МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ОБРАЗОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ ЛОВУШЕК
ГЛАВА 1. ВВЕДЕНИЕ
Происхождение нефти. Миграция углеводородов и образование ловушек. Поиски нефти.
ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ
Нефть образовалась в определенные геологические эпохи, в благоприятном климате из останков растений и животных. После отмирания живых организмов их останки медленно разлагались, превращаясь в ископаемые источники энергии: нефть, газ, уголь и битум. Нефть, газ и битум смешивались с осадочными породами (как правило, глинами). В течение нескольких миллионов лет под действием огромного давления вышележащих пород нефть и газ выдавливались из глин, попадая в выше- или нижележащие проницаемые пласты, и далее в ловушки, которые называются пластами-коллекторами. Следует отметить, что латинское слово petroleum, означающее «нефть», состоит из двух слов: petra (камень) и oleum (нефть). Это указывает на происхождение нефти из земных пород. Нефтяные углеводороды представляют собой сложные смеси, которые могут находиться в самом разнообразном состоянии – в виде смеси газов, высоковязких или низковязких жидкостей, полутвердых или твердых материалов. Газы встречаются как в чистом виде, так и в виде газожидкостной смеси. Жидкие углеводороды (нефть) имеют разнообразный цвет, от прозрачного светло-желтого до черного. Полутвердые углеводороды – смолы - липкие на ощупь, черного цвета. Добываемые шахтным способом твердые углеводороды представляют собой уголь, нефтеносный песок или природный асфальт (гильсонит). Само слово «углеводороды» говорит о том, что молекулы нефти состоят из связанных между собой атомов углерода и водорода; причем у углерода четыре связи, а у водорода – одна. Простейший углеводород – газ метан (СН4). У сложных углеводородов более сложная структура, состоящая из многочисленных колец атомов углерода и водорода с боковыми углеводородными цепями. В структуре сложных углеводородов часто встречаются атомы серы, азота и других элементов.
МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ОБРАЗОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ ЛОВУШЕК
Осадочные породы.Промышленные запасы нефти редко залегают в материнской породе. Обычно нефть находится по соседству, в породе-коллекторе. Как правило, это осадочные породы, т.е. слоистые породы, сформировавшиеся в неглубоких древних морях из ила и наносного речного песка. Самая распространенная осадочная порода – песчаник. Изначально пространство между зернами песка было заполнено морской водой. При наличии сообщения между порами порода становится проницаемой, что позволяет жидкости вытекать из породы под действием силы тяжести или горного давления. Морская вода, изначально находившаяся в поровом пространстве, с течением времени частично вытеснялась нефтью или газом, мигрировавшими из материнской породы в песчаный пласт. Некоторое количество воды осталось в поровом пространстве, обволакивая зерна песка. Такая вода называется связанной водой. Нефть и газ могут мигрировать через поры до тех пор, пока для этого достаточно силы тяжести или давления, или пока не образовалась какая-либо преграда. Такая преграда на пути миграции нефти или газа называется ловушкой.
Карбонатные породы, известняки (карбонат кальция) и доломиты (карбонаты кальция и магния) являются осадочными породами, они – наиболее распространенные коллекторские породы. Карбонатные коллекторы формировались из древних коралловых рифов и останков водорослей, произраставших в древних мелководных морях. Богатые органикой материнские породы располагались поблизости, снабжая коллектора нефтью и газом. Большинство пластов-известняков не имеют скелета, обеспечивающего проницаемость, достаточную для миграции нефти и газа. Однако во многих известняковых коллекторах имеется система трещин или сообщающихся каверн, образованных при растворении карбонатов кислой водой. Трещины и каверны, образовавшиеся после осадконакопления, создают достаточную для миграции и экранирования нефти проницаемость и пористость. Другая карбонатная порода – доломит – обладает структурной проницаемостью, которая обеспечивает миграцию и образование ловушек. Доломиты также обладают пористостью благодаря трещинам и кавернам, вследствие чего из них формируются хорошие коллекторы.
