Главная фаза нефтеобразования.

Схема вертикальной генетической зональности базируется на представление о стадийности процессов НГ-генерации и наличие главной фазы нефтеобразования (ГФН) и 1-ой или нескольких ГФГ, в соответствие с проявлениями которых происходит распределение скоплений н. и г. по разрезу осадочного чехла. В.А.Соколов (1948) впервые указал на существование вертикальной зональности в распределении УВ в з.к. по их фазовому составу. Он выделил 4 основ.геохимич.зоны сверху-вниз: 1)Биохимическая зона; 2)Переходная; 3)Термокаталитическая; 4)Газовая; 5) Т возраст. до Ткрит. (для воды более 3740С). В соотв.с этой схемой им прогнозир., что до глуб 1-2 км.должны залег. газ. и газ.-нефт.зал., ниже, до 5-6 км – нефт., а ещё ниже-газовые. Вассоевич Н.Б. придерж.тех же генет.призн. выделил зоны: диагенез(преобразование осадка в г.п.), протокатагенез, мезокатагенез(главн.фаза образов.и эмигр.микронефти), апокатагенез(процесс разукрупнения молекул микронефти), протометогенез (генерация высокотемпер. СН4), апометогенеза (Т> 3740С и растёт, образование нефти и твёрд.С-ых соединений). Эти зоны ГФН и ГФГ соответс.не зонам наибольш.НГ-образ., а зонам наибольш.миграц.УВ и замещ.их пород.

Схемы вертикальной зональности рспределения УВ в осадочных породах по В.А. Соколову (а) и новообразования УВ, построенная Н.Б. Воссаевичем по данным Б. Тиссо и Р. Пеле (б)

3. Подсчетный план: содержание и назначение

Основным графическим документом при подсчете запасов служит подсчетный план. Подсчетные планы (рис. II.2.) составляют на основе структурной карты по кровле (поверхности) продуктивных пластов-коллекторов или же хорошо прослеживающегося ближайшего репера, расположенного не более чем на 10 м выше или ниже кровли пласта. На карту наносят внешний и внутренний контуры нефте- и газоносности, границы категорий запасов, а также все пробуренные на дату подсчета запасов скважины: разведочные, добывающие, законсервированные в ожидании организации промысла, нагнетательные и наблюдательные; давшие безводную нефть, нефть с водой, газ, газ с конденсатом, газ с конденсатом и водой и воду; находящиеся в опробовании, неопробованные с указанием характеристики нефте-, газо- и водонасыщенности пластов-коллекторов по данным интерпретации материалов геофизических исследований скважин; ликвидированные с указанием причин ликвидации, вскрывшие пласт, сложенный непроницаемыми породами.

По испытанным скважинам указывают: глубину и абсолютные отметки кровли и подошвы коллектора, абсолютные отметки интервалов перфорации, начальный и текущий дебиты нефти, газа и воды, диаметр штуцера, депрессию, продолжительность работы, дату появления воды и ее содержание в процентах в добываемой продукции. При совместном опробовании двух и более пластов указывают их индексы. Дебиты нефти и газа замеряют при работе скважин на одинаковых штуцерах.

По добывающим скважинам приводят: дату ввода в работу, начальный и текущий дебиты и пластовое давление, добытое количество нефти, газа, конденсата и воды, дату начала обводнения и содержание воды в процентах в добываемой продукции на дату подсчета запасов. При большом количестве скважин эти сведения помещают в таблице на подсчетном плане или на прилагаемом к нему листе. Кроме того, на подсчетном плане дают таблицу с указанием величин подсчетных параметров, дату, на которую подсчитаны запасы.

При повторном подсчете запасов на подсчетные планы необходимо нанести границы категорий запасов, утвержденных при предыдущем подсчете, а также выделить скважины, пробуренные после предыдущего подсчета запасов.

4. Месторождения – гиганты Казахстана. Общая характеристика.

