Нефтегазопромысловая геология

НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯ

 

	ВВЕДЕНИЕ
ЧАСТЬ 1
1.	ЗАДАЧИ И МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
1.1	Цели и задачи нефтегазопромысловой геологии
1.2	Основные этапы и стадии геологоразведочных работ на нефтяных и газовых месторождениях
1.3	Основные категории скважин при бурении на нефть и газ
1.4	Методы получения промыслово-геологической информации
2.	ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ В СТАТИЧЕСКОМ ПРИРОДНОМ СОСТОЯНИИ
2.1	Изучение формы залежи
2.2	Изучение внутреннего строения залежей
2.3.	Факторы, определяющие внутреннее строение
2.4.	Пластовые флюиды
2.5.	Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
3.	ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
3.1	Начальное пластовое давление
3.2	Температура в недрах нефтяных и газовых месторождений
4.	ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЗАПАСАХ НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА
4.1.	Понятие «запасы углеводородов»
4.2.	Коэффициенты извлечения нефти, газа, конденсата
ЧАСТЬ 2
5.	ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОВ И СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
5.1	Системы разработки и геологические данные для их проектирования
5.2	Эксплуатационные объекты
5.3	Природные режимы залежей нефти
5.4	Системы разработки нефтяных и газонефтяных залежей при естественных режимах
5.5	Традиционный метод заводнения нефтяных пластов в разных геологических условиях
5.6	Нетрадиционные методы разработки нефтяных залежей
6.	ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
6.1.	Контроль за дебитами и приемистостью скважин, обводненностью продукции, газовым фактором
6.2.	Контроль пластового давления и температуры
6.3	Контроль за изменением свойств нефти, газа и воды в процессе разработки
6.4.	Контроль за перемещением ВНК и ГНК
6.5	Контроль за заводнением и охватом эксплуатационного объекта процессом вытеснения
6.6	Особенности контроля за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений
7.	ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА
7.1	Основные стадии разработки и их характеристика
7.2	Основные показатели разработки
7.3.	Анализ разработки эксплуатационных объектов
7.4.	Методы регулирования разработки эксплуатационных объектов
	Список литературы

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Широкое использование нефти и газа в народном хозяйстве страны определяет необходимость дальнейшего развития нефтяной и газовой промышленности, которое в настоящее время характеризуется ускоренным вовлечением в разработку новых месторождений Западной Сибири, Урало-Поволжья и других регионов, а также повышением эффективности разработки нефтяных и газовых залежей, находящихся на различных стадиях эксплуатации. Эффективность же разработки достигается детальным изучением геолого-промысловых особенностей залежей нефти или газа. Лишь на этой основе возможны обоснованное внедрение систем разработки для каждой конкретной залежи и повышение коэффициента нефтегазоотдачи, т.е. достижение максимального извлечения нефти и газа из недр.

Следовательно, нефтегазопромысловая геология должна обеспечить более полное извлечение нефти и газа из недр на основе совершенствования геолого-промысловых исследований, учёта получаемой информации как на стадии подсчёта запасов и проектирования.разработки, так и на стадии анализа осуществляемой системы разработки с учётом новейших достижений науки и техники. Естественно, что при этом должен быть учтён весь опыт, накопленный с начала существования нефтяной и газовой промышленности.

Современные научные основы разработки нефтяных и газовых месторождений базируются на комплексном изучении целого ряда дисциплин. Дисциплина "Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений" базируется на науке нефтегазопромысловая геология, являясь неразрывной ее составляющей. Поэтому сначала рассматриваются методологические аспекты науки нефтегазопромысловой геологии, а уже во второй части более тесная ее связь с задачами разработки залежей углеводородов.

 

Геолого-промысловые методы

На основе детального анализа всех методов получения геолого-промысловой информации о залежах продуктивных пластов даётся комплексное геолого-промысловое представление о строении залежи, распределении общих, эффективных и нефтенасыщенных толщин, границах залежи, уточняются коллекторские свойства, оцениваются неоднородность, фильтрационные параметры пласта, физико-химические свойства флюидов, дебиты нефти, газа, воды, начальное пластовое давление, динамика его изменения во времени, газовые факторы, продуктивность скважин, приёмистость нагнетательных скважин, режим залежи, выбирается метод поддержания пластового давления.

Геолого-промысловые особенности нефтяных залежей изучают на основе построения корреляционных схем, геологических разрезов, карт, схем, характеризующих строение продуктивных пластов. На базе комплексной оценки геолого-промысловых особенностей залежей продуктивных пластов рассчитывают кондиции и устанавливают конечную нефтеотдачу при данной системе разработки.

В целом на этом этапе можно выделить три вида геолого-промысловой информации: 1) описательную; 2) качественную; 3) количественную.

Описательная информация включает описание геологического строения как в целом региона, так и конкретного месторождения (геоморфология, история геолого-геофизического изучения района, его стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, водоносность, полезные ископаемые); качественная информация - схемы корреляции, геологические разрезы, сведения о коллекторских свойствах, продуктивности, термобарических и энергетических характеристиках пласта (залежи); количественная информация - различные карты, характеризующие строение пластов и залежей, а также результаты обработки всей геолого-промысловой информации с помощью вероятностно-статистических методов, что позволяет в конечном итоге создать модель залежи нефти (газа).