Соляные купола. Значительная часть нефти и газа добывается из-под соляных куполов, часто имеющих грибовидную форму. Соляные купола проникающего типа сформировались благодаря пластическому движению соли вверх, сквозь более плотные осадочные породы, под действием силы плавучести из-за разницы в плотности пород. Окружающие соляной купол пласты (песчаники, глины и карбонаты) при поднятии соли деформировались, образуя стратиграфические и структурные ловушки (см. Рис. 2-с). Такие ловушки формировались на флангах и под выступом соляного купола в песчаниках, подвергшихся сбросам и образованию складчатости по мере движения соли. Будучи непроницаемой для нефти и газа, соль хорошо экранирует залежи углеводородов.
Соляные пласты.В последнее время под горизонтально простирающимися соляными пластами найдено несколько крупных нефте- и газоносных месторождений. До недавнего времени было неясно, что именно находилось под соляными пластами, или, как их еще называют, соляными линзами. По экономическим причинам разведка бурением не представлялась возможной, а интерпретация сейсмических исследований была неточной из-за пластичности соли. Сейчас для оценки «подсолевых» пластов и выделения коллекторов используются современные методы трехмерного анализа, и после выявления потенциальных коллекторов ведется разведка бурением на нефть или газ.
Ловушки. Нефть, газ и вода медленно мигрируют сквозь проницаемые породы под действием сил гравитации (плавучести) и давления. При наличии на их пути непроницаемого барьера миграция прекращается и происходит накопление нефти и газа. Такой барьер на пути миграции называется ловушкой. Так как флюиды имеют различную плотность, газ поднимается вверх, вода опускается вниз, а нефть занимает среднее положение. Ловушки делятся на структурные и стратиграфические.
Структурные ловушки – результат местных деформаций, таких как складчатость или сбросы пород. Примерами структурных барьеров могут быть антиклинальные ловушки, сбросовые ловушки, а также ловушки, приуроченные к соляным куполам (см. Рис. 1-а, 1-b и 1-c).
Стратиграфические ловушки сформировались под воздействием геологических процессов, отличных от структурных деформаций, они обусловлены свойствами пород (литологическими характеристиками). Примерами таких ловушек являются остатки древнего известняка или доломитовый коралловый риф, погребенный под непроницаемыми осадочными породами.
Примером стратиграфической ловушки иного типа является русло палеореки, заполненное песком с наслоением ила. Литология осадочных слоев может меняться в боковом простирании, такие слои могут сходить на нет, проявляясь в других местах в качестве совершенно иной породы. Такие изменения могут привести к снижению пористости и проницаемости в широтном направлении, в результате чего формируется ловушка (см. Рис. 2-а). Несогласное залегание – еще один тип стратиграфической ловушки. Несогласное залегание имеет место при подъеме, наклоне или эрозии свиты горных пород, содержащей будущие пласты-коллекторы, с последующим их погребением под осадочным слоем, образующим непроницаемый барьер. Несогласное залегание 
представляет собой перерыв временной геологической шкалы (см. Рис. 2-b).
ПОИСКИ НЕФТИ
Поиски нефти: Одно дело знать о существовании нефтяных ловушек, и совсем другое – уметь находить эти ловушки под многокилометровой толщей пород. Для поисков необходимо определить вероятность залегания нефти и газа в ловушке. Существует множество методов поиска нефтяных ловушек, среди них важнейшими являются аэрофотосъемка, геологическая разведка, геофизические и сейсмические исследования и разведочное бурение.
