Разведка месторождений полезных ископаемых - Каждан А.Б.
Скачать (прямая ссылка):
В связи с низкой стоимостью единицы минерального сырья особое значение приобретают точное оконтуривание вскрышных пород, особенно на поздних стадиях разведки, по результатам которой проектируется и планируется развитие добычных работ. При разведке нередко приходится сгущать сеть буровых скважин не для уточнения сведений по запасам полезного ископаемого, а для выяснения характера подошвы вскрышных пород, поверхности погребенного палеорельефа, оконтуривания карстовых размывов и
полостей. Часто для этого используются геофизические методы (вертикальное электрозондирование, инженерно-сейсмическое профилирование и др.).
§ 5. Особенности разведки жидких и газообразных полезных ископаемых
К числу жидких и газообразных полезных ископаемых относятся нефть, горючие газы и природные воды, условия формирования и проявления которых настолько своеобразны, что уже давно изучаются в самостоятельных научных дисциплинах. Ниже в сравнительном плане рассматриваются только некоторые принципиальные отличия методики их разведки от разведки месторождений твердых полезных ископаемых.
От месторождений твердых полезных ископаемых нефте-газо-носные месторождения отличаются:
— способностью нефти и газа к передвижению в горных породах при изменении термодинамических условий;
— сложными формами залежей, зависящими от сочетания ли-толого-фациальных особенностей разреза, типа складчатых структур и проявления разрывной тектоники;
— различной нефте- и газонасыщенностью участков залежей, в зависимости от литологического состава, текстурных особенностей и физико-механических свойств коллекторов;
— зависимостью контуров нефте- и газоносности от динамики пластовых вод, наличия разрывных нарушений, от положения и количества скважин, пробуренных в контурах или вблизи залежей.
При наличии коллекторов, благоприятными структурами для формирования нефтяных и газовых месторождений в пределах нефтеносных областей являются антиклинальные складки, куполовидные поднятия и моноклинали, со стратиграфическими или фа-циально выклинивающимися нефтеносными толщами.
Разведке нефтяных и газовых месторождений предшествуют региональные геолого-геофизические работы, подготовка площадей к поисковому бурению геолого-геофизическими методами, структурное, опорное, параметрическое и поисковое бурение на нефть и газ. Из геофизических методов на этих стадиях исследований особенно успешно используются сейсморазведка, реже гравиметрические и электрометрические методы. Для изучения скважин широко применяются методы их комплексного каротажа.
В отличие от твердых полезных ископаемых разведка нефтяных и газовых месторождений осуществляется в одну стадию. Предварительная геолого-экономическая оценка выявленных месторождений проводится уже по результатам поисковых работ с подсчетом запасов нефти, газа, конденсата* и других сопутствующих компо-
* Конденсатом называется жидкая часть газоконденсатов природной системы взаиморастворимых газообразных и легковскипающих жидких нефтяных углеводородов. В термодинамических условиях земных недр они находятся в газообразном фазовом состоянии, а в условиях дневной поверхности, при охлаждении и снижении давления до атмосферного — выпадают в виде конденсата.
нентов (гелия, серы и др.) по категориям Ci и C2. В процессе разведки производится подготовка месторождения к промышленному освоению, а запасы нефти и газа подсчитываются и оцениваются по категориям С] и В. Запасы категории А устанавливаются только по результатам опытно-эксплуатационных работ.
В числе балансовых запасов нефти и конденсата выделяются и учитываются извлекаемые запасы, т. е. запасы, которые могут быть извлечены при наиболее полном и рациональном использовании современной техники.
Разведка нефтяных и газовых месторождений проводится с помощью буровых скважин колонкового, роторного или турбинного бурения, которые располагаются по изометрической или прямоугольной сети (по разведочным профилям) в зависимости от ориентировки и размеров залежей, степени выдержанности нефтегазоносных пластов и сложности тектоники месторождения. Расстояния между скважинами при разведке крупных и выдержанных нефтесодержащих пластов для подсчета запасов по категории В измеряются первыми километрами, а для небольших и исключительно невыдержанных пластов уменьшаются до сотен метров.
По каждой разведочной скважине проводится комплекс геологических и промыслово-геофизических наблюдений, отбираются образцы пород и пробы нефти, газа, конденсата и нефтяных вод
Запасы нефти и газа подсчитываются на структурных планах объемным методом раздельно для каждой изолированной залежи
Объемный метод основан на определении объема продуктивного пласта в контурах нефтяной или газовой залежи Общие запасы нефти Qo подсчитываются по формуле
Q0=FhmpHQd, (16.2)
где F— площадь залежи, м2,
h—средняя эффективная мощность пласта, м, т— коэффициент эффективной пористости (отношение объема пор к объему залежи), доли единицы, P11— коэффициент нефтенасыщенности пород (степень заполнения пор нефтью), доли единицы; 0— пересчетный коэффициент, учитывающий изменение объема пластовой нефти при подъеме ее на поверхность; d—удельная масса нефти. Коэффициент т определяется опытным путем по образцам, полученным из скважин. Коэффициент рн зависит от гидростатического давления краевых вод и других факторов. Его величина колеблется от 0,5 до 0,8.