Физико-химические свойства нефти. Применение тригонограмм. Изучение геохронологической шкалы нефтеносных залежей и построение геологического профиля. Построение структурной карты кровли и подошвы залежи. Макроскопическое описание осадочных горных пород.
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН КАРАГАНДИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ к лабораторным занятиям по дисциплине «Геология нефти и газа» МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН КАРАГАНДИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ к лабораторным занятиям по дисциплине «Геология нефти и газа» для студентов специальности 5В070600 «Геология и разведка МПИ» Методические указания составлены в соответствии с требованиями учебного плана и программной дисциплины «Геология нефти и газа» и включает все необходимые сведения по выполнению тем лабораторных занятий курса.Лабораторные занятия по курсу «Геология нефти и газа» представляют собой весьма важную составную часть этого курса и имеют большое значение в изучении геологии нефти и газа. Задачи: Научится охарактеризовать пробы нефти по двум классификациям (классификация по физико-химическим свойствам и технологическая классификация) и уметь нанести на тригонограммы фракционный и компонентный составы проб нефти. Смолисто-асфальтеновые компоненты содержат в своем составе гетероэле-менты - серу (S), азот (N) и кислород (О); в них также сосредоточена основная часть металлов, содержащихся в нефти. При облучении ультрафиолетовыми лучами нефть люминесцируют по-разному в зависимости от ее состава: легкая нефть имеет голубой и синий цвета, а тяжелая - желтый и желто-бурый. Например, в соответствии с этой классификацией нефть с плотностью 0,83 г/см3, вязкостью 6 ССТ, при содержании смол 2%, асфальтенов 2%, парафинов 1%, серы 1% имеет такую характеристику: нефть легкая, средневязкая, малосмолистая, среднеасфальтенистая, малопарафинистая, сернистая.
План
План описания карбонатных пород (известняки, доломиты): 4.Название породы (определяется по совокупности свойств и признаков, например, кристаллический блеск, присутствие органических остатков, твердость, реакция с HCL и другое). Отличить известняк от доломита можно с помощью соляной кислоты. Доломит будет реагировать с соляной кислотой только в порошке.
5.Цвет.
6.Происхождение (органогенное, биохимическое, хемогенное, обломочное). Обломочные карбонатные породы описываются как терригенные.
7.Структура(крупно-,средне-,мелкозернистые, кристаллически-зернистые, равномерно- и неравномернозернистые, землистые и др.).
Особенности структуры проявляются в изломе породы: микрозернистые имеют землистый излом и марают руки (мел), а крепкие - фарфоровидный или раковистый излом, средне-крупнозернистые имеют кристаллический сверкающий излом.
8.Текстура (массивная, слоистая, биогенная, текстуры замещения и др.). 9.Пористость (кавернозность, трещиноватость). По возможности нужно произвести замеры пористых и трещиноватых образований (длина, ширина, 30 диаметр), определить форму, направление преимущественного распространения, оценить приблизительно процент пустотного пространства в данном конкретном образце, установить наличие сообщающихся между собой пор (каверн или трещин). Для исследования образцов горных пород рекомендуется пользоваться лупой с 2-4-кратным увеличением.
Отсутствие пористости также отмечается.
10. Особенности образца (степень и характер насыщения, излом и др.).
11. Примеси (могут быть, а могут и не быть, например, глинистость, песчанистость и др.).
Лабораторная работа № 6
Тема: «Построение геологического разреза»
Цель работы: Закрепить навыки работы студентов с геологическими материалами.
Исходный материал: Выдаются материалы документации керна скважин по поисково-разведочным скважинам.
Теоретические предпосылки: В земной каре вместилищем для нефти, газа и воды служат породы-коллекторы, заключенные в плохо проницаемые породы. И. О. Брод предположил называть природными резервуарами естественные вместилища для нефти и газа, воды, внутри которых эти флюиды могут циркулировать и форма которых обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохо проницаемыми породами.
Выделяются три основных типа природных резервуаров: пластовые, массивные, литологически ограниченные со всех сторон.
Пластовые резервуары представлены породами - коллекторами, значительно распространенными по площади (сотни и тысячи км квадратов), характеризующимися небольшой мощностью (от долей м до десятков м). Они могут быть сложены как карбонатными, так и терригенными образованьями. Они часто содержат отдельные линзовидные прослойки непроницаемых пород в толще основного горизонта, что делает их неоднородными по строению как по вертикальным направлении, так и по горизонтальным.
Массивные природные резервуары представляют собой мощную (несколько сотни метров) толщу пластов-коллекторов различного или одинакового литологического состава. Они часто сложены терригенными и карбонатными породами. В толще пластов-коллекторов могут быть непроницаемые прослои, однако все пласты проницаемых пород сообщаются, представляя единый природный резервуар. Часто возраст пластов, слагающих массивный резервуар, бывает различным. Частным случаем массивным природного резервуаре является ископаемые рифы (2б), представляющие собой захороненные под мощной толщей молодых отложений рифовые постройки.