На следующих этапах изучения нефтяных или газовых залежей отмеченные виды геолого-промысловой информации в основном остаются, но они значительно усложняются и дополняются информацией, полученной в процессе пробной или опытно-промышленной эксплуатации изучаемой залежи.

Таким образом, все перечисленные методы получения геолого-промысловой информации о залежах позволяют составить объективное представление о всех параметрах, учитываемых при подсчете запасов, проектировании и анализе состояния разработки.

Изучение формы залежи

 

В изучении залежей большую роль играет моделирование внешней формы залежи. Форма определяется положением в пространстве различных геологических поверхностей, ограничивающих все породы (коллекторы и неколлекторы) продуктивного горизонта, включенные в общий объем залежи.

К числу таких поверхностей относятся:

· кровля и подошва залежи - верхняя и нижняя структурные поверхности, отделяющие продуктивный горизонт от непроницаемых покрывающих и подстилающих пластов;

· дизъюнктивные поверхности, обусловливающие смещение одновозрастных пород относительно друг друга;

· поверхности, разделяющие породы-коллекторы и породы-не коллекторы по границам, связанным со сменой литологического состава пород, со стратиграфическими несогласиями и др.;

· поверхности, разделяющие части продуктивного горизонта с разным характером насыщения их флюидами, т.е. поверхности ВНК, ГВК и ГНК.

Пресекающиеся граничные поверхности образуют линии, проекции которых на карте являются границами залежи, - линии дизъюнктивных нарушений, границы распространения коллекторов, контуры нефтегазоносности.

Определение положения поверхностей и их пересечений, обусловливающих общий объем залежи (выполнение наблюдений, и измерений, вычислений и графических построений), входит в общий объем процедуры геометризации залежи.

Ловушка – часть природного резервуара, в которой благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а также тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.

Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по их удельным весам.

Ловушка чаще всего представляет собой участок резервуара с застойными условиями даже в том случае, если в остальной части резервуара вода находится в движении.

Примеры ловушек в пластовом, массивном и литологическом природных резервуарах показаны на рисунке 2.5.

В пластовых и массивных резервуарах ловушками для нефти и газа являются сводовые изгибы пласта (рис.2.5, Б, Г, Е) или верхние части рифовых массивов, имеющие, как правило, сводообразную форму (рис. 2.5, Ж); литологически замкнутый (линзовидный) природный резервуар сам является ловушкой (рис. 2.5, В).

Как видно из рисунка 2.5, объем ловушки Е контролируется не перекрывающим ее пластом ангидритов, а вышележащими глинами. В данном случае ангидриты выполняют роль ложной покрышки: они не могут содержать промышленных скоплений УВ (ввиду незначительной емкости), но способны пропускать их (так как в ангидритах имеется система трещин).

Рис. 2.5 Ловушки для нефти и газа в пластовых (А, Б, Г), массивных (Е, Ж) и литологических (В, Д) природных резервуарах:

Породы: 1 – терригенные; 2 – хемогенные; 3 – карбонатные; 4 – ловушки; 5 – поверхность стратиграфического несогласия

По происхождению различают следующие ловушки:

структурные (сводовые) – образованные в результате изгиба слоев (рис. 2.5, Б, Г, Е) и (или) разрыва их сплошности;

стратиграфические (рис. 2.5, А) – сформированные в результате эрозии пластов-коллекторов во время перерыва в накоплении осадков и перекрытия их затем непроницаемыми породами.Как правило, толщи пород, образовавшиеся после перерыва в осадконакоплении, характеризуются более простыми структурными формами залегания. Поверхность, отделяющая эти толщи от толщ, возникших ранее, называется поверхностью стратиграфического несогласия;

тектонические – образованные в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой;

литологические – образованные в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми (рис. 6, В, Д);

рифогенные – сформированные в результате отмирания организмов-рифостроителей (кораллов, мшанок), накопления их скелетных остатков в форме рифового тела (рис. 2.5, Ж) и последующего его перекрытия непроницаемыми породами.

Около 80% залежей в мире связано с ловушками структурного типа.

 

Дизьюнктивные нарушения

В зависимости от характера смещения слоев и положения плоскости нарушения выделяются взбросы и сбросы. В условиях наклонной плоскости нарушения при взбросе приподнятое крыло располагается над плоскостью нарушения.

Скважина, пересекшая взброс, вскрывает дважды одни и те же слои (рис. 2.12, I).

При сбросе приподнятое крыло располагается под плоскостью нарушения, и в скважине, пересекающей сброс, выпадают все слои (рис. 2.12, II) или их часть. На наличие разрывного нарушения с наклонным положением плоскости нарушения указывают наличие разрезов скважин с повторением или выпадением некоторых пластов, а также резкие перепады гипсометрических отметок кровли и подошвы пласта изучаемого горизонта на небольшом расстоянии.

