МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ ІВАНО-ФРАНКІВСЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ
НАФТИ І ГАЗУ
B.C. Бойко
РОЗРОБКА ТА ЕКСПЛУАТАЦІЯ НАФТОВИХ РОДОВИЩ
Бидання 3-є доповнене
ЗАТВЕРДЖЕНО МІНІСТЕРСТВОМ ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ ЯК ПІДРУЧНИК ДЛЯ СТУДЕНТІВ СПЕЦІАЛЬНОСТІ “ВИДОБУВАННЯ НАФТИ І ГАЗУ”
Київ «Реал-Принт» 2004
Світлій пам ’яті
моїх батьків - матері Софії Василівни батька Степана Захаровича -
присвячую
Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ Підручник - 3-є доповнене видання -К «Реал-Принт», 2004-695с
Подано комплексне уявлення про розробку та експлуатацію нафтових родовищ і супутні техноіопчні процеси Описано процеси розробки нафтових родовищ, технолої по і техніку підтримування пластового тиску та підвищення нафто вилучення із пластів, способи і технології експлуатації свердловин, їх дослідження і ремонт Розкрито основи теорії піднімання багатофазних потоків у стовбурі свердловини Висвітлено питання збирання і підготовки нафти, газу і води на промислах
Для студентів вищих навчальних закладів III-IV рівня акредитації, що навчаються за спеціальністю 7 09 03 04 “Видобування нафти і газу”
Підручник може бути також використаний аспірантами, науковцями та інженерно-технічними працівниками, а також студентами суміжних спеціальностей
і спеціалізацій
Іл 84 Табл 8 Біблюгр 15 назв.
Рецензенти
д-р техн наук, проф Яремшчук PC (Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу)
д-р техн наук Дорошенко В М (ВАТ “Укрнафта”)
д-р техн наук Акульшин О О (ВАТ “Український нафтогазовий інститут")
Гриф надано Міністерством освіти і науки України (лист № 1/11-3945 від 15 09 2003р)
Рекомендовано Вченою Радою Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу (протокол № 5/393 від 5 червня 2002р)
©ВС Бойко, 2004
Глава 1. ВИРОБНИЧИЙ ПРОЦЕС РОЗРОБКИ ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ РОДОВИЩ
§ 1.1 Умови здійснення виробничого процесу
Процес розробки та експлуатації нафтових родовищ (інакше процес видобування нафти) - це сукупність усіх діянь людей і засобів виробництва, які потрібні для видобування нафти Із надр на поверхню Землі й одержання товарної продукції.
Цей процес реалізується в конкретних умовах кожного родовища зокрема, які визначають той чи інший спосіб реалізації процесу. Умови реалізації процесу проявляються через певні параметри чи їх систему.
З позицій технології, техніки і економіки процесу видобування нафта ці параметри умовно можна поділите на три групи: гірничо-геологічні, економіко-географічні та соціально-економічні.
Гірничо-геологічні параметри
Серед гірничо-геологічних параметрш основними стані:
1) геометрія родовища (форма, площа і висота родовища, розчленованість на окремі поклади і продуктивні пласти, глибина залягання);
2) власнії«VII колекторів (ємнісні - пористість, нафтонасиченість; фільграційні - проникність; літологічні - гранулометричний склад, питома жжс|і\іш, карбонати геть; фізичні - механічні, теплофізичні та Ін,);
3) фізико-хімічнІ властивості флюїдів;
4) енергетична характеристика родовища;
5) величина і густота запасів нафти.
Покпадом називається природне локальне одиничне скупчення нафти в одному або кількох сполучених між собою пластах- колекторах, тобто в гірських породах, здатних вміщувати в собі та віддавати в процесі розробки нафту.
Родовище - це сукупність одиничних покладів нафти, які належать до одного або кількох природних пластів, приурочених до одного стратиграфічного комплексу і розміщених на одній локальній площі. Родовище може бути одно- або багатопластовим. У середньому на одне родовище припадає біля трьох покладів. Товщина продуктивних пластів змінюється від кількох метрів до десятків, а Інколи і сотень метрів. Розміри родовищ у середньому становлять; довжина - 5...10 км, ширина - 2...З км, висота (поверх нафтогазоносності) - 50..,70 м.