Порядок выполнения работы.
На схеме расположения скважин выбирают два профиля, наиболее характеризующие структуру нефтегазоносной залежи. По документации
31 керна скважин отстраивают геологический разрез. Вертикальный и горизонтальный масштабы разреза должны соответствовать масштабу схемы. Пласты горных пород показываются в общепринятых условных обозначениях и раскрашиваются в соответствии с их стратиграфическим возрастом.
Лабораторная работа № 7
Тема: «Построение карты контуров нефть - вода и проведение контуров нефтеносной залежи»
Цель работы: Закрепить знания по геологическому строению нефтегазоносных месторождений и залежей.
Исходный материал: В таблице заданий приведены данные по скважинам, вскрывшим нефтегазоносную залежь.
Теоретические предпосылки: Газ, нефть и вода располагаются в ловушке в соответствием с их плотностью. Газ, как наиболее легкий, находится в кровельной части природного резервуара под покрышкой. Ниже поровое пространство заполняется нефтью, а еще ниже водой.
Порядок выполнения работы.
7.1 Определение скважин, в которых вскрыты нефтеводные контакты (НВК). В начале определяют вертикальные мощности залежи по скважинам как разности между глубинами залегания или отметками кровли и почвы по формуле 7.1 и 7.2: МВ= LH - LK (7.1) или МВ= НК - НП (7.2)
Результаты расчетов записывают в таблицу.
Далее сравнивают вертикальную мощность с эффективной нефтенасыщенной мощностью МЭ (рисунок 7.1а)).
Если МЭ= МВ, фиксируют, что скважина вскрыла нефтяную часть залежи; при МЭ=0 скважина вскрыла нефтяную часть залежи и при МЭ< МВ -скважина вскрыла НВК.
В последнем случае вычисляют отметку НВК по формуле 7.3: ННВК= НК - МЭ (7.3)
7.2 Построение карты НВК. Спроектировав на лист кальки скважины, вскрывшие НВК, по их абсолютным отметкам строят поверхность НВК тем же методом треугольников. Здесь следует иметь в виду, что при наличии только трех таких скважин поверхность НВК будет выражена плоскостью, т.е. изолинии ее будут представлены семейством равноудаленных друг от друга параллельных линий (рисунок 7.1б)).
Накладывая карту НВК на карту кровли находят пересечение равнозначных изогипс. Соединяя их плавной кривой получают внешний контур залежи на карте НВК. Накладывая карту НВК, на карту почвы получают внутренний контур залежи.
На участках карты, где возникают затруднения в проведении контурных линий, на обеих картах проводят промежуточные горизtrialи.
32
а) б)
в)
Рисунок 8.1 - а) вертикальная мощность с эффективной нефтенасыщенной мощностью МЭ; б) структурная карта НВК; в)
Лабораторная работа №8
Тема: «Построение карты эффективных нефтенасыщенных мощностей»
Цель работы:Закрепить полученные знания студентов по морфологии нефтегазоносных залежей и научить студентов работать с геологическими материалами.
Исходный материал: В таблице заданий приводятся значения нефте насыщенной мощности по скважинам.
Теоретические предпосылки: Поверхности контактов газа и нефти, воды называется поверхностями газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Линии пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром нефтеносности
33
(газоносности). Если поверхность контакта горизонтальная, то контур нефтиносности (газоносности) в плане параллелями изогипсом кровли пласта.
Порядок выполнения работы.
8.1 Внутренний контур. Переносят на лист кальки все скважины, проставляют карандашом в знаменателе дроби у скважин вертикальные мощности залежи МВ у внутреннего контура, до 0 у внешнего контура. Это позволяет у каждой линии изомощности МВ, и по ним строят карту изомощностей в карандаше методом треугольников.
Переносят на карту контуры залежи. Очевидно во внутреннем контуре МЭ= МВ, поэтому построенная карта, как карта МЭ правомерна только во внутреннем контуре, Изолинии за пределами внутреннего контура стирают.
8.2 Межконтурная зона. В пределах межконтурной зоны МЭ убывает от значения МВ у внутреннего контура, до 0 у внешнего контура. Это позволяет у каждой линии изомощности МВ, подходящей к внутреннему контуру, провести интерполяцию до внешнего контура и по этим засечкам продолжить МЭ по внутриконтурной полосе.
При этом следует учитывать и значение МЭ скважин, распложенных в межконтурной полосе (рисунок 8.1 в)).
