Поисково-разведочное бурение

Поисково-разведочное бурение помогает выяснить предварительно объем работ по созданию эксплуатационной скважины.С помощью поисковых скважин можно произвести геофизические исследования, то есть составить литологическую колонку, произвести разведку воды, углеводородов и грунта. По полученным данным определяется наличие воды, нефти и глубина водоносного горизонта; появляются сведения о характеристиках залегания слоев почв над пластом и под ним. Кроме того, разведывательные геологические скважины помогают определить конструкцию будущей скважины и оценить объем работ по бурении.

Сейсмика для уточнения строения месторождения.

Разработки беспроводной системы датчиков нового поколения, предназначенных для получения сейсмических данных очень высокой плотности при поиске и оценке размеров залежей нефти и газа. Данная технология совершенствует традиционные методы 3D-сейсморазведки и предназначена прежде всего для проведения наземных сейсмических исследований. Эффект предполагается достичь за счет использования большого количества высокочувствительных сенсоров, объединенных в беспроводную сеть. Помимо высокой плотности покрытия такое количество датчиков позволит эффективно удалять посторонние шумы.

Геологическая модель месторождения.

Там, где сбор двухмерных данных осуществляется вдоль отдельных линий, при трехмерном сборе и обработке данных получающиеся многослойные и мигриро-ванные трассы размещаются на прямоугольной решетке с малым шагом, которая охватывает область разведки. Высокая плотность трасс, находящихся близко друг от друга, дает исследователю подробную информацию о трехмерном подземном участке. Из объемного изображения можно выделить любое желаемое сечение для рассмотрения и анализа. Таким образом, исследователь имеет возможность анализировать близко расположенные сечения вдоль любой основной оси прямоугольной сетки, а не полагаться на данные интерполяции при охвате больших расстояний между точками измерений.На основе объемного изображения легко построить вертикальные сечения вдоль любого зигзагообразного разреза, например обводной линии, соединяющей места скважин. При этом сечения, выделенные для анализа, не обязаны быть вертикальными.Полный обзор структуры, в частности разрывных нарушений, можно получить, делая горизонтальные разрезы объемного изображения на фиксированных расстояниях друг от друга, а также такие сейсмические характеристики, как амплитуда, доминирующая частота и производный объем интервала, могут быть нанесены на карту и представлены вдоль криволинейных поверхностей отражающего горизонта.

 

Подсчёт запасов.

По народнохозяйственному значению запасы нефти, газа, кон­денсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промыш­ленное значение, подразделяются на две группы, подлежащие са­мостоятельному подсчету и учету:

балансовые —запасы месторождений (залежей), вовлече­ние которых в разработку в настоящее время экономически целе­сообразно;

забалансовые —запасы месторождений (залежей), вовле­чение которых в разработку в настоящее время экономически не­целесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное зна­чение, подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы.

Извлекаемые запасы - часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании сов­ременных технических средств и технологии добычи с учетом до­пустимого уровня затрат (замыкающих) и соблюдения требова­ний по охране недр и окружающей среды.

Классификация запасов месторождений нефти и газа по размерам

Месторождения	Запасы
извлекаемые нефти, млн. т	Балансовые газа, млрд. м3
Уникальные Крупные Средние Мелкие	Свыше 300 30—300 10—30 До 10	Свыше 500 30—500 10—30 До 10

Свойства нефти.

Нефть и нефтяной газ - это смесь углеводородов (соединений углерода с водородом). Известно множество соединений углерода с водородом, различающихся характером сцепления атомов углерода и водорода и их числом в молекуле. В зависимости от этого одни углеводороды при нормальных условиях (760 мм.рт. ст. и t=20) находятся в газообразном состоянии (природный и нефтяной газы), другие в жидком (нефть) и имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях). В среднем в нефти содержится 82-87% углерода (С), 11-14% водорода (Н) и 0.4-1.0% примесей - соединений, содержащих кислород, азот, серу, асфальтовые и смолистые вещества.
При подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряются самые легкие - бензиновые фракции, затем более тяжелые - керосиновые, соляровые и т.д. Считают, что фракции нефти, кипящие в интервалах 40-200С - бензиновые, 150-3000С - керосиновые, 300-4000С - соляровые, при 4000С и выше - масляные.