Глибиною залягання родовища, в основному, визначаються температура і тиск у покладах. Вони зумовлюють фазові співвідношення нафти, газу і конденсату в пластових умовах. Розрізняють однофазні і двофазні поклади. Серед них залежно від фазового стану за стандартних умов І складу основних вуглеводнів у надрах виділяють поклади (родовища):
- газові, які містять тільки газ;
- газоконденсатні, в газі яких міститься газоконденсат;
- нафтові з різним вмістом розчиненого газу (як правило, менше 200-250 м7т, а іноді для покладів перехідного стану і більше, коли вуглеводні за своїми фізичними властивостями - в’язкістю й іустиною - в пластових умовах близькі до критичного стану і займають проміжне положення між рідиною та газом);
- газонафтові (чи нафтогазові) за різного співвідношення запасів нафти (у нафтовій облямівці) і газу або газоконденсату (в газовій шапці), причому в перших основна частина нафтова, а газова займає менший об’єм, у других газова частина за об’ємом перевищує нафтову;
- нафтогазоконденсаггні, які містять нафту, газ і газоконденсат.
Густина нафти в нафтових покладах перехідного стану становить
425-650, у нафтових - 625...900 та у нафтових важкої нафти і твердих
з
вуглеводнів - понад 875 кг/м.
У розміщенні покладів нафти і газу часто спостерігається певна глибинна І площова закономірність. Земля, як планета, вмішує три геосфери - ядро, мантію і земну кору. Товщина останньої становить на суші 30-70 км І в межах океанів 5... 10 км. Поклади нафти і газу пов’язані з верхнім, осадовим шаром земної кори, або із стратисферою, тобто із стратифікованою частиною земної кори, поділеною на стратиграфічні комплекси, пласти, шари тієї чи іншої величини. Стратифікація, або шаруватість, є загальною властивістю нафтогазоносних товщ, оскільки вона виникає не лише внаслідок осадоутворення, але й з інших причин (нерівномірний ріст організмів у коралових рифах, чергування більш або менш змінених зон у корі вивітрювання І т.д.).
У 60-70-х роках геологами виявлено глибинну (вертикальну) зональність розміщення покладів нафти і газу в товщі осадових порід. Виділено чотири зони покладів за глибиною розміщення:
1 - переважно чистого газу, а також нафти, часто важкої (до 1350... 1500 м,іноді-до 1900м);
2 - в основному легкої нафти і іноді конденсатного газу (до 4000...4500 м, іноді - до 6000 м);
3 - переважно конденсатного газу і подекуди дуже легкої нафти (до 5000...6000 м, рідко - глибше);
4 - сухого (метанового) газу (мабуть, до підошви осадової товщі).
Ця закономірність може порушуватися внаслідок складного
тектонічного зміщення порід, насування одних стратиграфічних комплексів на інші, як у Карпатах. Виявлено також належність нафтових родовищ до великих тектонічних розломів земної кори, з віддаленням від яких розміри (величина запасів) родовищ зменшуються.
На території України виділено три нафтогазоносні регіони: Дніпровсько-Донецький, Карпатський і Причорноморсько-Кримський, Видобування нафти пов’язано, в основному, з першими двома регіонами.
Нафтові родовища Карпатського регіону, точніше Передкарпатгя, характеризуються багатопластовіспо, великою товщиною продуктивного розрізу (до 600 м), низькими колектореькими властивостями
1 ► -З
(коефіцієнт пористості 7-15%, коефіцієнт проникності (ОД-20)' 10
мкм), надзвичацною літолопчною мінливістю порщ по площі та
* з
розрізу, високим газовмістом нафти (100-500 м/т), тектонічною і літологічною Є(фанованістю покладів, відсутністю, як правило, активних законтурних вод, близькими значинами початкового пластового тиску і тиску насичення нафти газом.
