэффициент извлечения нефти составляет примерно 33%, а по многим странам значительно меньше [2].
Коэффициент извлечения газа, естественно, значительно выше, чем нефти, но все же почти никогда не составляет 100%. В среднем он принимается равным 85%, но может быть значительно ниже и зависит как от природных факторов (состава содержащих газ пород, их пористости и проницаемости, наличия воды в пределах залежи, битумов, окисленной нефти и др.), так и от технических показателей (количества скважин, темпов отбора и т. д.). При интенсивном отборе газ, содержащийся в плохо проницаемых участках, может оказаться «зажатым» со всех сторон водой и не попадет в скважины, вследствие чего останется в недрах. По указанным причинам, говоря о запасах нефти и газа в месторождениях, обычно различают две их группы: геологические запасы, т. е. те количества этих полезных ископаемых, которые содержатся в недрах данного месторождения, и извлекаемые, т. е. те их количества, которые при современной технологии могут быть извлечены на поверх
ность. Запасы различают также и по степени разведанности месторождения, т. е. по вероятности подтверждаемости. Прежде чем переходить к описанию того, как ищут и открывают месторождения нефти и газа, следует отметить, что за более чем 120-летний период развития нефтяной промышленности в методах поисков и разведки произошли значительные изменения. Это связано, во-первых, с изменениями требований к месторождениям, а во-вторых, с успехами в развитии физических и других фундаментальных наук.
Как уже отмечалось, вначале нефть добывали с помощью колодцев, а затем из неглубоких скважин, стоимость которых была сравнительно небольшой. Поэтому даже те незначительные количества нефти, которые добывали с помощью этих выработок, давали прибыль, что содействовало развитию добычи. Однако с увеличением глубины бурения скважин и, следовательно, со значительным возрастанием их стоимости уже не любое количество получаемой с их помощью нефти оказывалось рентабельным. Чем глубже скважина, тем выше тот минимальный ее дебит, который будет рентабельным. Так, например, если скважина глубиной до 1000 м дает в сутки 1 т нефти, то она может оказаться рентабельной, но если такое же количество нефти дает скважина глубиной 4000—5000 м, стоимость которой может превышать 1 млн. рублей, то бурение ее будет экономически нерентабельным. Мало того, рентабельность добычи нефти и газа зависит еще от многих факторов: общего количества добываемых на месторождении нефти или газа, места расположения месторождения, удаленности его от путей сообщения, мест потребления, населенных пунктов и т. д. Так, если где-то на севере Западной Сибири, вдали от населенных пунктов, дорог и нефтегазопроводов, будет открыто нефтяное месторождение, из которого можно добывать не более 100 т нефти (или 100 тыс. м3 газа в сутки), то вряд ли будет рентабельной разработка его в настоящее время. Большое значение имеют также общие запасы нефти и газа на месторождении: если затраты на обустройство и эксплуатацию превышают стоимость добытых нефти и газа, то разрабатывать такое месторождение экономически нерентабельно. Если же мелкое месторождение нахо
дится, например, в районах промыслов Баку или Западной Украины и не требует существенных затрат на обустройство, то его разработка может быть рентабельной. Особые требования предъявляются к месторождениям, расположенным в акваториях: они должны иметь значительные запасы, чтобы оказались рентабельными затраты не только на бурение скважин, но и на создание эстакад, подводных трубопроводов, иногда и подводных хранилищ и т. д.
В начальный этап развития нефтяной промышленности поиски месторождений были сравнительно легким делом: вблизи выходов нефти на поверхности закладывались сначала колодцы, а затем и мелкие скважины, из которых, как правило, и добывали нефть. Однако по мере использования, таким образом, всех выходов поиски нефти становились все более затруднительными, пока не было установлено, что в таких районах нефтяные месторождения располагаются по определенным линиям, которые так и были названы «нефтяными линиями». После того как выяснилось, что нефть и газ занимают самые высокие участки в складках горных пород, их поиски получили научную, точнее, геологическую основу. Теперь уже надо было не искать мифические «нефтяные линии», а изучать геологическое строение территории и по получаемой на поверхности информации устанавливать места перегибов слоев на глубине, где и закладывать буровые скважины. Как правило, такие скважины давали фонтаны, если они были пробурены в районах, характеризующихся наличием других месторождений. Однако оказалось, что во многих районах вблизи выходов нефти не было обнаружено значительных по запасам месторождений. Так, на территории Грузии было выявлено несколько тысяч нефтепроявлений, но в результате бурения скважин удалось открыть лишь единичные, небольшие по запасам месторождения. После того как поисковыми работами были охвачены все районы вблизи выходов нефти, возник вопрос о том, нет ли месторождений и в других районах. Так постепенно появилась необходимость предварительной оценки перспектив нефтегазоносности новых регионов, в которых нет нефтепроявлений и еще не проводились поисковые работы. Примером прогнозов нефтегазоносности таких территорий, 
которые в дальнейшем блестяще подтвердились, явились предположения академика И. М. Губкина о нефтегазоносности Волго-Уральской провинции и Западной Сибири [2].
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
29-04-2015, 01:02