Геохимические исследования поиска и разведки нефти и газа. Применение газовых методов для выявлений скоплений УВ.

    Вопрос 1:Применение газовых методов  для выявлений скоплений УВ.

   Геохимические методы  направлены на поиск не ловушек, а месторождений нефти и газа. Они дают указание на наличие  или признаки нефти или газа  на данной территории, на присутствие  углеводородов в ловушках (о наличии  промышленной или непромышленной  залежи решить вопрос не могут). К числу геохимических методов  относятся те методы поисков  и разведки, основу которых составляют  хим. анализы газов, вод, пород, почв.

   Газовые геохимические методы в целом можно рассматривать как прямые методы. Газовые методы можно разделить на три вида по форме существования газов : свободной, сорбированной и водно-растворенной. К газовым методам относятся: газовая съемка, газокерновая съемка, газовый каротаж.

    Газовая съемка является главнейшим и наиболее распространенным геохимическим методом поисков нефти и газа. Она является прямым методом , так как определяет углеводородные газы, мигрирующие непосредственно из нефтяной или газовой залежи и прямо связанные с ней. Этот метод, однако, неприменим на заболоченных участках. Нефтяная или газовая залежи могут образоваться только при наличии непроницаемой покрышки .

Рис. 1. Геологический профиль с результатами газовой съемки площади Балаханы.

1 - сопочная брекчия грязевого  вулкана; 2 - пески; 3 - нефтеносный горизонт

  В основу теории газовой съемки положено представление о том, что любые газовые скопления стремятся к рассеянию, благодаря чему над газонефтяным месторождением и на некотором расстоянии вокруг него должны наблюдаться повышенные концентрации газа. При удалении от месторождения концентрации газа снижаются до нуля или до какой-то ничтожно малой величины. В недрах процесс концентрации и рассеивания происходит одновременно, но в разные периоды геологической истории данного района преобладает то один, то другой процесс. Наличие месторождения указывает на то, что в истории  данного участка процесс концентрации преобладал над процессом рассеивания. Обнаружить следы мигрирующих УВ, т.е. их микроконцентрации, можно только при помощи специального очень чувствительного прибора. Методика газовой съемки в общих чертах заключается в отборе подпочвенного воздуха, его анализе с целью обнаружения микроконцентраций УВ, нанесении результатов анализа на карту и геологической интерпретации полученных данных.

  Впервые газовая съемка предложена и разработана в 1930-31 в CCCP В. А. Соколовым как метод поисков нефти и газа на основе определения следов мигрирующих углеводородных газов в подпочвенном воздухе; несколько позднее она была предложена в Германии. Миграция газов происходит по разрывным нарушениям в результате фильтрации, а также вследствие диффузии через ненарушенные породы и обводнённые пласты. Точки отбора проб располагаются на исследуемой площади по профилям на расстояниях в несколько сотен м друг от друга. При газовой съемке отбирают пробы подпочвенного воздуха, горных пород, подземных вод из скважин, анализируют состав содержащихся в них сорбированных и растворённых газов и определяют их концентрацию с точностью 10-5-10-6%. По характеру решаемых задач различают рекогносцировочную газовую съемку, заключающуюся в обнаружении участков, перспективных для поисков месторождений и крупных тектонических нарушений, и детальную, проводимую для уточнения границ аномальных зон и их природы, а также оценки целесообразности проведения в пределах этих зон разведочного бурения. Газовая съемка дает хорошие результаты при разведке соляно-купольных структур. Как правило на соляном куполе нефтяные залежи локально распределяются. Применение газовой съемки значительно облегчило поиски локальных небольших залежей в районе соляных куполов.

  Газокерновой съемкой называется один из геохимических методов, использующих для своей цели углеводородные газы. От газовой съемки этот метод отличается тем, что изучаются газы, поглощенные горными породами, т.е. связанные, в то время как газовая съемка изучает свободные газы, содержащиеся в верхнем слое зоны аэрации.

  Газокерновая съемка яв-ся поисковым методом и применяется как для детальных, так и для рекогносцировочных исследований. Детальные исследования проводятся главным образом на площадях, перспективность которых подтверждается геологическими данными: необходимо лишь решить, какая из исследуемых площадей яв-ся наиболее надежной и первоочередной для разведочного бурения.

  Детальная съемка  может проводиться с отбором  образцов грунта с обычных  глубин(3 м) или с повышенных глубин (6-20 м) - тогда она именуется глубинной  газокерновой съемкой. Результаты получаются более надежными.

  Рекогносцировочнная газокерновая съемка проводится с целью общей оценки перспективности больших площадей. А также определения газонасыщенности горных пород разного возраста и определения их коллекторских свойств. Газокерновая съемка может применяться для изучения газонасыщенности керна структурно-картировочных и разведочных скважин. Преимущество газокерновой съемки перед газовой в том, что она можетпроводиться на сильно влажных участках. При газокерновой съемке изучается извлеченный из породы углеводородный газ, находящийся в самых разнообразных связях с ней. Поэтому правильнее говорить, что газокерновая съемка основана на изучении суммарного поглотительного эффекта горной породы, а не только ее сорбиционной способности.

  Газовый каротаж, метод выявления нефтяных и газовых залежей путём систематического определения газообразных и лёгких жидких углеводородов в буровом растворе, реже в керне.

   При пробуривании скважин через нефтегазоносный пласт углеводороды попадают в буровой раствор, который и выносит их на поверхность. Производится эпизодическая или непрерывная дегазация бурового раствора, а полученный газ анализируется. Результаты анализов наносятся на диаграммы, показывающие изменения состава и содержания углеводородов по разрезу скважины. По этим диаграммам определяется глубина нахождения нефтеносного или газоносного пласта.

   Для проведения работ применяются газокаротажные станции — автомашины, в которых располагаются различные приборы, позволяющие следить за глубиной забоя скважины, скоростью её проходки и циркуляцией бурового раствора, анализировать газ, поступающий из дегазатора, определять присутствие нефти в буровом растворе и др. Результаты анализов газа автоматически регистрируются с помощью самописца. Учитывая скорость проходки скважины и её глубину, вносятся поправки, позволяющие более точно определить местоположение залежей нефти и газа по разрезу скважины.

  Газовый каротаж проводится также и при остановке бурения скважины. Буровой раствор стоит некоторое время в скважине и обогащается углеводородами на тех участках раствора, которые находятся против нефтеносных и газоносных пластов. Затем начинается обычная циркуляция бурового раствора (как при бурении скважины) и проводится газовый каротаж, позволяющий определить интервалы раствора, обогащенные углеводородами. Вводя поправки, учитывающие глубину скважины и скорость циркуляции бурового раствора, определяют местоположение нефтяных и газовых залежей по разрезу скважины.

  Проводится также газовый каротаж по кернам, которые подвергаются дегазации, а извлечённый газ анализируется. Результаты анализов позволяют делать выводы о местоположении нефтегазоносных пластов. В перспективе предусматривается совместное применение газового каротажа с электрокаротажем. Газовый каротаж впервые был разработан в СССР (1933).

Вопрос 2:Характеристика фазового состояния газоконденсатных систем.

    Характерные особенности газоконденсатных залежей – нахождение газа и конденсата в пластовых условиях в однофазовом газообразном состоянии и подчинение их законам ретроградной конденсации.

  Газоконденсатные залежи отличаются от нефтяных однофазным парообразным состоянием флюида, а от чисто газовых – наличием обратного испарения жидкой фазы (конденсата), выделяющейся в результате снижения давления в системе. При прочих равных условиях выход конденсата зависит от давления и температуры пласта, а также от глубины залегания. При разработке газоконденсатных залежей, особенно на режиме истощения, по мере снижения давления изменяются количественная и качественная характеристики пластовой газоконденсатной смеси. В процессе разработки нефтяной залежи, как правило, плотность нефти увеличивается. При разработке газоконденсатной залежи плотность конденсата уменьшается. Падение пластового давления ниже давления начала конденсации вызывает в этой части пласта явление ретроградной конденсации, в результате чего часть высококипящих фракций конденсата выделяется из газа в жидкую фазу. Чтобы избежать потери жидкой фазы в поровом пространстве коллектора необходимо поддерживать пластовое давление выше точки обратной конденсации.

    Для формирования  в недрах газоконденсатных систем  существуют ряд условий: большое пластовое давление и температура, исходный состав УВ и благоприятное соотношение нефти и газа в пласте. Одним из характерных показателей газоконденсатных залежей является степень насыщенности пластовой углеводородной системы высококипящими углеводородами(конденсатом). Этот показатель устанавливается по величине газоконденсатного фактора. Он представляет собой отношение количества газа в (м3) к количеству стабилизированного конденсата (м3). Газоконденсатный фактор чаще всего выражается в м3/т.

  Природный газ в условиях различных давлений и температур может иметь отличный состав и содержать то или другое количество тяжелых углеводородов. Чем выше давление и температура, тем большая вероятность нахождения высококипящих УВ в газовой фазе. Наиболее простой яв-ся система, состоящая из индивидуальных углеводородов, способных находиться в виде газа, жидкости и в твердом состоянии. Возможно равновесное состояние индивидуального вещества одновременно во всех трех фазах. Обычно природный газ состоит из большего числа компонентов, и это затрудняет определение состояния системы. Поэтому соотношение фаз индивидуальных УВ в зависимости от давления, объема и температуры описываются на основании данных исследования пространственными кривыми в координатах pVT.