У стратиграфічному розрізі виділяють два стратиграфічних багато- пластових природних резервуари - олігоценовий і еоцен-палео- ценовий, У перщому із них міститься 70% розвіданих запасів нафти усього регіону, а в нижньому еоцен-палеоценовому - 91,2% розвіданих запасів природного газу. Родовища залягають на глибинах від денної поверхні до 80СЮ-11000 м. Нафти в основному парафінисті (вміст парафіну сягає ] 5%), високосмолисті (2-30%), із значним вмістом легких вуглсікипів і порівняно невеликою кількістю асфальтенів і
- - З
сірки (від со і их часток до 1,2%; густина пластової нафта 575-778 кг/м, динамічний коефіцієнт в’язкості пластової нафти 0,375-3,54 мПа с).
Родовища Д/ітровсько-Донєцького регіону, який пов’язаний із Дніпровсько-Донецькою западиною, відзначаються більшою різноманітністю геологічних умов. Коефіцієнт пористості деяких покладів сягає 20-23%, коефіцієнт проникності - І мкм і більше. Часто тектонічними порушеннями поклади розбиті на блоки. Продуктивні горизонти й окремі пласти мають відносно невеликі товщини (від 35 до
20...30 м), часто з газовими шапками і підошовними водами. У багатьох покладах початковий пластовий тиск значно перевищує тиск насичення нафти газом. Режим роботи покладів - від пружно- замкненого до активного водонапірного. З глибиною спостерігається кількісна переаага газових і газоконденсатних родовищ над газонафтовими.
Характерного особливістю нафтових родовищ України є належність більшості із них до теригенних колекторів і мала в’язкість пластової нафти (динамічний коефіцієнт в’язкості є основному до 5 мПас). Карбонатні колектори і важкі високов’язкі нафти зустрічаються лише в деяких родовищах. До низькопроникних колекторів належать 37% поточних запасів нафти (практично усі родовища Передкарпаття). Деяким родовищам характерна, тією чи іншою мірою, досить виражена тріщинуватість колектора.
Розмір і багатопластовість родовищ разом з ємнісними властивостями колекторів визначають у цілому величину І густоту запасів нафти, а в поєднанні з глибиною залягання зумовлюють вибір системи розробки та способів видобування нафти.
Високою ефективністю характеризується видобування нафги з багатопластових родовищ, які містять великі запаси нафти, що зосереджені на відносно невеликих плотах в окремих багатих покладах, тобто характеризуються великою густотою запасів. За величиною видобувних запасів (у млн.т.) родовища нафти умовно, в останній час, поділяють на дуже дрібні (до 1,0), дрібні (1-5), невеликі (5-10), середні (10-30), великі (30-100), дуже великі (100-300) та унікальні (понад 300). Великим, дуже великим і унікальним родовищам належить провідна роль у світовому балансі запасів.
За промисловим значенням запаси нафти поділяються на групи: балансові (нормально економічні) запаси, які на момент підрахунку можна, згідно з техніко-економічними розрахунками, економічно ефективно видобути і використати за умови застосування сучасної техніки і технології видобування та переробки вуглеводневої сировини, що забезпечують дотримання вимог раціонального використання надр і охорони навколишнього природного середовища;
умовно балансові (обмежено економічні) запаси, ефективність видобування і використання яких на момент оцінки не може бути
однозначно визначена, а також запаси, що відповідають вимогам до балансових запасів, але з різних причин не можуть бути використані на момент оцінки. Зокрема, використання цієї групи запасів можливе в разі надання пільгових умов видобування або іншої підтримки інвесторів з боку держави;
позабалансові (потенційно економічні) запаси, ефективність видобування і використання яких на момент оцінки є економічно недоцільними, але в майбутньому вони можуть стати об’єктом промислового значення;
з невеликим промисловим значенням (можливо економічні) запаси, для яких виконано тільки початкову геолого-економІчну оцінку з використанням припущених технологічних та економічних вхідних даних.
За ступенем геологічної вивченості запаси нафти поділяються на дві групи - розвідані запаси і попередньо розвідані.
