Cтраница 3
Очевидно, если пластовая температура выше критической, залежь углеводородов находится в газообразном состоянии; в противном случае в пласте содержится жидкая углеводородная фаза. В то же время по данным экспериментального изучения ряда модельных углеводородных смесей [62] видим, что незначительное изменение концентрации высококипящих углеводородов в системе заметно отражается на значении критической температуры. В результате при определении Ткр это может служить источником больших погрешностей. [31]
Автор изложенной концепции считает, что нефте-газопродуктивные кольцевые структуры обладают диаметром во многие сотни километров. Корреляции кольцевых структур диаметром менее 300 км с залежами углеводородов не наблюдается. Не установлена также связь скоплений нефти и гача с кольцевыми структурами, диаметр которых превышает 1 5 - 2 тыс. км. Анализируя закономерности размещения месторождений углеводородов с 16 наиболее изученными кольцевыми структурами, исследователь приходит к выводу о хом, что в их ареале располагается 80 - 98 % продуктивных площадей. Кольцевые структуры как бы подтягивают к себе углеводородные флюиды, принуждая их аккумулироваться в своих трещиноватых зонах. [32]
Формирование таких залежей обычно происходит в три этапа. На первом этапе в древней ловушке ( структурной стратиграфической, ли-тологической и др.) образуется залежь углеводородов. Затем происходит цементация водоносной части коллектора. Наконец, на заключительном этапе в результате структурных деформаций или регионального наклона изолированная залежь оказывается в аномальном положении по отношению к современному структурному плану. [33]
В основу предлагаемого нами способа разработки нефтяных залежей положен принцип блочно-модульного строения продуктивного пласта, определяющего особенности его разработки. Каждый блок пласта, ограниченный системой разрывных нарушений, рассматривается как самостоятельный объект разработки, а залежь углеводородов как их совокупность во взаимосвязи и взаимообусловленности. При этом линеаментные зоны рассматриваются как взаимодействующие с блоками структуры, определяющие их геодинамическую, гидрогеохимическую активность, или как зоны повышенного экологического риска в условиях интенсивной техногенной нагрузки. Добывающие скважины ( а, следовательно, зоны отбора) располагают в указанных зонах. [34]
Применение легкофильтрующихся в поровую и трещинную среды изолирующих агентов на основе смол и растворимых полимеров из-за их сравнительно низкой термостабильности ограничивается, как правило, пластовыми темп-рами не выше 80 - 120 С. Образующиеся из них тампонирующие материалы не подвергаются деструкции при темп - pax и давлениях, встречающихся в реальных залежах углеводородов. [35]
Развитие нефтяной промышленности страны предусматривает освоение глубокозалегающих горизонтов как один из важнейших источников ресурсов углеводородов, необходимых для поддержания добычи нефти на достигнутом уровне и ее повышения. Сказанное прежде всего относится к так называемым старым нефтяным районам с развитой нефтегазодобывающей промышленностью. В их пределах залежи углеводородов на глубинах 3 5 - 4 км практически разведаны и увеличение запасов связывается с глубинами более 4 5 км. Наиболее благоприятными в отношении нефтегазоносности больших глубин являются регионы, испытавшие в процессе своего геологического развития длительное и неравномерное прогибание, благодаря чему они выполнены чередующимися толщами терригенных, карбонатных и, возможно, галогенных пород, общая мощность которых значительно превышает 4 5 км. [36]
При бурении создается скважина, соединяющая пласты-ко / лекторы с дневной поверхностью и служащая для подъема пластовых жидкостей. Благодаря успехам бурения стали реально доступными для разработки залежи углеводородов на глубине 5 км и более. [37]
Мнения о роли структурных линий или линеаментов часто противоречивы. Считается, что зоны линеаментов и особенно их сгущения и пересечения характеризуются повышенной проницаемостью осадочных пород в вертикальном направлении. Вместе с тем именно к пересечениям линеаментов и глубинным тектоническим нарушениям приурочены залежи углеводородов, например, в Удмуртии и Ульяновском Поволжье широко распространены тектонические ловушки нефти и газа. Очевидно, что повышенная проницаемость этих зон от нижних до верхних горизонтов не способствовала бы образованию и сохранению этих залежей. [38]
Теперь, зная большое положительное влияние разломов на формирование месторождений нефти и газа, уже не приходится удивляться часто встречающейся в природе территориальной связи залежей углеводородов с разломами земной коры. Более того, изучив распространение запасов нефти и газа в зонах хорошо исследованных разломов, мы получим эмпирическим путем ширину той полосы в приразломной зоне, где накапливается максимальное количество нефти п газа. Обычно она не превышает 20 км, однако в верхних коллекторских пластах залежи углеводородов могут удаляться от зоны разлома на 40 - 60 км. [39]
Подавляющее большинство месторождений нефти и газа содержит в пласте воду. Как правило, вода занимает нижние части нефтяного или газового пласта, иногда встречаются также самостоятельные водоносные горизонты. Подошвенными, или краевыми, называются воды, находящиеся в пористой среде под залежью углеводородов и вокруг нее. [40]
Процесс биодеградации заключается в воздействии бактерий, содержащихся в метеорных водах, на нефть в зоне ВНК. Бактерии избирательно утилизируют легкие фракции нефти, которые в результате конвекции, обусловленной температурным фактором, оказываются в зоне ВНК, где бактерии наиболее активны. Конечным результатом, как и в остальных процессах, является образование асфальтоподобного слоя, формирующегося в подошве продуктивной части коллектора. Для того, чтобы аэробные бактерии могли существовать и развиваться в этих условиях, метеорные воды, в которых они находятся, должны содержать достаточное количество необходимых питательных веществ ( азота и фосфатов), а токсичные продукты, которые образуются в зоне ВНК, должны из этих вод удаляться. Важно подчеркнуть, что вымывающее действие воды, приводящее к образованию асфальтоподобного слоя, может проявляться и без процессов биодеградации. Это происходит в том случае, когда воды седимента-ционного происхождения, омывающие залежь углеводородов, движутся от центра бассейна к его бортам, или если метеорные воды, движущиеся к центру бассейна, не содержат аэробных бактерий. [41]
Анализируя причины неполучения изданном этапе промышленных притоков углеводородов в столь многочисленных скважинах, вскрывших фундамент на такие значительные мощности, можно констатировать следующее. Скважины заложены, в целом, в благоприятных условиях: на эрозионных выступах фундамента, вблизи крупных разломов, в зонах непосредственного контакта пород фундамента с потенциальными нефтегазообразующими осадочными толщами. В процессе бурения скважин выявлены многочисленные зоны пород-кол лекторе в, насыщенных пластовыми флюидами, установлена благоприятная геохимическая и гидрогеологическая характеристика разреза. Возможным объяснением неполучения притоков углеводородов может быть отсутствие благоприятного сочетания всех необходимых и достаточных геологических условий для формирования, размещения и сохранения скоплений нефти / газа. Без детального знакомства со всеми материалами трудно назвать те отдельные факторы, которых недостает. Возможно это генерационный потенциал нефтематеринских толщ; в работе этот вопрос детально не рассмотрен. Возможно отсутствие надежных флюидоупоров для залежи в фундаменте. Не рассмотрен в работе и вопрос о синхронизации формирования ловушки, коллектора, флюи-доупора, процессов генерации ОВ и миграций микронефти, формирования и сохранения залежи углеводородов. Возможны и другие причины. Безусловно, полученные материалы и проведенные исследовательские работы вносят серьезный вклад в решение проблемы нефтегазоносности фундамента. [42]