34
35
4
Введение
Лабораторное занятие №1Физико-химические свойства нефти. Применение тригонограмм
Лабораторное занятие №2 Изучение геохронологической шкалы нефтеносных залежей и построение геологического профиля (разреза). Лабораторное занятие №3 Подготовка планшета
Лабораторное занятие №4 Построение структурной карты кровли и подошвы залежи
Лабораторное занятие № 5 Макроскопическое описание осадочных горных пород. Породы коллекторы и породы - флюидоупоры
Лабораторное занятие № 7Построение карты контуров нефть - вода и проведение контуров нефтеносной залежи
Лабораторное занятие № 8 Построение карты эффективных нефтенасыщенных мощностей
4
Лабораторные занятия по курсу «Геология нефти и газа» представляют собой весьма важную составную часть этого курса и имеют большое значение в изучении геологии нефти и газа. На них студенты должны получить начальные знания о физических и химических свойствах нефти и газа, а также научится читать структурные карты и составлять по ним геологические разрезы.
Данное руководство позволяет студентам заранее ознакомиться с содержанием и порядком проведения лабораторной работы, вследствие чего время аудиторных занятий полностью используется для овладения практическими приемами работы с раздаточным материалом, что способствует лучшему освоению методики составления разрезов.
Выполнение каждой лабораторной работы необходимо начинать только после прослушивания лекций по соответствующим темам, а также самостоятельной подготовительной работы.
Исходными данными для выполнения лабораторных работ является данное руководство.
Выполненную лабораторную работу необходимо оформить в соответствии со стандартами ВУЗА и защитить, ответив на контрольные вопросы, которые расположены в конце каждой работы.
5
Лабораторная работа №1
Тема: Физико-химические свойства нефти. Применение тригонограмм
Цель: Ознакомится с основными физическими и химическими свойствами нефти и использовать тригонограммы.
Задачи: Научится охарактеризовать пробы нефти по двум классификациям (классификация по физико-химическим свойствам и технологическая классификация) и уметь нанести на тригонограммы фракционный и компонентный составы проб нефти.
Теоретические предпосылки
Нефть представляет собой маслянистую жидкость, обычно темно-коричневого или черного цвета с резким специфическим запахом, легче воды. Нефть жидкий, единственный не водный раствор на земле.
Элементарный (элементный) состав нефти характеризуется наличием пяти обязательных химических элементов - углерод, водород, сера, азот и кислород.
Содержание углерода (С) - 82-87%. Содержание водорода (Н) - 11-14%.
Содержание кислорода (О), серы (S) и азота (N) в сумме составляет 1-3%. Кроме этих обязательных элементов в нефти могут присутствовать в незначительном количестве металлы (ванадий, никель, свинец, медь, железо и др.). Содержание металлов в нефти менее 1%.
По групповому составу в нефти выделяются следующие группы углеводородов (УВ): УВ метанового (парафинового) ряда с формулой CNH2n 2(предельные УВ). Эту группу составляют алканы, парафины.
УВ нафтенового ряда с формулой CNH2n (непредельные УВ), называемые цикланами, циклопарафинами.
Ароматические (или бензольные) УВ циклического строения с формулой CNH2n-6, называемые аренами.
Кислородные, сернистые и азотистые соединения, называемые гетеро-элементами. Эти соединения входят в состав смолисто-асфальтеновой части нефти.
Фракционный состав нефти - выделение фракций по температуре выкипания (таблица 1.1).
Таблица 1.1 - Фракционный состав нефти
Температура Название фракции выкипания
До 60°С 60-200°С 200-300°С 300-400°С 400-500°С >500°С
Петролейный эфир Бензин Керосин Газойль
Смазочные масла Гудрон
(неперегоняемый остаток)
Светлые фракции
Темные фракции или мазут
6
Светлые фракции получают на первой стадии фракционирования (перегонки) при атмосферном давлении; темные фракции получают в условиях вакуума, т.е. без доступа воздуха.
Компонентный состав нефти — выделение групп компонентов, отличающихся друг от друга по агрегатному состоянию, в процессе хроматографического разделения. Хроматография - один из способов разделения смесей.
Существует четыре компонента нефти: Газ бензин.
Углеводородные масла (в т.ч. твердые парафины). Смолы.
Асфальтены.
Масла являются важнейшим и обязательным компонентом нефти и составляют в среднем 25-75% ее массы. Из масел вымораживают твердые углеводороды (УВ) - парафины. Содержание парафинов в нефти колеблется в среднем от 0% до 20%.
Смолы являются вторым после масел непременным компонентом нефти. Они могут иметь различную окраску (от светлой до темной). По консистенции это либо густые вязкие, либо твердые аморфные вещества. Содержание смол в разной нефти может существенно колебаться - от 1% до 30%, но полного отсутствия смолистых веществ в нефти не бывает.
Асфальтены в отличие от смол могут отсутствовать в легких нефтях. Нефть, не содержащая асфальтенов, называется мальтеновой. Асфальтены -твердые аморфные вещества темно-коричневого или черного цвета. Содержание асфальтенов в различных нефтях колеблется от 0% до 20%.