Розвідані запаси - це обсяги нафти і газу, кількість, якість, технологічні властивості, гірничо-геологічні та інші умови залягання яких вивчено з повнотою, достатньою для складання проектів розробки і облаштування родовищ. Серед них за зменшенням ступеня розвіданості виділяють запаси категорії А, В і Сі. Розвідані запаси є підставою для проектування будівництва видобувного підприємства і проведення промислової розробки родовища (покладу). Розвідані запаси визначаються за даними закінченої геологічної розвідки та дослідно-промислової розробки.
Попередньо розвідані запаси - це група запасів нафти і газу, кількість, якість, технологічні властивості, гірничо-геологічні та інші умови залягання яких вивчено з повнотою, достатньою для техн іко-економ іч ного обгрунтування промислового значення родовища. Попередньо розвідані запаси є основою для обґрунтування доцільності подальшої розвідки.
Попередньо розвідані запаси можуть бути проіндексовані літерою категорії запасів Сі- Попередньо розвідані запаси використовуються для визначення перспектив родовища, планування геологорозвідувальних робіт чи геолого-промислових досліджень і за умов значної складності геологічної будови для проектування розробки покладів.
Із збільшенням глибини залягання родовища зростають витрати на будівництво та обладнання свердловин, ускладнюються умови піднімання нафти з глибини на поверхню тощо. Глибокими називають свердловини з глибиною від 4500 до 7500 м, надглибокими - від 7500 до 15000 м.
Властивості колекторів і флюїдів зумовлюють систему розробки родовища, дебіти свердловин, повноту видобування нафти з надр, процеси її видобування та ін.
На техніку видобування нафти істотно впливають надходження піску з пласта у стовбур свердловини, випадання з нафти і відкладення парафіну, відкладення мінеральних солей, кородуючі властивості флюїдів та ін.
Проникність у комплексі з товщиною пласта і в’язкістю нафти визначає дебіт свердловин. За початковими значинами дебіту (в т/добу) розрізняють низько- (до 7), середньо- (від 7 до 25), високо- (від 25 до 200) і надвисокодебітні (понад 200) нафтові поклади.
Економіко-географічні параметри
Економіко-географічні і соціально-економічні параметри мають основне значення з вирішення питань розміщення та розвитку нових нафтовидобувних районів.
Під економіко-географічними параметрами розуміють територіальне розміщення родовища. Воно характеризується:
1) віддаленістю площі родовища від економічно розвинутих районів;
2) кліматом, рельєфом місцевості, характером грунту І рослинності, сейсмічністю району;
3) ресурсами місцевих будівельних матеріалів, води, електроенергії;
4) економічною освоєністю району.
Економічна освоєність - це обжитість території в господарському відношенні (наявність промислових підприємств, запасів інших корисних копалин, продуктів харчування і т.п.), густота населення, наявність трудових ресурсів (вільної робочої сили), транспортних магістралей, систем енергопостачання. Перевагу віддають родовищам в освоєних промислових районах. Оскільки нафтова промисловість - дуже капіталоємна галузь, то такі родовища можуть бути освоєні за менших капі'галовкладень, без переселення і побутовлаштування великих контингентів людей.
Важливу роль в організації і виборі технології видобування відіграють рельєф місцевості, сейсмічність, заболоченість або засушливість території, кліматичні умови, глибина вод у випадку розташування родовищ під дном моря чи океану. Території Карпат і Криму відносяться до сейсмічно активних районів.
Соціально-економічні параметри
Соціально-економічні параметри пов’язані з соціальним і економічним розвитком суспільства і, в основному, встановлюються урядом. Ці параметри охоплюють:
1) товарні якості нафти, газу та інших суиутних компонентів;
2) економічне й оборонне значення родовища;
3) соціально-історичну характеристику періоду розробки родовища
- це забезпеченість запасами нафти на даній території і в цілому по країні, науково-технічний прогрес у розвитку технології і техніки видобування нафти, її перероблення та використання;
4) економічну політику держави щодо розвитку міжнародного співробітництва і т.д.