Аэрофотосъемка и спутниковая съемка. Съемка с большой высоты позволяет получить всеобъемлющую картину изучаемой площади, выявляет основные региональные структуры, такие как антиклинали и сбросы. Данные исследования позволяют выявить площади, на которых впоследствии потребуется более детальная съемка. Когда геологоразведочная деятельность только начиналась, аэрофотосъемка местности или картирование площади дренирования реки или ручья уже считались большими достижениями. Современная аэрофотосъемка и спутниковая съемка куда более совершенны. С их помощью выявляется целый ряд структур и явлений, включая температурные аномалии, неоднородность плотности пород, минеральный состав, просачивание нефти на поверхность и т.д.
Наземная геологическая разведка. Исследования обнажений (выхода горных пород на дневную поверхность), срезов и стенок каньонов помогают определить литологические характеристики и произвести оценку свойств материнской породы, коллекторских пород, механизм формирования ловушек. Изучение современных речных дельт, например, позволило узнать больше о древних залежах. Составленные на основе этих наблюдений подробные геологические карты отражают местоположение и форму геологических объектов, содержат описание физических свойств и характеристик ископаемых.
Геофизическая разведка. Применяя чувствительные приборы и аналитические методы обработки данных, геофизики могут узнать очень многое о недрах земли. Основной способ геофизических исследований – сейсмическая разведка, при которой направленные вниз ударные волны, создаваемые на поверхности, отражаются от подземных пластов. Так как скорость отраженной волны зависит от плотности и твердости пород, сейсмологи определяют глубину, мощность и тип породы путем точного замера времени пробега отраженных волн от пласта до поверхности. Современные методы трехмерных сейсмических исследований способствуют более успешному проведению геологоразведочных работ, особенно в подсолевых структурах. Постоянное усовершенствование технологии сейсмических исследований и применение математических методов (алгоритмов) интерпретации сигнала дают более четкую «картину» подземных объектов. Кроме сейсмических исследований существуют и иные методы, в которых для выделения крупных подземных структур применяются измерения гравитации и магнитного поля земли.
БУРЕНИЕ НА НЕФТЬ
МЕТОДЫ БУРЕНИЯ
Вскрытие потенциального пласта-коллектора бурением является единственным способом подтверждения нефтегазоносности пласта. Бурение скважин для добычи полезных ископаемых – вовсе не такая уж современная технология. Еще в 1100 г. н.э. в Китае бурили скважины для добычи соленой воды с глубины до 3 500 футов методом ударно-канатного бурения.
Ударно-канатное бурение. Этот метод применялся нефтяниками-первопроходцами 19 и начала 20 века, используется он и поныне для строительства неглубоких скважин. Установка ударно-канатного бурения состоит из подвешенной на тросу тяжелой ударной штанги с долотом на конце. Бурение производится периодическим подъемом и сбросом ударной штанги. Энергия для разрушения породы создается за счет падения штанги. При бурении таким методом жидкости в скважине нет, за исключением некоторого количества воды на забое. После проходки нескольких футов штанга и долото извлекаются из скважины для удаления шлама желонкой, которая представляет собой полую трубку с заслонкой на конце. Ударно-канатный метод весьма прост, однако пригоден лишь для бурения неглубоких скважин. Скорость проходки невелика из-за низкой эффективности долота и необходимости частого подъема инструмента для очистки скважины от шлама.
Роторное бурение. Установки роторного бурения применяются для строительства скважин самого разнообразного назначения: нефтяных, газовых, водных, геотермальных, скважин-нефтехранилищ; а также для отбора керна, при добыче полезных ископаемых шахтным способом, при проведении строительных работ. Однако важнейшим назначением установок роторного бурения является бурение нефтяных и газовых скважин. Роторное бурение, появившееся в нефтегазодобывающей отрасли около 1900 г., производится при помощи долота, соединенного с колонной бурильных труб, которая в свою очередь подвешивается на крюке талевого блока, передвигающегося по мачте посредством системы канатов и шкивов (см. Рис. 3). Бурение производится путем вращения бурильной колонны и долота, при этом вес УБТ ( утяжелённых бурильных труб ) передается на долото, благодаря чему и происходит разрушение породы.