Смолисто-асфальтеновые компоненты содержат в своем составе гетероэле- менты - серу (S), азот (N) и кислород (О); в них также сосредоточена основная часть металлов, содержащихся в нефти.
Физические свойства нефти.
Плотность - это масса вещества в единице объема, измеряется в г/см3, либо вкг/м3.
На практике пользуются относительной плотностью, которая представляет собой отношение плотности нефти при 20°С к плотности дистиллированной воды того же объема при 4°С. Относительная плотность нефти может колебаться в интервале 0,76-1,0 г/ см3, но чаще в пределах 0,8-0,9 г/см3. Нефть по величине плотности подразделяется на группы: от очень легкой до очень тяжелой (смотри классификацию нефти по физическим свойствам, стр.9).
Плотность нефти зависит от плотности соединений ее образующих и от величины их концентраций. Например: - в легкой нефти преобладают легкокипящие фракции (бензин и керосин), а в тяжелых - мазут;
- нефть с преобладанием метановых УВ легче нефти, обогащенной ароматическими УВ;
- чем больше в нефти содержится смолисто-асфальтеновых веществ (САВ), тем она тяжелее;
7
- в пластовых условиях плотность нефти меньше, чем на земной поверхности, т.к. нефть в пластовых условиях содержит растворенные газы.
Вязкость нефти - способность оказывать сопротивление перемещению частиц под влиянием действующих на них сил. Единицей измерения динамической вязкости является пуаз (Па * с) или сантипуаз (1сп = 0,001 Па * с). За единицу кинематической вязкости принят 1 стокс (Ст) - это кинематическая вязкость жидкости с абсолютной вязкостью в 1 Па * с и плотностью 1кг/м3.
Вязкость зависит от состава нефти и условий ее нахождения: - чем больше ароматических и нафтеновых УВ, тем больше молекулярный вес и больше вязкость нефти;
- чем больше гетероэлементов (сера, азот, кислород) в нефти, тем она более густая и вязкая;
- легкие нефти с небольшим содержанием парафина, как правило, маловязкие, что облегчает их извлечение на поверхность;
- вязкость нефти в пластовых условиях меньше вязкости нефти в поверхностных условиях, что связано с присутствием растворенного газа;
- вязкость зависит от температуры - чем выше температура, тем меньше вязкость.
Величина, обратная вязкости, называется текучесть.
Температура застывания нефти (или потеря ее подвижности) - важная практическая характеристика нефти. Она зависит от содержания в нефти парафина и смолисто-асфальтовых веществ (САВ). Чем больше твердых парафинов содержится в нефти, тем выше температура ее застывания. САВ оказывают противоположные действия - чем их больше, тем ниже температура застывания. Значения температур застывания нефти в среднем колеблются от плюс 16°С до минус 20°С. Температура застывания (определяется в лабораторных условиях) - это температура, при которой охлаждаемая в пробирке нефть не изменяет своего уровня в течение одной минуты при наклоне пробирки на 45°.
Люминесценция нефти - способность светиться (холодным) свечением под действием разных причин, в том числе, под действием дневного света. При облучении ультрафиолетовыми лучами нефть люминесцируют по-разному в зависимости от ее состава: легкая нефть имеет голубой и синий цвета, а тяжелая - желтый и желто-бурый.
Оптическая активность нефти - способность вращать плоскость поляризации светового луча и почти всегда вправо. Угол вращения от 0,1° до нескольких градусов.
Электрические свойства нефти - нефть и нефтепродукты не проводят электрический ток, т.е. они являются диэлектриками, поэтому используются в промышленности для изготовления различных изоляторов.
Тепловое расширение нефти - способность увеличиваться в объеме при нагревании.
Теплота сгорания или теплотворная способность (ккал, КДЖ) для нефти -это количество теплоты, выделяемой 1кг при сгорании до конца (до СО2 Н2О), и составляет 10500-10900 ккал.
8
Растворимость. Нефть почти не растворяется в воде и хорошо растворяется в органических растворителях, в жирных попутных газах, в углекислом газе (СО2). Существуют различные классификации нефти, например: - по физико-химическим свойствам; - технологическая;
- химическая;
- геологическая.