Товарні якості нафти (фракційний і груповий склади, вміст сірки і масел, теплота згорання) можуть визначити вибір технології і щорічні обсяги видобутку нафти, надати родовищу важливого господарського і оборонного значення. Від забезпеченості запасами (відношення суми залишкових видобувних запасів до річного видобутку нафти) залежать допустимий рівень витрат для видобування нафти (гранична собівартість, рентабельний дебіт свердловин), перспективи розвитку суміжних галузей, зміни структури паливно-енергетичного балансу країни, напрями науково-технічного прогресу в розвитку технології розробки нафтових родовищ і техніки видобування нафти, політика держави в середині країни і на світовому нафтовому ринку. У цілому дані параметри виражаються у вигляді технічного завдання на проектування розробки конкретного нафтового родовища.
На основі названих параметрів встановлюють промиагову цінність родовища, тобто економічну ефективність його розробки. Промислова цінність визначає черговість і час залучення в розробку кожного нового родовища для забезпечення абсолютного сумарного росту І компенсації природного зниження обсягів видобутку з конкретних родовищ. Промислова цінність харектеризуеться граничними значи- нами параметрів родовища, тобто їх кондиціями. Кондиції - категорія часова. Вони змінюються залежно від техніко-скономічного рівня розвитку нафтової промисловості, попиту на нафту. Зрозуміло, що за умов ринкових відносин для встановлення економічної оцінки родовища виходять із світового рівня цін на нафту, хоч дефіцит нафти в окремій державі може вносити корективи щодо економічної оцінки.
Таким чином, параметри родовища визначають процеси видобування нафти; завдання технолога полягає в удосконаленні та підвищенні загальної техніко-економічної ефективності цих процесів з урахуванням конкретних природних умов і з безумовним дотриманням встановлених норм щодо охорони надр і довкілля.
§ 1,2 Режими роботи нафпгових покладів Джерела і характеристики пластової енергії
Енергія - це фізична величина, яка визначає здатність тіла виконувати роботу. Робота, стосовно нафтовидобування, є різницею енергії пласта або звільненою пластовою енергією, яка потрібна для переміщення нафти в пласті і далі на поверхню. Розрізняємо природну і, у випадку введення ззовні, з поверхні - штучну пластову енергію. Вони виражаються у вигляді потенціальної енергії та енергії пружної деформації.
Потенціальна енергія положення, Дж,
Еа=М8ИСГ, (1.1)
де М- маса тіла (пластової чи запомповуваної з поверхні води, нафти,
вільного газу), кг; g - прискорення вільного падіння, м/с2; йст - висота, на яку піднято тіло порівняно із довільно вибраною площиною початку відліку (дня рідинних тіл це гідростатичний напір), м.
Оскільки маса тіла дорівнює добутку об’єму та густини,
М = Ур, (1.2)
а добуток
Рг*ст =Р. О-3)
то потенціальна енергія положення дорівнює добутку об’єму тіла та
створеного ним тиску
ЕП=У^ИСТ=ур, (1.4)
З З
де К-об’ємтіла, м; р - густина тіла, кг/м;/?-тиск, Па.
Отже, чим більша маса тіла Л/, висота його положення (напір) /гст або об’єм тіла V і створюваний ним тиск р, тим більша потенціальна енергія положення.
Потенціальна енергія пружно і' дєформац й\ Дж
ЕЛ=РМ,
де Р =рр- сила, що дорівнює добутку тиску р, Па, на шіощу /\ м, Н;
(1.6)
(1.7)
Приріст об’єму за пружної деформації можна подати, виходячи із закону Гука, через коефіцієнт об’ємної пружності середовища:
Р = (1*8) V Ар
то потенціальна енергія пружної деформації
ЕД = §УрАр,
де Р - коефіцієнт об’ємної пружності середовища, Па"; Ар - приріст
тиску за зміни об’єму ДУ, Па.
