Предотвращение намечающегося сокращения нефтяной добычи в старых нефтегазоносных местах является основной задачей ТЭК Российской Федерации.
Новые мощности в нефтяной и газовой сфере требует не только громадных финансовых вложений, но еще и большого количества времени. Сложность усугубляется тем, что для наращивания в дальнейшем, или как минимум стабилизации добычи углеводородов будет в перспективе нужно осваивать новые месторождения в труднодоступных областях РФ, не имеющих развитую инфраструктуру. Однако и «забывать» о старых также было бы большой ошибкой.
Извлечь максимально.
Срок использования старых месторождений РФ есть возможность продлить, при проведении для них новой интерпретации геолого-геохимических данных, опираясь на термодинамический подход образования залежей нефти и газа в ловушках нефтегазоносного бассейна. Следует предложить новую термобарическую методику косвенной экспресс-оценки добываемых запасов для старых, еще находящихся на балансе использования в геологическом фонде нефтяных и газонефтяных месторождений. Это возможно делать построением карты распределения термобарического миграционно-аккумуляционного показателя на обычной структурной геологической карте, взятого в разработку месторождения. По уровню залегания кровли его продуктивных отложений и теоретически подсчитанным минимальным значениям фонда эксплуатационных скважин возможно фактографически вычислить в максимальной степени продуктивность участков для любого месторождения разрабатываемого истощенного нефтяного пласта.
Построение геологических К(ма) по истощенным, но еще продуктивным нефтегазоносным пластам, стало возможным благодаря обратной линейной зависимости К(ма) от коэффициента заполнения ловушки по месторождениям Саратовской обл. В роли примера для этой тексты взяты 2 «старожила» «Саратовнефтегаза»: Соколовогорское нефтяное и Урицкое газоконденсатонефтяное месторождения, эксплуатирующихся с 50-х гг. предыдущего столетия и по сегодняшний день, невзирая на неоднократно звучавшие прогнозы об их быстром истощении.
Термобарическая имитация нефтяной залежи.
В собственном классическом учебнике «Физические основы технологии добычи нефти» д. ф. н. М. Маскет, проводя характеристику нефтеносных пород подземных резервуаров, написал: «Общее содержание нефтяного резервуара изначально являет собою комплекс, по крайней мере 2-х, а чаще 3-х фаз: нефти, воды и газа. Все эти 3 фазы обязаны рассматриваться как составные доли той и одной же системы. Исследование данного комплекса и, соответственно, его закономерностей составляет предмет науки о нефтедобычи«. В то же время Моррис Маскет в нем не рассматривает термобарические и геолого-геохимические вопросы, которые относятся к происхождению нефти, и вовсе не затрагивает миграцию и аккумуляцию нефти в осадочно-породном бассейне. Он считает ее противоречивой. Попытаемся системно выделить то, что не стал рассматривать М. Маскет.
Сейчас в нефтегазовой геологии под миграцией и аккумуляцией углеводородов понимается весь трудный натуральный комплекс переноса рассеянных в осадочной толще горных пород их микромассы, которая через реализацию нефтегазоматеринских свойств породы оканчивается формированием макроуглеводородного накопления.
Отталкиваясь от существования в недрах планеты залежей углеводородов, любая двухфазная углеводородная система представляется в виде геолого-термодинамической модели.
Изучая в подобной модели фазовое поведение и состояние пластовых флюидов через их термобарическую и физико-химическую параметры, возможно косвенно оценить как емкостные, так и миграционно-аккумуляционные свойства самой углеводородной системы в геологической ловушке.
Согласно с основными положениями классической гипотезы фазовых равновесий — каждая фаза имеет четкие признаки определенной функциональной зависимости между параметрами ее состояния
Это определение дает возможность четко обозначить ее свойства, даже если само вещество находится в раздробленном состоянии в любой сложной углеводородной системе. Если принять данную теоретическую позицию, то можно определить дополнительно кое-какие общие характеристические параметры природных моделируемых УВ фаз. Жидкая фазы (Макронефть) характеризуется подобным общим показателем как динамическая вязкость пластовой нефти.
Газообразная фаза (Нефтяной газ) характеризуется подобным общим показателем — давление насыщения газа, которое согласно гипотезам фазовых равновесий, связано со значениями химических потенциалов газообразных компонентов данной УВ-системы. Учитывая изложенное, можно получить качественно новую геолого-термобарическую модель УВ-системы (допустим, газоконденсатной или газонефтяной залежи).
(Ма) показатель нефтяной залежи.
Решая обозначенную теоретически миграционно-аккумуляционную задачу согласно принципам системного подхода, следует применить математическое моделирование с определением для модели четких границ входа и выхода, элементов образующих систему, свойства подсистем, их сопряжение. Для этого преобразуем модель в структурно — системный вид, взяв для этого в роли условного входа и выхода гипотетический старт и теоретический конец процесса образования УВ-системы в приемниках нефтегазоносного бассейна.
Структура двухфазной углеводородной системы в геологической ловушке.
Практика — основа истины
Сейчас, имея математическое выражение для (Ма) показателя углеводородной системы, можно провести широкую экспериментальную проверку его сопряжения с иными геолого-геохимическими данными, а именно: с распределением параметров структурных ловушек, коэффициентом заполнения ловушек, запасами углеводородов, распространенностью разных литологических типов пород, временным сроком ловушек, историей их возникновения и иными показателями.
Для этого по тремстам стандартным данным пластовых нефтей из месторождений Саратовской обл., выполненным в разное время в нефтегазоаналитической базе Нижневолжского НИИ геологии и геофизики, были произведены расчеты значения Кmа. Затем их сопоставили с вышеобозначенными геологическими показателями. В приобретенных зависимостях все залежи УВ по месторождениям Саратовской обл. различны по геологическому возрасту, входящих в них отложений.
Следовательно, распределение Кма не зависит от геологического времени образования структур (ловушек), а определяется иными показателями.
Доступные итоги практической апробации в пределах выполненного авторами исследования взаимосвязи Кма с большим набором геологических данных показали, что максимально тесно обозначенный (Ма) показатель связан с коэффициентом наполнения ловушки, запасами газа и амплитудой структур. Отсюда возможно сделать общее заключение: практика подтвердила правильность выбранного метода геолого-термодинамической модели двухфазной углеводородной системы по данной методологии.
Обобщая доступные закономерности миграционно-аккумуляционного показателя в теории и практике на основе нефтегазовой геологии, возможно, сформулировать пути и направления его использования:
1. Решение различных задач разработки и расчет нефтегазоносных месторождений.
2. Получение количественных данных степени латеральной и вертикальной миграции и аккумуляции УВ в литолого-стратиграфических комплексах газонефтяного бассейна при выборе тактики геологоразведочных работ, в особенности при доразведке залегающих глубоко ограниченных структур осадочного чехла.
3. Рассмотрение развития углеводородных систем с выяснением временных закономерностей размещения УВ-накоплений в недрах любых нефтегазоносных бассейнов планеты.
Метки: добыча нефти, нефть