Для охлаждения и смазки долота, а также для очистки скважины от шлама в неё по бурильной колонне закачивается буровой раствор. При подаче на долото буровой раствор выходит через специальные насадки, промывает забой и поднимается вверх по затрубному пространству (т.е. пространству между бурильной колонной и стенками скважины), увлекая за собой шлам. Дойдя до поверхности, буровой раствор очищается, из него удаляется шлам, затем он снова поступает в скважину. Циркуляция бурового раствора позволила увеличить скорость роторного бурения, чего так недоставало ударно-канатному бурению, за счет выноса шлама без дополнительных спуско-подъемных операций. Оборудование роторного бурения показано на Рис. 3.
БУРОВЫЕ ДОЛОТА
Лучше всего начать рассказ об оборудовании роторного бурения с самой главной детали - долота. По мере вращения долота под действием веса бурильной колонны происходит разрушение породы скалыванием или истиранием. Первые долота для роторного бурения были лопастного типа, они разрушали породу истиранием. Первые долота были похожи на хвост рыбы, поэтому такие долота называли «долото-рыбий хвост». Долота такого типа эффективны при проходке мягких пород, в твердых породах лопасти быстро изнашивались. Потребовались усовершенствованные долота, и в начале 20 века появилось шарошечное долото для роторного бурения.
Шарошечное долото. У шарошечного долота имеются две или три конические шарошки, которые вращаются одновременно с вращением долота. Поверхность шарошек усеяна зубцами, обрабатывающими породу при вращении долота (см. Рис. 4-а). Разрушение твердых пород происходит благодаря скалывающему действию долота, более мягкие породы разрушаются выдалбливанием. Кроме того, долото оказывает и истирающее действие вследствие эксцентрического расположения осей шарошек относительно оси вращения долота. На работу долота влияют такие параметры как осевая нагрузка, скорость вращения, твердость породы, перепад давлений, скорость потока бурового раствора и его вязкость. Насадки долота увеличивают скорость потока бурового раствора, создавая гидромониторный эффект на забое. Это приводит к увеличению скорости проходки.
Шарошечные долота классифицируются в зависимости от типов подшипников и зубцов. Подшипники бывают следующих типов: (1) роликовые подшипники без уплотнения, (2) роликовые подшипники с уплотнением и (3) подшипники скольжения. Зубцы бывают (1) фрезерованные и (2) со вставками из карбид-вольфрама (TCI). Конструкция подшипника влияет на срок службы долота: подшипники с уплотнением и подшипники скольжения продлевают срок отработки долота, однако они дороже подшипников без уплотнения. Проходка в различных породах зависит от формы, размера, количества и расположения зубцов. Шарошки, имеющие фрезерованные зубцы, вытачиваются из цельной заготовки (см. Рис. 4-с). В некоторых случаях для продления наработки вооружение шарошек усиливают наваркой твердого сплава. Такая конструкция рассчитана на работу в мягких и средних породах, в которых длинные зубцы шарошки разрушают породу выдалбливанием.
Зубцы шарошек со вставным вооружением представляют собой штыри из карбида вольфрама, вставленные в заранее высверленные отверстия конуса шарошки (см. Рис. 4-а). Долота со вставками из карбида вольфрама (TCI) разрушают твердые и абразивные породы за счет дробления. Некоторые штыревые долота усиливаются специальными вставками с алмазным слоем, нанесенным на подложку из карбида вольфрама. Это увеличивает срок службы долота.
Алмазные долота и долота PDC. Для проходки средних и твердых пород, а также при проведении специальных работ по отбору керна, требующих более продолжительной отработки долота, применяются долота с неподвижными резцами и алмазным слоем на режущей кромке. Такие долота покрываются слоем природных либо искусственных алмазов. В долотах с природными алмазами применяются природные алмазы промышленного назначения, установленные в стальной матрице рабочей поверхности долота, как показано на примере алмазного колонкового долота (см. Рис 4-b). При вращении долота природные алмазы разрушают породу, обеспечивая проходку скважины. Долота с искусственными алмазами, или долота PDC (долота с поликристаллическими алмазными резцами) устроены таким образом, что резцы, разрушающие породу под долотом, оставляют большие частицы шлама; у таких долот высокая скорость проходки (см. Рис 4-b). Долота PDC пользуются большим спросом при проходке различных типов пород, но в особенности при бурении больших интервалов в средних и твердых породах. Долота PDC очень надежны и эффективны, они обеспечивают большую скорость проходки и долгий срок эксплуатации. Для повышения эффективности бурения в конкретных условиях выпускается целый ряд долот PDC разнообразной конструкции. Обычно скорость проходки таких долот в глинах выше, чем в песчаниках, поэтому их применяют для проходки больших интервалов в глинах. Принцип действия обоих типов алмазных долот аналогичен устаревшему долоту типа «рыбий хвост», так как порода разрушается благодаря истиранию.
БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
В упрощенном виде бурильная колонна для вращательного бурения состоит из (1) долота, (2) утяжеленных бурильных труб (УБТ) и компоновки низа бурильной колонны (КНБК), (3) бурильных труб (см. Рис. 5). УБТ находится непосредственно над долотом и состоит из УБТ с одним или несколькими лопастными стабилизаторами, предназначенными для обеспечения соосности КНБК и долота. Возможна установка расширителя для поддержания номинального диаметра скважины, которая имеет тенденцию сужаться по мере износа долота, а также иной оснастки. В нижней части КНБК, обычно непосредственно над долотом, устанавливают приборы телеметрической системы MWD (измерения во время бурения) и гидравлические двигатели. Иногда в верхней части КНБК устанавливается яс. Яс служит для освобождения от прихвата посредством ударного механизма, срабатывающего при сильном натяжении колонны.
УБТ – это тяжелые толстостенные трубы, которые входят в состав КНБК и обеспечивают осевую нагрузку на долото. Обычно одна из таких труб в составе КНБК изготовлена из немагнитного материала. Это необходимо, чтобы предотвратить помехи для работы магнитного компаса системы инклинометрии, определяющей угол наклона нижней части КНБК и долота.
Длина каждого звена бурильной трубы составляет приблизительно 30 футов. Бурильные трубы имеют наварное муфтовое и ниппельное соединение. Резьбовые соединения (замки) должны быть прочными, надежными и безопасными. Они должны обеспечивать быстрое соединение (наращивание) и отворот (раскрепление). Наружный диаметр бурильных труб – от 2-3/8 до 6-5/8 дюйма.
Колонна полых бурильных труб обеспечивает постоянную циркуляцию и позволяет вести закачку бурового раствора под высоким давлением по колонне бурильных труб и далее через насадки долота. Выходя из насадок долота, струя бурового раствора вымывает шлам из-под долота, оставляя после себя чистый забой, и выносит шлам на поверхность. Передача гидравлической мощности от буровых насосов долоту является еще одной важной функцией бурового раствора.
Бурение на гибких трубах (койл-тюбинг). Этот метод заключается в применении гибких труб и специальных буровых установок для работы с ними. В отличие от традиционных методов бурения с применением отдельных труб большого диаметра, бурильная колонна установки койл-тюбинга имеет меньший диаметр и обладает гибкостью. В отличие от традиционной наращиваемой колонны бурильных труб, которую необходимо раскреплять для установки труб на площадке буровой во время спуско-подъемных операций, гибкие трубы расположены на барабане, который разматывается при спуске и наматывается при подъеме. Применение гибких труб значительно облегчает операции по спуско-подъему компоновки.
Традиционно установки койл-тюбинга применялись для капитальных ремонтов скважин и освоения, когда мобильность и компактность особенно важны. С появлением гидравлических забойных двигателей, когда нет необходимости вращать всю колонну для передачи крутящего момента на долото, установки койл-тюбинга стали полноправными буровыми.
ВРАЩЕНИЕ ДОЛОТА
Какой бы тип долота не применялся, для бурения породы долото необходимо вращать. Существуют три способа вращения долота:
1. Вращение долота и бурильной колонны при помощи ведущей трубы и ротора.
2. Вращение долота и бурильной колонны при помощи верхнего привода (силового вертлюга).
3. Вращение долота с приводом от гидравлического мотора (При необходимости колонна может быть неподвижна или вращаться одновременно с работающим гидромотором).
Роторный привод. Стол ротора монтируется на рабочей площадке, в центре он имеет проходное отверстие для работы с долотом и бурильной колонны. Привод ротора – шестеренный и цепной. Вкладыш ротора представляет собой большую металлическую «гайку» с четырех-, шести- или восьмигранным отверстием в центре, предназначенным для спуска четырех-, шести- или восьмигранной рабочей ведущей трубы («квадрата»). Крутящий момент ротора передается ведущей трубе (ее длина составляет около 40 футов) посредством вкладыша, что напоминает вращение гайки ключом. Ведущая труба свободно перемещается вверх и вниз в окне вкладыша ротора, что позволяет производить наращивание колонны. Затем ведущая труба опускается в скважину, долото доходит до забоя, после чего можно начинать вращение ротора. Бурильщик включает ротор, и ведущая труба опускается по мере проходки породы долотом. Когда верхний конец ведущей трубы доходит до вкладыша (на уровне рабочей площадки буровой), ведущая труба отсоединяется от бурильной колонны и приподнимается во время наращивания. Во время бурения эта операция многократно повторяется. Для того, чтобы в бурильную колонну поступал буровой раствор, рабочая труба соединяется с вертлюгом и шлангом. Вертлюг представляет собой полую конструкцию с вращающимся уплотнительным узлом. Буровой раствор, подающийся со стояка через грязевой шланг, поступает на входное отверстие вертлюга, его выходное отверстие соединяется с ведущей трубой и бурильной колонной. Недостаток при использовании вертлюга заключается в необходимости отсоединения ведущей трубы при подъеме, когда становится невозможным прокачка бурового раствора и вращение бурильной колонны.
Верхний привод (силовой вертлюг). У верхнего привода есть весьма важное преимущество относительно бурения с ротором и ведущей трубой: при использовании верхнего привода бурильная колонна вращается посредством мощного гидравлического двигателя, установленного на талевом блоке мачты. Вместо наращивания через каждые 30 футов, верхний привод позволяет использовать трехтрубки (длиной 90 футов) бурильной трубы, что значительно сокращает количество наращиваний и время, необходимое на спуско-подъемные операции. Из-за этого сокращается риск прихвата при проработке больших интервалов сужения ствола скважины. Благодаря своим преимуществам верхний привод установлен на большинстве наземных и морских буровых установок.
Гидравлический забойный двигатель. Если первые два способа передачи крутящего момента требовали вращения бурильной колонны, третий метод заключается совсем в другом: в состав КНБК включается гидравлический двигатель турбинного или объемного действия. Во время бурения гидравлическая энергия бурового раствора, поступающего в гидравлический мотор, приводит во вращение долото. Вращение достигается за счет движения жидкости между статором и ротором с выходным валом, к которому крепится долото. Такая конструкция предлагает несколько преимуществ: гидромоторы имеют более высокую частоту оборотов, чем ротор, для вращения долота требуется меньше энергии, чем для вращения всей бурильной колонны. Все это благоприятно сказывается на техническом состоянии ствола скважины и обсадной колонны, так как вращается только долото, а не бурильная колонна целиком. Высокая частота оборотов гидромотора способствует увеличению скорости проходки и снижению уровня вибрации. Гидравлические забойные двигатели находят исключительно широкое применение при бурении наклонно-направленных скважин, где ключевым фактором является стабильность траектории.