Значить, чим більші пружнісіь і об’єм V середовища (води, нафти, газу, ' "|іоди), тиск р і можливе зниження тиску Ар, тим більша потенции іьна енергія пружної деформації.
Кількості пластової води і вільного газу визначаються розмірами відповідно водоносної області і газової шапки, а кількість розчиненого в нафті газу - об’ємом нафти Уц і тиском насичення ри нафти газом. Кількість розчиненого газу можна подати за законом Генрі
¥Г ~ ар^Н^Н’
або
Гг»Л>Гн,
де Уг - об’єм розчиненого газу в нафті, який зведений до нормальних умов, м3; Ор - коефіцієнт розчинності газу в нафті, причому його слід розглядати як функцію тиску Ор(ри), м3/(м3-Па); Г0 - газовміст (газонасиченість) пластової нафти або, інакше, об’ємна кількість розчиненого і'азу, яка виміряна за нормальних умов і міститься в одиниці об’єму пластової нафти (тобто нафти за пластових умов), м3/м3.
Поклад нафти має також деяку енергію температурного розширення нафти, то зумовлюється величиною пластової температури.
Звідси випливає, що основними видами (джерелами) пластової енергії £ такі:
1) енергія напору (положення) пластової води (контурної, і іідошовної);
2) енергія розширення вільного газу (газу газової шапки);
3) енергія пружності (пружної деформації) рідини (води, нафти) і породи;
4) енергія напору (положення) нафти;
5) енері ія темпера гурного розширення флюїдів.
Характеристиками пластової енергії можна назвати пластовий тиск;
пружність рідини (води, нафти), вільного газу і породи; об’єми води і вільною тазу, які пов’язані з нафтовим покладом; газовміст нафти; пластону температуру.
Енері її цих видів можуть проявлятися в покладі разом, причому енергія пружності нафти, води, порід проявляється завжди. Наприклад, у нафтових покладах у присклепінній частині активну роль відіграє енергія розширення газу газової шапки, а в приконтурних (периферійних) зонах - енергія напору або пружності пластової води. У нафтовому покладі видобувні свердловини, які розміщені поблизу зовнішнього контура нафтоносності, залежно від темпу відбирання нафти можуть створювати такий екранувальний ефект, що в центрі покладу діятиме, в основному, енергія розширення розчиненого газу, ЯКИМ ВИДІЛИВСЯ 13 нафти, хоч на периферії відбувається активний прояв енергії напору чи пружності пластової води. Штучну енергію вводять у пласт під час подавання в нагнітальні свердловини води, газу, пари чи інших витіснювальних агентів. Отже, проявами певного виду енергії можна керувати, а саму пластову енергію - поповнювати з поверхні,
У процесі видобування нафти пластова енергія витрачається на перемагання різних сил опору (внутрішнє тертя у флюїдах - між фазами флюїдів, тертя до обмежуючих потік стінок пор, труб і т.д.), фавітаційних (під час піднімання нафти на поверхню) і капілярних (ефект' Жамена) сил під час переміщення нафти і проявляється в ході зниження тиску. За рахунок пластової енергії нафта рухається вздовж пласта до видобувних свердловин І може, в деяких випадках, також підніматися у свердловині на поверхню та транспортуватися поверхневими трубопроводами до пункту її збору. Задача технолога в даному аспекті полягає в тому, щоб як найраціональніше використати пластову енергію для видобування нафти.
Тиски у надрах
Розрізняють два види тиску в надрах - гідростатичний і геостатичний (гірничий, лІтостатичний). Гідростатичний тиск - це тиск, що створюється стовпом води за умови нерозривності водної фази в породах (’’водяного стовпа”), а гірничий — вищезалеглими породами.
Величина гідростатичного тиску тісно пов’язана із зонами водообміну. Водонафтоі'азоносними комплексами, горизонтами називають стратиграфічні комплекси І горизонти, які вмішують поклади нафти, газу або газоконденсату, та водоносні породи. Відносно покладів вуглеводнів виділяють нижні крайові (контурні чи законтурні), підошовні (внутрішньоконтурні), проміжні, верхні крайові, верхні І НИЖНІ води, а в самих нафтових покладах містяться залишкові вода, у газових - залишкові і конденсаційні. Розрізняють зональність підземних вод як гідродинамічну, так і за сольовим та газовим складами.