По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы:
малосмолистые - содержание смол не более 18%
смолистые - содержание смол от 18 до 35%
высокосмолистые - содержание смол более 35%

По содержанию парафина нефти делятся также на три группы:

беспарафинистые - содержание парафина до 1%

слабопарафинистые - содержание парафина от 1 до 2%

парафинистые - содержание парафина более 2%

Содержание в нефти большого количества смолистых и парафинистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.

По содержанию серы нефти подразделяются на:
малосернистые - содержание серы до 0.5%
сернистые - содержание серы от 0.5 до 2.0%
высокосернистые - содержание серы более 2.0%

Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их качество, вызывает осложнения в добыче нефти. О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее плотности. Плотность характеризуется массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м3 наиболее ценные, т.к. обычно в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.

Важнейшее физическое свойство любой жидкости, в том числе и нефти - вязкость, т.е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую и кинематическую вязкости.
За единицу динамической вязкости принимается вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1Н 9Ньютон) на площади 1 м2 между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1м/сек. Разномерность динамической вязкости: [m]=Па.с. (Паскаль-секунда).Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Па.с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей мПа.с (миллипаскаль.секунда). так, вязкость пресной воды при температуре +200С составляет 1мПа.с. Вязкость нефтей добываемых в России в зависимости от характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа.с (0.1-0.2 Па.с) и более.
Кинематическая вязкость - отношение динамической вязкости к плотности, измеряется в м2/с. Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерение проводят обычно путем сравнения времени истекания из отверстия вискозиметра Энглера равных объемов исследуемой жидкости и воды. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости оВYt, где индекс t указывает температуру измерения.За число градусов условной вязкости при данной температуре принимают отношение времени истечения из вискозиметра Энглера 200 см3 испытуемой жидкости ко времени истечения 200 см³ воды из того же прибора при температуре 200С.

С повышением температуры вязкость нефти (как и любой другой жидкости) уменьшается. С увеличением количества растворенного газа в нефти вязкость нефти также значительно уменьшается.
На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличение температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило, всегда содержится определенное количество растворенного газа. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях всегда меньше, чем вязкость на поверхности.

Сырая нефть содержит некоторое количество растворенного газа, который соответствует по составу и строению природным газам и состоит из легких парафиновых углеводородов. Жидкая фаза сырой нефти содержит сотни углеводородов и других соединений, имеющих точку кипения от 38° С до примерно 430° С, причем процентное содержание каждого из углеводородов невелико. Например, бензиновая фракция может содержать до 200 индивидуальных углеводородов, однако в типичном бензине присутствует лишь около 60 углеводородов – от метана с т. кип. –161° С до мезитилена (ароматического углеводорода), с т.кип. 165° С. Они включают парафины, циклопарафины и ароматические соединения, но олефины отсутствуют. Огромный труд, необходимый для анализа состава углеводородов бензинов, делает практически невозможным проведение этих исследований при обычных шаблонных определениях. Что касается соединений, кипящих при температурах выше 165° С, присутствующих в керосине и высококипящих дистиллятах и остатках, трудности идентификации отдельных компонентов возрастают из-за большого количества соединений, перекрывания их температур кипения и возрастающей тенденции высококипящих соединений к разрушению при нагревании. Поэтому все горючие нефтяные продукты подразделяются на фракции по температурным пределам их кипения и по плотности, а не по химическому составу.

Соединения, присутствующие в асфальтах и подобных им тяжелых остаточных продуктах, чрезвычайно сложны. Анализы показывают, что они представляют собой полициклические соединения.