Классификация нефти по физико-химическим свойствам включает в себя шесть параметров: 1)По плотности (г/см3): - менее 0,8 - очень легкая нефть - 0,8 - 0,84 - легкая нефть
- 0,84 - 0,88 - средняя нефть - 0,88 - 0,92 - тяжелая нефть
- более 0,92 - очень тяжелая нефть 2) По вязкости (ССТ; кин.): - <5 - маловязкая нефть
- 5-30 - средневязкая нефть - >30 - высоковязкая нефть
- 3) По содержанию смол (%): - <5 - малосмолистые
- 5-15 - среднесмолистые - >15 - высокосмолистые
4) По содержанию афальтенов (%): - <1 - малоасфальтенистые
Например, в соответствии с этой классификацией нефть с плотностью 0,83 г/см3, вязкостью 6 ССТ, при содержании смол 2%, асфальтенов 2%, парафинов 1%, серы 1% имеет такую характеристику: нефть легкая, средневязкая, малосмолистая, среднеасфальтенистая, малопарафинистая, сернистая.
Технологическая классификация основана на общих показателях состава нефти, которые определяют способы ее переработки. Нефть группируются по серности, парафинистости, вязкости, по выходу фракций и масел: Классы по содержанию серы (в %): - малосернистые - менее 0,5;
- среднесернистые - 0,5-2,0;
9
- высокосернистые - более 2,0.
Типы по выходу светлых фракций,перегоняющихся до 350°С, (в %): - Т1- более 45%;
- Т2_ 30-44,9%; - Т3 - менее 30%.
Группы по содержанию масел (в %): - М1 - более 25% в расчете на нефть;
- М2 - 15-25% в расчете на нефть и не менее 45% в расчете на мазут; - М3 - 15-25%) в расчете на нефть и 30-45% в расчете на мазут;
- М4 - менее 15% в расчете на нефть.
Подгруппы по качеству масел, оцениваемому индексом вязкости (Ип - условный показатель, представляющий собой сравнительную характеристику испытуемого масла и эталонных масел): - И1 - индекс вязкости выше 85; - И2 - индекс вязкости 40-85.
Виды по содержанию парафина (в %): - П1 - малопарафиновые, менее 1,5;
- П2 - парафиновые 1,5-6,0;
- П3 - высокопарафиновые, более 6,0.
Таким образом, с помощью букв и цифр определяется индекс нефти -сочетание класса, типа, группы, подгруппы, вида: Например, 1Т2М2И2Пз означает, что нефть малосернистая, содержит от 30 до 45%) светлых фракций, от 15 до 25 % масел, индекс вязкости от 40-85 и более 6,0% твердых парафинов.
Применение тригонограмм
Тригонограмма - это один из способов графического изображения аналитических данных. В основном они используются для отображения состава трехкомпо-нентных систем и широко применяются в различных отраслях геологии, органической химии и т. д.
Кратко принципы построения тригонограмм заключаются в следующем. График имеет форму равностороннего треугольника. Каждая его сторона представляет собой шкалу концентраций одного компонента от 0 до 100%).Положение любой точки на графике задано тремя координатами, сумма которых постоянна и равна 100%).
А, В, С - это условные наименования компонентов, фракций, элементов или чего-то другого в составе анализируемых объектов.
Для применения на практике тригонограмм нужно представлять себе и научиться отличать линии одинаковых концентраций каждого компонента смеси, т. е. видеть линии одинаковых концентраций одного компонента так, как показано на рисунке 1.
Рисунок 1 - Линии одинаковых концентраций для координат А, В и С
10
В точке вершины А содержание компонента А равно 100%, а вдоль противолежащей стороны (СВ) треугольника расположены точки с нулевым его содержанием. Все линии равных концентраций компонента А (10%, 20%, 30% и т.д.) будут параллельны линии нулевой концентрации или линии нулевых координат СВ.
Аналогично проведены координатные линии второго и третьего компонентов. Общий вид тригонограммы показан на рисунке 2.
Рисунок 2 - Общий вид тригонограммы: ВА - шкала омпонента А; — линия одинаковых значений А; СВ
- шкала компонентов В; — линия одинаковых значений В; АС - шкала компонентов С; •••• линия одинаковых значений С; %А %В %С = 100%
Для примера показано нахождение точки с координатами А = 50%, В = 20%, С = 30% (рисунок 3).
Рисунок 3 - Пример нахождения пробы на тригонограмме (А = 50%, В = 20%, С = 30%)
В праtrial геохимических исследований приходится иметь дело не только с единичными определениями, но и с группами анализов. Они изображаются на диаграмме в форме поля, ограниченного координатными линиями так, что все анализы этой группы попадают в данное поле.
11
Указания к выполнению лабораторной работы Исходные данные: варианты 1-10 (таблицы 1.2-1.11). Задание: Охарактеризовать три пробы нефти по двум классификациям (классификация по физико-химическим свойствам и технологическая классификация).
Нанести на тригонограммы фракционный и компонентный составы этих трех проб нефти.
Порядок выполнения задания: Поместить исходные данные в работу.
Охарактеризовать пробы нефти по двум классификациям.
Нарисовать тригонограмму со сторонами 10 см для нанесения фракционного состава проб.
Проградуировать каждую сторону (шкалу) с шагом 10%. Дать пояснения, что принимается за координаты. Выписать координаты для каждой пробы.