Нефтяное месторождение Тенгиз открыто в 1979 г. Расположено в 150 км к юго-востоку от г. Атырау. Месторождение приурочено к тектоноседиментационной структуре, развитой в подсолевом комплексе. Размеры структуры по отложениям башкирского яруса среднего карбона 30x30 км, высота около 2000м. По кровле подсолевых отложений нижней перми высота структуры около 800 м. Промышленная нефтеносность связана с карбонатными отложениями среднего-нижнего карбона и верхнего девона. Этаж нефтеносности доказан бурением в интервале 3940-5400 м. Водонефтяной контакт не вскрыт. Высота залежи 1460 м. Резервуар сложен известняками. Пористость преобладающего порового коллектора 7-25%. Проницаемость пород варьирует от 20-1015 до 2000-1015 м2. Пластовое давление на глубине 5400 м — 93, 7 МПа. Начальные дебиты нефти составляют 150-600 т/сут.. Нефть месторождения легкая (0, 8055 г/см, вязкость 2мм2/с при 20° С, малосмолистая (1, 3 %), содержание парафина 3, 5 %, содержание сероводорода в отсепарированном газе 19, 8 %..

Сегодня Тенгиз производит уже 24 млн. т нефти в год. В 1993 году, когда было создано СП, добыча была почти в 20 раз меньше. Объем инвестиций по проекту освоения Тенгиза - 20 млрд. долларов. По прогнозам геологов, извлекаемые запасы месторождения превышают миллиард тонн нефти. Сейчас доли американских ChevronTexaco и ExxonMobil в «Тенгизшевройл» составляют 50% и 25% соответственно, «Лукойла» - 5%, национальной нефтегазовой компании «КазМунайГаз» - 20%.

Вторым гигантом стал Карачаганак в Западно-Казахстанской области. Это крупнейшее нефтегазоконденсатное месторождение в мире, как и Тенгиз, было открыто в 1979 году. Карачаганакское газоконденсатное месторождение расположено в северо-восточной части Прикаспийской впадины и приурочено к крупной ловушке, сложенной на глубинах 3500-5250 м верхнекаменноугольно-нижнепермскими, и девонскими (на глубинах 5630-6100 м) карбонатными породами рифогенного генезиса. Ловушка вытянута в субширотном направлении, амплитуда ее более 1200 м. Газоконденсатная залежь массивного типа содержится в органогенных известняках. Дебиты газа 250-600 тыс. м3/сут, потенциальное содержание Геката 500-1000 см3/м3. Содержание метана в газе 83 %, сероводорода 4 %, углекислого газа 4 %. Пластовое давление на глубине 4200 м составляет 53 МПа. Коллекторы порово-кавернозного и кавернозно-трещинного типов. Пористость изменяется от 6 до 32 %, проницаемость достигает 1-10~13 м. Богатства Карачаганака - 1, 2 млрд. т нефти и конденсата, а также 1, 35 трлн. кубов газа. Промышленная разработка месторождения началась в 1984 году. Сейчас работы ведут четыре международных компании: BG Group (Великобритания), ENI (Италия), доля каждой из которых составляет 32, 5%, а также ChevronTexaco (США) - 20% и «ЛУКОЙЛ» с долей капитала 15%. Для реализации Карачаганакского проекта эти компании в 1999 году объединились в консорциум Karachaganak Petroleum Operating B.V. (KPO), который будет осуществлять управление Карачаганакским проектом до 2038 года.

Третий гигант - Кашаган - самое крупное нефтяное месторождение, открытое в мире за последние 30 лет. Это произошло не так давно - в 2000 году. Прогнозные запасы месторождения - 7-9 млрд. т нефти. С открытием Кашагана началась новая глава в нефтяной истории Казахстана - освоение и добыча нефти на море. Сейчас на морскую добычу на шельфе Каспия возлагаются большие надежды - возможно, именно здесь будут найдены богатейшие месторождения.