Из диаграмм видно, что при некоторой температуре как бы ни было велико давление в системе данный газ не может находиться в жидкой фазе. Такая температура называется критической, а давление - критическим давлением. На фазовых диаграммах точка, соответствующая критическим температуре и давлению, называется критической точкой. В этой точке и в закритической области состояние системы однофазное.

   Далее из диаграммы  на рис.2 видно, что при уменьшении  объема давление возрастает и, наоборот, при увеличении давления, уменьшается объем. При некотором удельном объеме(давлении) появляется жидкая фаза. Начиная с этого момента с уменьшением объема не происходит увеличения давления, и только, когда все вещество перейдет в жидкое состояние, резко увеличивается давление. Точки в которых вещество начинает переходить в жидкую фазу называются точками росы. Точки в которых вещество полностью перешло в жидкость, называются точками кипения(кривая АВ на диаграмме). При критической температуре и выше жидкая фаза отсутствует при любых давлениях.   

  Фазовое состояние многокомпонентной углеводородной системы определяется давлением и температурой. Принципиальное значение имеют две величины: крикоденбара – максимальное давление, при котором еще существует газовая фаза и крикодентерма – максимальная температура, при которой еще существует жидкость. В пределах узкого интервала температур между критической точкой (где свойства жидкой и паровой фаз практически одинаковы) и крикодентермом происходят процессы изотермического обратного испарения и конденсации; в области давлений между критической точкой и крикоденбаром – изобарического обратного испарения и конденсации.

  Таким образом, образование газоконденсатных систем связано с фазовыми переходами углеводородов в определенных интервалах температур и давлений. По отношению к прямым процессам испарения и конденсации они являются обратными или ретроградными.

  Фазовые превращения  характеризуются еще одним явлением. Вещество соответствующее критической  точке, изменяет свой цвет. Это  явление названо критической  опалесценции.

Вопрос 3:Гидрогеологические критерии нефтегазоносности локальных объектов.

   Гидрохимические методы поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений основаны на определении солевого состава вод. Являясь средой для нефти и газа и подвижным компонентом земной коры, вода является важным показателем обстановки и условий сохранения залежей и носителем признаком общения с нефтью. Гидрогеологические критерии нефтегазоносности подразделяются на региональные и локальные. Первая группа критериев используется для оценки перспектив нефтегазоносности крупных территорий и районов, вторая - при оценке отдельных площадей и локальных структур. Можно выделить три стадии гидрогеологических исследований: первые две охватывают поисковый этап, третья- этап предварительной и детальной разведки.

  Локальные гидрогеологические  критерии нефтегазоносности вытекают, прежде всего, из условий общения подземных вод с самими углеводородными скоплениями и их взаимовлияния; из наличия в водах компонентов, характерных для нефти, в частности нафтеновых кислот; из состава и упругости растворенных в водах газов и гомологов метана. В группу локальных критериев следует отнести и наличие путей внутренней миграции флюидов, выхода минеральных и водонефтяных источников, гидродинамические, гидрохимические и др.аномалии. Региональные и локальные критерии тесно переплетаются: например наличие высокой газонасыщенности вод в том или ином горизонте оценивается как региональный, так и локальный показатель. Зоны и очаги разгрузки подземных вод выступают в качестве и регионального, и локального критериев, так как они при определенных геологических условиях могут способствовать формированию залежей в локальных структурах. Иногда разгрузка, доходящая до поверхности земли, может способствовать разрушению уже сформированных залежей.

  Выявление локальных гидрогеологических показателей для обнаружения перспективных структур и залежей на соседних площадях и новых разведочных участках во многом зависит от результатов опробования не только скважин, вскрывших на данной структуре залежь, но и законтурных, которые позволяют выяснить общий фон продуктивного горизонта и специфику вод, контактирующих с залежью. Важное значение приобретает изучение не только общего солевого состава воды и водорастворенного газа, но и определение широкой гаммы микрокомпонентов и редких элементов, органического в-ва подземных вод, их изотопного состава, радиоактивности, показателей газонасыщенности вод, редких газов, выяснение коррелятивов для различных горизонтов, содержащих нефть или газ. Выяснение аномалий по водам, газам, микробиологическим, споро-пыльцевым, геотермическим и др.данным, позволяет определить участки структур, по которым происходит скрытая миграция флюидов, и пути, по которым может осуществляться водообмен между отдельными горизонтами структуры и с поверхностью.