Нанести все три пробы на тригонограмму, сохраняя вспомогательные линии. Обозначить пробы на тригонограмме их номером (1, 2 или 3).
Нарисовать вторую тригонограмму такого же размера для нанесения компонентного состава этих проб.
Проградуировать каждую сторону (шкалу) с шагом 10%. Дать пояснения, что принимается за координаты. Выписать координаты для каждой пробы.
Нанести все три пробы на трtrialграмму, сохраняя вспомогательные линии. Обозначить пробы на тригонограмме их номером (1, 2 или 3).
Тема: Изучение геохронологической шкалы нефтеносных залежей и построение геологического профиля (разреза).
Цель: Ознакомится с основными подразделениями геохронологической шкалы и правильно выстраивать геологический профиль.
Задачи: Научится выстраивать геологические разрезы по исходным данным.
Теоретические предпосылки.
14
Любая историческая наука, в том числе геология, основана на периодизации тех или иных явлений, на рассмотрении их в хронологической последовательности. Создание единой системы периодизации истории Земли является необходимой базой всякого геологического исследования.
В геологии принято относительное исчисление времени, согласно которому все время формирования земной коры делится на зоны, зоны - на эры, эры - на периоды, периоды - на эпохи, эпохи - на века (геохронологическое подразделение).
Комплекс горных пород, образованных в течение эры, называется группой, в течение периода - системой, эпохи - отделом, века - ярусом (стратиграфическое подразделение).
Для обозначения систем на геологических картах, профилях и другой геологической графике принят специальный индекс и цвет, для обозначения отделов и ярусов применяются оттенки цветов. При этом для более древних подразделений в каждой системе, характеризующийся своим цветом, используют более темные тона. Например, нижний отдел Девонской системы закрашивают темно-коричневым, средний отдел - коричневым, верхний отдел - светло-коричневым.
Относительный возраст подразделений показывают также буквенно-цифровыми условными знаками (индексами), при этом индексация проводится в соответствии с единой стратиграфической шкалой.
Индекс отдела формируется из буквенного индекса системы, (прописные буквы латинского алфавита) с присоединением справа внизу цифр 1, 2, 3 соответственно для нижнего, среднего и верхнего отдела и цифр 1 и 2 для нижнего и верхнего отделов при двухчленном делении системы. Примеры: J2 - средний отдел юрской системы, К2 - верхний отдел меловой системы.
Геохронологическая таблица является необходимой основой для изучения всех геологических вопросов.
Геологические профильные разрезы составляются на всех этапах геолого- поисковых и разведочных работ и строятся как по данным геологической съемки, так и по данным бурения скважины.
Целью работы является овладение навыками и методикой построения геологических профильных разрезов по данным бурения.
Геологическим профилем называется графическое изображение строения участка земной коры в вертикальной плоскости сечения. Геологические профильные разрезы отражают геологическое строение выбранного участка земной коры, показывают особенности условий залегания горных пород и выявленных скоплений нефти и газа, характер изменения горных пород в разрезе месторождения, положение газо-водонефтяных контактов. В совокупности со структурными картами геологические профильные разрезы дают представление о характере строения территории не только по линии разреза, но и по площади.
Геологические профильные разрезы по данным бурения строятся тогда, когда в пределах исследуемой территории пробурено достаточное количество скважин для выполнения этой работы.
15
В зависимости от целей и задач выбирают направление и масштабы построения.
Указания к выполнению работы: Исходные данные: таблицы 13-17.
1)Работа выполняется на миллиметровой бумаге формата А-4 с использованием простого и цветных карандашей.
2)Масштаб горизонтальный и вертикальный 1:10000. 3)Расстояние между скважинами принимается 500 м.
4)Возраст горных пород на разрезе показывается цветом и индексом в соответствии с геохронологической шкалой.
Задание: Построить геологический профиль по скважинам. Оформление профиля показано на рисунке 4.
Порядок выполнения задания: 1) Проводится горизонтальная линия, соответствующая нулевому значению или уровню моря. Слева и справа от нее вычерчивается вертикальная шкала абсолютных глубин (вертикальный масштаб).
2) Вертикальными линиями изображаются стволы скважин, расположенных в определенной последовательности с юга на север или с запада на восток (это указано в вариантах задания).
3) Вверх от базисной (нулевой) линии откладывается в масштабе альтитуды устьев скважин. Полученные точки соединяются плавной кривой, показывающей рельеф местности в выбранном сечении, знаками по линии земной поверхности показываются буровые скважины. От поверхности по вертикали откладываются ограничительным горизонтальным штрихом их забой.
4) От уровня земной поверхности в масштабе откладывается глубина залегания кровли или подошвы (в зависимости от исходных данных) каждого стратиграфического подразделения в каждой скважине. Полученные точки соединяют плавной кривой.