На формування зональності підземних вод, в основному, впливають такі чинники: седиментаційне накопичення первинних вод в осадових відкладах; літогенез І відтиснення вод під час ущільнення осадів; ті, що впливають на фільтрацію в пластах - колекторах.
У загальному плані здебільшого виділяють три гідродинамічні і гідрогазохімічні зони: вільного (активного) водообміну; утрудненого водообміну, застійного режиму (надзвичайно утрудненого водообміну).
Зона вільного водообміну займає верхні частини розрізу до глибин 300-700 м. У межах зони відбувається інтенсивний рух води зі швидкістю від десятка сантиметрів до метрів і більше за рік, температура не перевищує 20°С. Води, звичайно, прісні або слабко мінералізовані, інфільтраційного походження, різних генетичних типів за В.О.Суліним (табл. 1.1). У районах розвитку галогенних відкладів мінералізація може бути підвищеною. У водах цієї зони містяться переважно атмосферні гази (азот, кисень, діоксид вуглецю). Реакція води - лужна, середовище - окислювальне.
Зона утрудненого водообміну залягає на глибинах 500-1500 м. У межах зони води рухаються від областей інфільтрації до занурених частин басейну зі швидкістю від одиниць до десятків сантиметрів за рік. Температура тут звичайно змінюється в діапазоні 20...40 °С. Води хлоридно-кальцієві, іноді хлоридно-магніеві, гідрокарбонатно- натрієві з більшою мінералізацією (5-10 г/л). У водах розчинені гази мішаного (азотовуглеводневого і вуглеводнево-азотного) складу- У ЦІЙ зоні окислювальна обстановка змінюється перехідною (окислювально- відновлювальною).
Таблиця 1.1 - Класифікація вод за В.О.Суліним
|
*г- вміст іонів
Зона застійного режиму займає нижні частини осадової товщі і заляїж на глибинах 15004000 м. Напори води значною мірою визначаються гірничим тиском, рух води дуже сповільнений (до кількох міліметрів за рік). Температура води тут 40-100 С. Води високо- мінералізовані (десятки - перші сотні грамів на літр), хлоридно- кальцієвого типу, головним чином седиментаційного походження. У верхній частині зони переважають води захоплення, з глибиною зростає роль вод відтиснення і літогенних вод. А це призводить до гідрогеологічної інверсії (обернення), яка виражається в зменшенні мінералізації (розпріснення). Гази, розчинені у цих водах, переважно вуглеводневого складу (поряд з метаном відзначається підвищений вміст його гомологів), зростає вміст діоксиду вуглецю. Геохімічна обстановка - повсюдно відновлювальна.
Пластовий тиск цс тиск флюїди* у конкретному пласті. У верхній юні нілі,нош иолообміїїу осадової юні ці пластовий тиск за своєю ири|х>дою (і ицхісго'ін'шим, Hiftio дорівнює останньому. Для більших і ііиГ>иіі иисли поїш її» умовною гідростатичного тиску, тобто тиску ситна прісної т>ди іуегиіюю 1000 кг/м3, з висотою, що дорівнює ілнОині шляї лінія пласта. Оскільки густина пластових вод змінюється
з
н межах 1000... 1200 кг/м, то пластовий тиск вважають нормальним гідростатичним, якщо він відрізняється від умовного гідростатичного не більше, ніж у 1,2 рази.
На практиці зустрічаються відхилення від цього в більшу чи меншу сторони. У зонах утрудненого водообміну за рахунок ущільнення (зменшення пористості) і виділення флюїдів, відтікання яких утруднено, пластовий тиск перевищує гідростатичний. Виникає аномально високий пластовий тиск (АВПТ). Зменшення тиску нижче гідростатичного може відбутися у випадку розщільнення порід, збільшення пористості І тріщинуватості.
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 23 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |