Геология нефти игаза

Титульный

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.Химические элементы  и соединения в составе нефти

Нефть и газ - это тоже горные породы, но не твердые, а жидкие и газообразные. Вместе с другими горючими осадочными породами (торф, бурый и каменный уголь, антрацит) они образуют семейство каустобиолитов, т.е. горючих органических пород.

Говоря о составе  нефти, различают элементный, фракционный  и групповой составы.

Основными ее элементами являются углерод ( 83...87 %) и водород (11... 14 %). Наиболее часто встречающаяся примесь сера (до 7 %), хотя во многих нефтях серы практически нет. Сера содержится в нефтях в чистом виде (самородная), в виде сероводорода или меркаптанов. Она усиливает коррозию металлов. Азота в нефтях не больше 1,7 %; он совершенно безвреден в силу своей инертности. Кислород встречается в нефти не в чистом виде, а в различных соединениях (кислоты, фенолы, эфиры и т.д.); его в нефти не более 3,6 %. Из металлов в нефти присутствуют железо, магний, алюминий, медь, натрий, олово, кобальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть и другие. Содержание металлов столь мало, что они обнаруживаются лишь в золе, остающейся после сжигания нефти.

Фракционный состав нефти определяется при разделении соединений по температуре кипения. Фракцией (дистиллятом) называется доля нефти, выкипающая в определенном интервале температур. Началом кипения фракции считают температуру падения первой капли сконденсировавшихся паров. Концом кипения фракции считают температуру, при которой испарение фракции прекращается. Так, бензины выкипают в пределах 35...205 °С, керосины -150...315 °С, дизельные топлива - 180...350 °С, масла - 350 °С и выше. Под групповым составом нефти понимают количественное соотношение в ней отдельных групп углеводородов и соединений.

Углеводороды  представляют собой химические соединения углерода и водорода. Они бывают парафиновые, нафтеновые и ароматические. Парафиновые углеводороды (метан, этан, пропан и т.д.) имеют химическую формулу (n - число атомов углерода). При п от 1 до 4 парафиновые углеводороды являются газами, при п от 5 до 15 -жидкостями, при пМ6 - при обычных температурах твердыми веществами. Твердые углеводороды метанового ряда называют парафинами. Температура их плавления составляет в основном 52...62 °С. В пластовых условиях парафины находятся в растворенном состоянии. Однако при снижении температуры, давления и выделении растворенного газа парафин выделяется из нефти в виде кристаллов, создавая тем самым проблемы для ее фильтрации в пласте и движения в трубопроводах. В зависимости от строения и количества жидких парафиновых углеводородов в нефтях, свойства получаемых из них нефтепродуктов могут различаться довольно существенно. Нафтеновые углеводороды (цикланы) имеют химическую формулу С Н_а. В отличие от парафиновых углеводородов они имеют циклическое строение. Нафтеновые углеводороды присутствуют во всех фракциях нефтей. Они — важнейший компонент моторных топлив и смазочных масел (улучшают эксплуатационные свойства бензинов, уменьшают зависимость вязкости масел от температуры), а также сырье для получения ароматических углеводородов. Ароматические углеводороды (арены) имеют химическую формулу С_пН_{2п (}. (при п ^6). Циклическое строение ароматических углеводородов в отличие от нафтеновых характеризуется наличием двойных связей. Они также встречаются во всех фракциях, обладают хорошей растворяющей спо-собностью по отношению к органическим веществам, но высокотоксичны.

Кроме углеводородов  в нефти содержатся кислородные, сернистые и азотистые соединения. К числу основных кислородных соединений, содержащихся в нефтях, относятся нафтеновые кислоты и асфальто-смолистые вещества. Нафтеновые кислоты вызывают коррозию металлов. Асфальто-смолистые вещества - это сложные высокомолекулярные соединения, содержащие кроме углерода и водорода кислород (до 2 %), серу (до 7 %) и азот (до 1 %). При обычных температурах они представляют собой малотекучее или твердое вещество с плотностью, превышающей плотность воды. Часть асфальто-смолистых веществ, растворимая в бензине, называется смолой, а нерастворимая - асфальтом.

Содержание сернистых  соединений в отдельных нефтях доходит до 6 %. Однако встречаются и малосернистые нефти.

Азотистые соединения представлены, в частности, порфиринами, которые, как считалось, образовались из хлорофилла растений и гемоглобина животных. Сторонники теории органического происхождения нефти видели в этом подтверждение своих взглядов. Природные газы делятся на три группы:

• газы, добываемые из чисто газовых месторождений;
• газы, добываемые из газоконденсатных месторождений;
• газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений.

Все газы представляют собой смеси парафиновых углеводородов с азотом, сероводородом, углекислым газом и другими компонентами, но в разных пропорциях. Газы чисто газовых месторождений наиболее легкие, они на 90 % и более состоят из метана. Газы нефтяных месторождений (их также называют попутным нефтяным газом) наиболее тяжелые, метана в них от 30 до 70 %. Газы газоконденсатных месторождений несколько более тяжелы, чем газы чисто газовых месторождений, но легче, чем нефтяной газ; метана в них от 80 до 90 %.

Природный газ  бесцветен, а при отсутствии в  нем сероводорода - не имеет запаха.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.Основные  предпосылки и гипотезы неорганического

происхождения нефти

Считается, что  за время существования нефтяной промышленности человечеством добыто около 85 млрд. т нефти и оставлено в недрах отработанных месторождений еще 80...90 млрд. т. Кроме того, доказанные запасы нефти в настоящее время составляют около 140 млрд. т. Итого около 300 млрд. т. Что за «фабрика» произвела такое количество нефти?

Вопрос о происхождении  нефти имеет не только познавательное, но и большое практическое значение. «Только тогда, когда мы будем иметь правильное представление о тех процессах, в результате которых возникла нефть, ...будем знать, каким образом в земной коре образуются ее залежи, мы получим ... надежные указания, в каких местах надо искать нефть и как надлежит наиболее целесообразно организовать ее разведку», - справедливо писал в 1932 г. академик И.М. Губкин.

В развитии взглядов на происхождение  нефти выделяют 4 этапа:

• донаучный период;
• период научных догадок;
• период формирования научных гипотез, связанный с началом развития нефтяной промышленности;
• современный период.

Ярким примером донаучных представлений о происхождении нефти являются взгляды польского натуралиста XVIII в. каноника К. Клюка. Он считал, что нефть образовалась в раю и является остатком той благодатной жирной почвы, на которой цвели райские сады. Но после грехопадения Бог решил наказать человечество и уменьшил урожайность земли, удалив из нее жирное вещество. Одна часть жира, по мнению каноника, испарилась под влиянием солнечного тепла, а другая опустилась вглубь Земли, где и образовала скопления нефти.

Примером взглядов периода научных догадок является высказанная М.В. Ломоносовым мысль о том, что нефть образовалась из каменного угля под воздействием высоких температур. В своей работе «О слоях земных» в середине XVIII в. он писал: «Выгоняется подземным жаром из приуготовляющихся каменных углей оная бурая и черная масляная материя и вступает в разные расселины...»

С началом развития нефтяной промышленности вопрос о происхождении нефти приобрел важное прикладное значение. Это дало мощный толчок к появлению различных научных гипотез.

В 1866 г. французский химик  М. Бертло высказал предположение, что нефть образовалась в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы. Другой французский химик Г. Биассон в 1871 г. выступил с идеей о происхождении нефти в результате взаимодействия воды, углекислого газа и сероводорода с раскаленным железом. Обе эти реакции действительно приводят к образованию нефтеподобного вещества, а сами гипотезы являются первыми представителями неорганической теории происхождения нефти.

В 1888 г. немецкий химик К. Энглер, нагревая жиры морских животных при давлении 1 МПа до температуры 320...400 °С, получил нефтеподобные продукты. На этом основании он вместе с геологом Г. Гефером выдвинул гипотезу о происхождении нефти из животного жира, т.е. из органического вещества.

В настоящее время  сформировались две теории происхождения нефти: органическая и неорганическая.

Сторонники неорганической теории считают, что нефть образовалась из минеральных веществ.

В 1876 г. Д.И. Менделеев выдвинул, так называемую, «карбидную» гипотезу происхождения нефти. По мнению ученого, во время горообразовательных процессов по трещинам-разломам, рассекающим земную кору, вглубь проникает вода. Встречая на своем пути карбиды железа, она вступает с ними в реакцию, в результате которой образуются оксиды железа и углеводороды. Затем последние по тем же разломам поднимаются в верхние слои земной коры и образуют нефтяные месторождения.

Заслугой Д.И. Менделеева является то, что впервые  вместо общих рассуждений им была выдвинута стройная гипотеза, объясняющая не только химическую, но и геологическую сторону процесса образования нефти из неорганических веществ.

Оппоненты «карбидной»  гипотезы утверждают, что существование карбидов железа в недрах Земли не доказано, а кроме того, в условиях высоких давлений и температур горные породы становятся пластичными и поэтому существование трещин, ведущих к ядру Земли, по их мнению, невозможно.

В 1892 г. русский геолог В.Д. Соколов, основываясь на фактах находок битумов в метеоритах, а также на наличии углеводородов в хвостах некоторых комет, предложил «космическую» гипотезу возникновения нефтяных углеводородов в коре нашей планеты. По его мнению, углеводороды изначально присутствовали в газопылевом облаке, из которого сформировалась Земля. Впоследствии они стали выделяться из магмы и подниматься в газообразном состоянии по трещинам в верхние слои земной коры, где конденсировались, образуя месторождения нефти. Оппоненты В.Д. Соколова утверждают, что существование в недрах Земли трещин большой протяженности, соединяющих земное ядро с поверхностью, невозможно. Современными же исследованиями установлено, что в атмосфере планет Юпитера, Сатурна, Урана и Нептуна присутствует метан, хотя никакой органики на этих планетах не было и быть не может. Ученые предполагают, что метан образовался в условиях высоких температур из водорода и углекислого газа, широко распространенных в космосе.

В 50-е годы ленинградский  геолог-нефтяник Н.А. Кудрявцев собрал и обобщил огромный геологический материал по нефтяным месторождениям мира. Прежде всего он на более обширном материале подтвердил наблюдения Д.И. Менделеева о том, что многие месторождения обнаруживаются под зонами глубинных разломов земной коры. Во-вторых, он собрал сведения об отсутствии прямой связи между наличием нефти и количеством органического вещества в породе. Таким местом является, в частности, Мархининский вал на севере Сибири, где горные породы на глубину двух километров буквально пропитаны нефтью, а количество углерода, образовавшегося одновременно с породой, составляет всего 0,2...0,4 %. На этом основании ученый считал, что нефтеносность Мархининского вала связана не с преобразованием органического вещества, а с наличием глубинного разлома, по которому углеводороды поднимались из недр планеты. Тем же самым можно объяснить присутствие нефти в кимберлитовых трубках, которые представляют собой каналы взрывного разлома земной коры, образовавшиеся в результате прорыва глубинных газов и магмы из недр Земли.

На основании  этих и других фактов Н.А. Кудрявцев  выдвинул «магматическую» гипотезу образования нефти. По его мнению, на больших глубинах в условиях очень высокой температуры углерод и водород образуют углеводородные радикалы СН, СН₂ и СН_Г Затем по глубинным разломам они поднимаются вверх, ближе к земной поверхности. Благодаря уменьшению температуры, в верхних слоях Земли эти радикалы соединяются друг с другом и с водородом, в результате чего образуются различные нефтяные углеводороды.

Основываясь на этой гипотезе, Н.А. Кудрявцев советовал  искать нефть не только в верхних слоях, но и значительно глубже. Этот прогноз блестяще подтверждается открытием все более глубоко залегающих нефтяных месторождений.

Оппоненты Н.А. Кудрявцева утверждают, что в условиях высоких температур углеводородные радикалы существовать не могут. Однако Э.Б. Чекалюк выполнил необходимые расчеты и показал, что на больших глубинах высокое давление полностью подавляет термическую деструкцию углеводородов. Кроме того, здесь происходит не только синтез углеводородов из воды и углекислого газа, но также их полимеризация, циклизация и конденсация в крупные углеводород ные молекулы. Оптимальные термодинамические условия для синтеза нефти, по мнению ученого, имеют место на глубинах порядка 100...200 км. Прорыв нефтяных углеводородов ближе к поверхности происходит по разломам, возникающим в мантии и земной коре.

До недавнего  времени в СССР общепризнанной считалась теория органического происхождения нефти, согласно которой «черное золото» залегает на глубине 1,5...6 км. Белых пятен в недрах Земли на этих глубинах почти не осталось. Поэтому теория органического происхождения не дает практически никаких перспектив в отношении разведки новых крупных месторождений нефти.

Иное дело теория неорганического происхождения  нефти. В недрах нашей планеты имеется достаточное количество исходного материала для образования углеводородов. Источниками углерода и водорода считаются вода и углекислый газ. Их содержание в 1 м³ вещества верхней мантии Земли, по данным Е.К. Мархинина, составляет 180 кг и 15 кг соответственно. Благоприятная для реакции химическая среда обеспечивается присутствием закисных соединений металлов, содержание которых в вулканических породах доходит до 20 %. Образование нефти будет продолжаться до тех пор пока в недрах Земли есть вода, углекислый газ и восстановители (в основном закись железа). Таким образом, теория неорганического происхождения нефти не только объясняет факты, ставящие в тупик «органиков», но и дает нам надежду на то, что запасы нефти на Земле значительно больше разведанных на сегодня, а самое главное - продолжают пополняться.

В целом можно  сделать вывод, что обе теории происхождения нефти достаточно убедительно объясняют этот процесс, взаимно дополняя друг друга. А истина лежит где-то посредине.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.Воды  нефтяных месторождений. 

Промысловая классификация вод

Нефть и углеводородные газы формируются в водной среде. Образовавшиеся залежи нефти и газа в течение всего времени своего существования окружены подземными водами и таким образом тесно  с ними связаны. Скопления углеводородов  являются элементами природных водонапорных систем и поэтому при изменении  гидрогеологических условий в течение  геологической истории испытывают превращения, сказывающиеся, во-первых, на составе нефтей и газов, а во-вторых, на физико-химических свойствах окружающих их вод. Этим объясняются некоторые специфические свойства вод нефтяных и газовых месторождений. Вместе с тем они носят черты вод данного пласта или комплекса, определяемые геогидродинамическими, гидрогеохимическими и гидрогеотермическими условиями, что указывает на их принадлежность к природным водам литосферы и конкретно рассматриваемого нефтегазоносного бассейна.

В земной коре воды находятся  в горных породах в разных формах. Выделяются следующие виды вод: свободная гравитационная (жидкая), свободная капиллярная (жидкая), сорбционно-замкнутая, стыковая (пендулярная), рыхлосвязанная (лиосорбированная), прочносвязанная (адсорбированная), цеолитная, кристаллизационная и конституционная.

В зависимости от термобарических  условий вода может быть жидкой, твердой (лед) и парообразной.

Свободная (гравитационная) вода находится в капельножидком состоянии в проницаемых породах в сверхкапиллярных порах. Она передвигается под действием гравитационной силы и способна передавать гидростатическое давление. Свободная капиллярная вода находится в капиллярных порах и при их сплошном заполнении может передавать гидростатическое давление, а при частичном заполнении пор она подчиняется менисковым силам. Сорбционно-замкнутая вода (преимущественно в глинах) представляет собой капельно-жидкую воду, изолированную от основной массы свободной воды, насыщающей породу слоями связанной или стыковой воды. Физически связанные воды в породах удерживаются на поверхности минеральных частиц силами молекулярного сцепления и водородными связями, образуя слой в несколько десятков или даже сотен молекул. Внутренний слой этих вод прочно связан с поверхностью минеральных частиц (прочносвязанная вода), во внешнем слое эти связи ослабевают (рыхлосвязанная вода). В местах сближения минеральных частиц породы слой связанных и капиллярных вод утолщается, и образуется стыковая (пендулярная) вода.

В нефтяных и газовых залежах  в продуктивной части их прочно-связанная, рыхлосвязанная и стыковая воды составляют так называемую остаточную воду, т.е. оставшуюся в поровом пространстве после его заполнения нефтью или газом. Содержание остаточной воды изменяется от 0 до 15 % в гидрофобных и до 50 % в гидрофильных коллекторах. Среднее содержание остаточной воды в гидрофобных коллекторах 7-10 %, а в гидрофильных от 10 до 30%.

По степени прочности  связи с веществом минералов  выделяют цеолитную, кристаллизационную и конституционную воды.

Воды, находящиеся в нефтяных и газовых месторождениях, в промысловых  условиях классифицируются по их пространственно-геологическому отношению к залежам, которые  служат объектами разработки.

Выделяются следующие  группы вод : грунтовые, нефтяного (газового) пласта, непродуктивного (водоносного пласта), тектоническая, техногенная. Группы подразделяются на подгруппы. В продуктивном пласте (рисунок 01) внутри самой залежи нефти и газа содержится остаточная вода, т.е. вода, оставшаяся в пустотном пространстве коллектора после заполнения его нефтью или газом. Это в основном прочносвязанная, рыхлосвязанная и стыковая вода.

К промежуточной (рисунок  01) относится вода, насыщающая слои и линзы внутри  залежи, являющейся единым  объектом эксплуатации. Вода в продуктивном пласте, находящаяся под залежью в пределах внешнего и внутреннего контуров нефтеносности (газоносности), относится к нижней краевой. В случае, когда залежь водоплавающая, вода обычно называется подошвенной.

Вода, находящаяся за внешним  контуром нефтеносности (газоносности), именуется законтурной. К верхним  краевым водам относится вода, находящаяся в пласте, содержащим залежь, и залегающая выше залежи. Случай довольно редкий. Воды водоносных горизонтов, залегающих выше продуктивного пласта, обычно называют верхними, а ниже - нижними. Это название условное, так как в многопластовом месторождении один и тот же водоносный горизонт может быть нижним по отношению к расположенному выше продуктивному пласту и верхним по отношению к залегающей ниже продуктивной толще.

К тектонической (рисунок 01) относится вода, внедряющаяся в продуктивный пласт по тектоническим нарушениям. Вода, попадающая в нефтеносный (газоносный пласт), в результате процессов, связанных с бурением скважин, их ремонтом, а также с разработкой месторождения (закачка вод для поддержания пластового давления, введение различных растворов при других методах воздействия на пласт и т.п.) называют техногенной.

Рисунок 01. Промысловая классификация

вод:

1 - грунтовая; 2 - промежуточная;

3 - краевая нижняя; 3 - подошвенная;

4 - законтурная;  5 - верхняя;

6 - нижняя; 7 - краевая верхняя;

8 - тектоническая; 9 - техногенная

 

При разработке газовых, газоконденсатных залежей и залежей нефти, отличающихся высокой газонасыщенностью, получают маломинерализованную воду, именуемую конденсатной. Эта вода образуется в стволах эксплуатационных скважин и в промысловых коммуникациях в результате конденсации паров воды, содержащейся в газе.

Выделяют также конденсатогенные воды, впервые описанные Б.И.Султановым (1961) в Азербайджане, а позднее изученные А.М.Никаноровым и Л.Н.Шалаевым (1973), а также В.В.Коллодием (1975). Образование конденсатогенных вод многие исследователи связывают с конденсацией паров воды в процессе формирования (или, переформирования) скоплений углеводородов за счет вертикальной миграции флюидов снизу из зон с более жесткими термобарическими условиями. По мнению В.И.Петренко (1993), образование в нижней части газоводяного контакта оторочек

опресненных вод может  происходить в результате массопереноса  пресной влаги из газоконденсатной залежи в законтурную зону.

Отмечено, что под залежью  образуется слой маломинерализованных конденсатогенных вод, толщина которого может быть незначительной, но может достигать и нескольких сотен метров. Так, по данным А.М.Никанорова, слой конденсатогенных вод на Старогрозненском нефтяном месторождении составляет 300-400 м.

Минерализация конденсатогенных вод на Старогрозненском месторождении равна 11-16 г/л, на Эльдаровском 7-15 г/л, в то время как минерализация пластовых вод превышает 40 г/л. Существенно различаются и составы вод. Если пластовые воды относятся к хлоридно-кальциевому типу, то конденсатогенные - к сульфатно-натриевому или гидрокарбонатно-натриевому типам.

Нередки случаи и повышения  солености законтурных вод. Это  может быть связано с приуроченностью  залежей нефти или газа к застойным  гидрогеологическим зонам. Повышение  минерализации и хлоридности вод отмечено в залежах литологического типа, в залежах заливообразных, характерных для майкопских отложений на Кубани, для залежей стратиграфического типа, для приразломных ловушек, описанных Г.М.Сухаревым (1971) и т.п.

Знание химического состава  и минерализации пластовых, подошвенных  и законтурных вод до начала разработки позволяет использовать эти данные для  контроля за процессом эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Внутримерзлотные воды располагаются в мерзлой толще в виде линз и прослоев и имеют спорадическое распространение. К подмерзлотным относятся жидкие воды, залегающие ниже подошвы многолетнемерзлых толщ. В ряде случаев в многолетне-мерзлых породах имеются зоны развития жидких вод, которые называются таликами. Талик - это участок протаявшей или никогда не замерзающей породы с гравитационной водой, расположенной среди многолетнемерзлых пород. Несквозные талики образуются в поймах и на террасах речных долин (подрусловые талики), под озерами и озерными террасами (подозерные талики) и т.п. Сквозные талики могут связывать между собой надмерзлотные и межмерзлотные воды, а также подмерзлотные воды. Их образование может быть обусловлено проникновением в мерзлую толщу положительно температурных вод (иногда термальных) по разломам или зонам трещиноватости и т.д.

В последние годы в зоне развития многолетнемерзлых пород  открыты и разрабатываются многочисленные месторождения нефти и газа. Особенности мерзлой толщи сказываются на физико-химических свойствах углеводородов. Понижение температуры приводит к переходу свободной воды в связанное гидратное состояние и при наличии метана образуются газогидраты. Сформировавшиеся газовые залежи при снижении температур вследствие охлаждения отдельных участков земной коры, по М.К. Калинко (1981 г.), могут переходить в залежи газогидратов.

Влияние криолитозоны необходимо учитывать при бурении скважин, освоении продуктивных горизонтов, разработке залежей углеводородов, а также при транспортировке нефти и газа по трубопроводам.

В районах современного вулканизма подземные воды образуют водоносные системы со специфическими гидрогеологическими  условиями. К ним относятся горячие (термальные) воды, паровые струи и пароводяные смеси (парогидротермы). Они распространены в активных складчатых областях и известны на Камчатке и Курильских островах, в Исландии, Италии, США, Японии, Новой Зеландии. Формами проявления гидротермальной деятельности являются гейзеры и фумаролы.

Условия залегания вод под морями и океанами изучены пока еще слабо. В пределах прибрежно-шельфовых  областей и дна внутренних морей  условия залегания подземных  вод отличаются тем, что здесь  отсутствует зона аэрации. Водоносные породы, погружаясь под дно моря, в большинстве случаев гидравлически  связаны с сушей. Условия залегания  вод в глубоких океанических котловинах, прогибах и рифтах определяются их строением и составом слагающих пород. В разрезе океанов выделяются три слоя.

 

Рисунок 02. Схема условий разгрузки вод и образования источников. Условия разгрузки вод: а - пластовых, б - трещинно-жильных, в - зоны тектонических нарушений и образования термоминеральных источников, г - трещинно-карстовых, д - лавовых. 1 -водоносный горизонт; 2 - водоупор; 3 - метаморфические породы; 4 - трещино-ватость; 5 - карбонатные породы; 6 - магматические породы; 7 - I, II, III разновозрастные эффузивные толщи; 8 - тектонические нарушения; 9 - инфильтрация; 10 -нисходящий источник; 11 - восходящий источник; 12 - направление движения вод

Верхний слой состоит из чередующихся рыхлых глинистых, кремнистых и карбонатных осадков, общей  мощностью до километра. Ниже располагается  слой, представленный прослоями базальтовых  лав и консолидированных глинистых, кремнистых, карбонатных и песчаных пород. Мощность этого слоя тоже может  достигать километра. Фундаментом  служит базальтовый слой. В верхней  части  разреза  распространены  иловые  воды. Предполагается, что в среднем слое развиты порово-трещинные, трещинно-поровые, в нижнем - трещинно-жильные и трещин-ные воды. Разгрузка подземных вод при дренировании водоносных горизонтов (комплексов) осуществляется посредством источников. Источниками (родниками, ключами) называются естественные выходы подземных вод на земную поверхность (рисунок 02).

По характеру выходов  на поверхность земли источники  подразделяются на:

а) нисходящие;

б) восходящие.

Нисходящие источники  образуются при разгрузке грунтовых вод. Восходящие представляют собой естественные выходы напорных вод. Обычно источники характеризуются по дебиту, режиму и температуре. Дебит, т.е. объем воды, поступающий из источника в единицу времени, свидетельствует об интенсивности' разгрузки вод. По дебиту источники вод подразделяются на: малодебитные, дебит которых менее 1 литра в секунду (л/с), среднедебитные - 1-10 л/с, высокодебитные -более 10 л/с.

Большое количество источников обычно характерно для горноскладчатых районов (Кавказ, Карпаты, Альпы и др.), где чаще   всего   встречаются   высокодебитные   источники, приуроченные к трещиноватым и закарстованным породам. Примером   высокодебитного   источника,   приуроченного   к трещиноватым карбонатным породам, может служить источник Воклюз. Во Франции в Альпах есть Воклюз-плато, сложенное трещиноватыми известняками, доломитами и мраморами. Вода источника Воклюз выходит из грота и дает начало р. Сорг. Среднегодовой дебит источника составляет 30 м3/с, а максимальный дебит достигает 150 м3/с. Еще больший дебит источника в Югославии - 170 м3/с, а также источника Мчишта в Абхазии - 200 м3/с. Этот перечень можно было бы   продолжить   и   отметить   значительное   количество высокодебитных источников в горных районах, но все же высокодебитные  источники представляют  собой сравнительно редкое явление. Подавляющую массу составляют среднедебитные и малодебитные источники. И все же в сумме они приводят к разгрузке огромных объемов вод, а это ведет в свою очередь, к интенсивному водообмену в массивах горных пород.

По режиму функционирования источники разделяются на:

а) постоянно действующие;

б) сезонно действующие;

в) ритмически действующие.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Газоводонапорный режим разработки газовых месторождений

Определение и виды режимов. Под режимом газовой залежи или  режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к  скважинам в процессе разработки залежи. На газовых месторождениях в основном проявляются газовый  и водонапорный режимы.

Режим существенно влияет на разработку залежи и наряду с  другими факторами определяет основные условия эксплуатации, к которым, например, относятся темп падения  давления и дебитов газа, обводнение скважин и т. п.

Режим работы залежи зависит  от геологического строения залежи; гидрогеологических условий, ее размеров и протяженности  водонапорной системы; (физических свойств  и неоднородности газовых коллекторов; темпа отбора газа из залежи; используемых методов поддержания пластового давления (для газоконденсатных месторождений).