16
5) Проставить на профиле стратиграфическую индексацию и покрасить его в соответствии с геохронологической шкалой.
Вариант 13. Скважины расположены в направлении с ЮЗ на СВ в следующей последовательности: скв.9, скв.8, скв.З, скв.6, скв.7.
Вариант 14. Скважины расположены в направлении с юга на север в следующей последовательности: скв.5, скв.4, скв.З, скв.2, скв.1.
Вариант 15. Скважины расположены в направлении с юга на север в следующей последовательности: скв.7, скв.8, скв.З, скв.6, скв.9.
Лабораторная работа № 3: «Подготовка планшета»
Цель работы: Научить студентов определять масштабы и определять местоположение скважин по их координатам.
Исходный материал: В таблице 18 даны координаты устья скважин по вариантам.
Теоретические предпосылки: Напоминаем, что х - удаление от экватора (м); у - удаление на восток от условного меридиана, расположенного в 500 км к западу от осевого меридиана шестиградусной зоны, z - высотная отметка устья скважины.
Порядок выполнения работы: 3.1 Выбор масштаба. Масштаб карты выбирают исходя из принятого размера рабочей части планшета А3 или А1, ориентировав юг - север параллельно одной из его сторон размещая места заложения скважин по направлению юг - север, запад - восток. Из таблицы приложения 1 задания выбирают максимальные и минимальные значения координат
При этом следует иметь в виду, что допускаются следующие масштабы: 1:5000; 1:10000; 1:25000; 1:50000 и 1:100000. Из таблицы 1 выбирают максимальное и минимальное значения координат скважин по X и Y и определяют их разности в метрах: ?X= Xmax - Xmin; ?Y= Ymax - Ymin;
Если большей разностью окажется ?Y, то по Y ориентируют длинную сторону планшета и наоборот.
Координата X является удалением от экватора (м); шесть последних цифр Y- удаление на востоке от условного меридиана, расположенного в 500 км западнее осевого меридиана шестиградусной зоны. Цифры предшествующие им номер шестиградусной зоны.
В данном случае: Xmax =5883695; Ymax=25605708; Xmin=5880267; Ymin=25600307; ?X=3428 и ?Y=5401.
Далее определяются соответствующие отношения между разностями координат и сторонами планшета: 3428 : 180=19044; 5401 : 280=19289;
Знаменатель искомого масштаба должен быть большой ближайшей цифрой по сравнению с обеими полученными частями.
Данный случай соответствует масштабу 1: 25000.
3.2 Построение километровой сетки и ее оцифровка. При найденном масштабе 1: 25000 1 км соответствует 1 000 м : 25 000=0.04 м или 4 см.
20
Исходные пересечения координат в левом нижнем углу планшета будут иметь координаты X=5880 и Y=25600. Остальные линии километровой сетки оцифровываются двузначными (десятки и единицы километров).
530
0
622
5
720
3
462
1
300
0
350
0
477
8
875
0
701
1
221
3
972
5
174
0
698
5
8975
0
8675
2
8350
1
9201
5
8750
0
8591
0
8131
4
8753
2
9124
7
9031
7
9049
8
8450
3
9373
0
627
3
352
4
873
0
181
2
550
8
750
3
305
6
426
0
727
5
940
0
224
0
448
0
631
0
867
10
852
43
879
64
843
65
899
84
912
35
880
50
922
50
833
17
905
00
907
65
812
50
934
17
32
50
50
00
15
10
82
40
53
10
73
75
44
35
75
70
30
07
97
60
41
57
69
80
19
68
8550
0
8675
0
8477
0
8800
0
9028
0
8301
2
9261
7
9091
4
8851
5
9099
6
8126
3
9351
6
9050
7
9193
0
9023
5
8904
6
8654
2
8773
5
9124
5
9054
7
8417
8
8100
0
8331
4
9390
0
8671
2
8515
5
381
5
660
7
551
4
759
5
475
4
263
5
775
0
162
0
931
7
447
5
983
5
700
0
200
0
8550
3
8681
8
9025
6
8301
1
9249
6
8829
8
9150
0
8428
5
8825
0
8148
0
9081
0
9375
0
9100
0
Но мер а скв ажи н
Координаты разtrialных скважин по вариантам
I
II
Ш
IV
V х у х у х у х у х у
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
4931
2437
5328
6000
8683
7135
9827
1815
4326
6717
6525
3135
3135
3.3 Нанесение на планшет скважин по их координатам. В начале находят квадрат, в котором находится скважина. Так для скважин с координатами X= 5881943 и Y=25601562 координаты квадрата X=81 и Y=01. Местоположение скважины в квадрате измеряют с помощью измерителя по линейному масштабу или более точно по поперечному масштабу. У скважины проставляется ее номер.
Таблица 3.1 - Координаты разведочных скважин
Лабораторная работа № 4. «Построение структурной карты кровли и подошвы залежи»
21
Цель работы: Закрепить полученные знания и научить студентов работать с геологическими материалами, поступающими в распоряжение проектируемых и действующих горных предприятий.
Исходный материал: В таблице заданий дана глубина подсечения кровли нефтегазоносной залежи
Теоретические предпосылки: В пластовых и массивных резервуарах ловушками для нефти и газа являются сводовые грибы пласта или верхние части рифовых массивов, имеющие, как правило, сводообразную форму, литологический замкнутый (линзовидный) природный резервуар сам является ловушкой для нефти и газа. Около 80 % залежей в мире связано с ловушками структурного класса, на долю ловушек иного происхождения (рифогенных, стратиграфических и литологических) происходит немного более 20 %.
Порядок выполнения работы: 4.1. В начале вычисляют абсолютные отметки кровли залежи, полагая, что скважины вертикальны по формуле (4.1): Нк= Z - Lk (4.1)
Здесь имеется в виду алгебраическая разность, т.к. амплитуда Z(абсолютная отметка устья скважины) может быть положительной, если она выше условного горизонта - уровня Балтийского моря или отрицательной, если она расположена ниже условного горизонта. Вычисленная отметка по тому же признаку может оказаться положительной или отрицательной. Найденную отметку проставляют у скважины (последние переносятся на формат плотной бумаги перекаливанием) в знаменателе дроби, числитель которой представляет номер скважины. В отличии с аналогичной операцией с построением структурной карты кровли пласта отметку почвы вычисляют по формуле (4.2): НП= Z - LП (4.2) Сечение горизонталей здесь должно быть такое же, как у карты кровли.
Сама карта выполняется на кальке и при ее совмещении с картой кровли конфигурация изогипс примерно должна повторяться, что характеризует плавное изменение мощности залежи.
Значения Нк и Нп заносят в столбцы таблицы 18.
4.2 Выбор сечения горизонталей определяют по разности максимальной и минимальной амплитуд скважин пологая, что общее число изогипс должно быть в пределах 7 - 12. Причем сечение должно быть равным 0.5, 1, 2, 5, 10, 15, 20 или 50 м.
Нкмах =-1350; Hkmin=-1260;
Н=-1350 - (-1260)=90.
Таким ОБРАЗОМ?Н = 15 м (из расчета 7 изогипс на карте).
Далее на карте соединяют ближайшие скважины прямыми линиями таким образом, чтобы полученные треугольники образовались более короткими диагоналями четырехугольников, а при равных диагоналях соединяют скважины с максимальной разницей абсолютных отметок. По отметкам скважин известными методами (расчетным или с помощью палетки) проводится их интерполяция по сторонам треугольников.
22
Одноименные засечки, имеющие одинаковое падение, соединяются прямыми. Такая линейная интерполяция приводит к модели поверхности, не учитывающей плавность ее изменения. При окончательном оформлении карты углы сглаживаются. Изолинии оцифровываются цифрами с их основанием в сторону падения.
Таблица 4.1 - Абсолютные отметки (альтитуды) разведочных скважин на поверхности земли
Тема: «Макроскопическое описание осадочных горных пород. Породы коллекторы и породы - флюидоупоры»
Цель: Ознакомить с главными породами коллекторами
Осадочные горные породы образуются в результате разрушения горных пород на поверхности Земли и последующего накопления и преобразования продуктов этого разрушения. В нефтегазовой геологии осадочные породы изучаются как основные объекты, с которыми генетически связаны нефть и газ. Все осадочные горные породы подразделяются на обломочные, глинистые, хемогенные, органогенные и смешанные.
Обломочные горные породы образуются за счет продуктов механического разрушения ранее существовавших пород и наиболее распространены среди осадочных образований. По величине слагающих обломков различаются грубообло-мочные, песчаные, алевритовые и пелитовые обломочные породы. При классификации обломочных пород учитываются не только размер обломков, но и их форма (окатанные или остроугольные), а также наличие или отсутствие цементирующего материала (таблица 5.1). Грубые обломки накапливаются вблизи разрушающихся горных пород. По мере удаления встречаются среднеобломочные (песчаные), мелкообломочные (алевритовые) и тонкообломочные (пелитовые) породы.
24
Пористость в обломочных породах обычно межгранулярная (межзерновая). Цемент, присутствующий в большинстве обломочных пород, обуславливает крепость, плотность и другие свойства породы.
Состав цемента может быть однородным (мономинеральным) или неоднородным (полиминеральным).
По составу цементы бывают: - Карбонатный (известковый цемент узнается по вскипанию с НС1, доломитовый - слабая реакция с НС1);
- глинистый - по размокаемости в воде;
- железистый - по бурому цвету или металлическом
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