Трещины (разломы), по которым произошло смещение слоев, могут быть закрытыми или открытыми. В зависимости от этого и от соотношения толщины продуктивного пласта и амплитуды смещения нарушения делятся на проводящие и экранирующие. Проводящие нарушения обычно не нарушают целостности залежи. Экранирующие нарушения служат естественными границами залежей или расчленяют залежи на изолированные участки.

Нарушения относят к проводящим или экранирующим на основании сопоставления абсолютных отметок контактов между нефтью, газом и водой в разных блоках. Если в пределах соседних блоков ВНК, ГНК или ГВК единого горизонта находятся на разных гипсометрических отметках, или при одинаковых отметках горизонт в одном блоке содержит нефть, а в другом – газ или воду, то разрывное нарушение является экранирующим. При единых гипсометрических отметках контактов в соседних блоках есть основания считать тектоническое нарушение проводящим.

 

Рис. 2.12. Элементы дизъюнктивных нарушений:I – взброс; II – сброс: Н₁, Н₂ – высоты соответственно взброса и сброса; l₁, l₂ – ширина перекрытия сместителя соответственно при взбросе и сбросе; части разреза: а, а₁, – повторяющиеся в скв. 1, б, б₁, – выпадающие в скв.2

 

Трещиноватость

Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.

Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин.

Интенсивность трещиноватости горной породы характеризуется объемной Т и поверхностной плотностью трещин П:

Т = S/V; П = L/F,

где S – суммарная площадь продольного сечения всех трещин, секущих объем V породы; L – суммарная длина следов всех трещин, пересекаемых поверхностью площади F.

Еще одной характеристикой трещиноватости служит густота трещин:

Г= ∆n/∆L,

где ∆n – число трещин, пересекающих линию длиной ∆L, перпендикулярную к направлению их простирания. Размерность густоты трещин – 1/м.

 

Исследованиями Е.М.Смехова и др. установлено, что интенсивность трещиноватости и раскрытость трещин зависит от литологического состава пород. Трещиноватость карбонатных пород обычно выше, чем терригенных.

По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют макротрещины шириной более 40 – 50мкм и микротрещины шириной до 40 – 50мкм

Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам.

Макротрещиноватость изучить по керну не удается. Трещины, влияющие на процесс фильтрации и работу скважин, в керне обычно не фиксируются, так как при отборе керн распадается на части по этим трещинам. Изучение макротрещиноватости проводят на основе визуального исследования стенок скважины по фотографиям, полученным с помощью глубинных фотокамер, а также по данным гидродинамических исследований скважин.

Микротрещиноватость изучают на образцах – на больших шлифах с площадью до 2000 мм² или крупных образцах кубической формы со стороной куба 5см.

Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от долей процента до 1 – 2%.

Трещиноватая порода представляет собой совокупность огромного количества элементарных геологических тел, ограниченных макротрещинами. Объем породы такого элементарного тела называют матрицей.

Коллектор является чисто трещиноватым, если плотная матрица не содержит других пустот или содержит микротрещины. Но матрице часто свойственно наличие пор. При этом матрица может быть малопроницаемой и дренироваться только за счет связи с макротрещинами, а может обладать и собственной достаточно высокой проницаемостью.

Таким образом, чаще всего трещины играют роль каналов фильтрации жидкости и газа, связывающих воедино все сложные пустотное пространство пород-коллекторов.

При одновременном участии в дренировании двух или всех трех видов пустот (пор, каверн, трещин) коллектор относят к типу смешанных.

Из числа коллекторов с одним из видов пустотности наиболее широко распространены поровые терригенные коллекторы - на многочисленных месторождениях земного шара, в том числе и в России (Волго-Урал, Западная Сибирь, Северный Кавказ и др. районы).

Трещинные коллекторы в чистом виде встречаются весьма редко.

Из кавернозных пород в чистом виде распространены микрокавернозные (Волго-Урал, Тимано-Печорская провинция и др.). Макрокавернозные встречаются редко.

Коллекторы смешанного типа, наиболее свойственные карбонатным породам, характерны для месторождений Прикаспийской низменности, Тимано-Печорской провинции, Волго-Урала, Белоруссии и других районов.

В таблице 2.1 приведена промыслово-геологическая классификация пород-коллекторов нефти и газа по их емкостным свойствам.

 

 

 

№ типа	Тип коллектора	Кратная характеристика	Условия фильтрации
порода	литологический состав	геологические условия распространения
I	Коллектор нормального типа (в общепринятой терминологии «поровый коллектор»)	пористая	Гранулярные коллекторы, несцементированные и сцементированные (пески, песчаники, алевролиты, переотложенные известняки).	Распространен на многочисленных нефтяных месторождениях земного шара, чаще в нормальных пластовых условиях залегания, выклиниваясь по восстанию пластов, и реже в виде базальных слоев.	Фильтрационные свойства определяются структурой порового пространства породы.
II	Кавернозный тип	кавернозная	Карбонатные крупно- и мелкокавернозные породы (известняки, чаще доломитизированные, доломиты неравнозернистые).	Широко распространен, часто приурочен к поверхности размыва.	Фильтрация осуществляется по микротрещинам и «швам», соединяющим мелкие каверны.
III	Трещинный тип	трещиноватая	Плотные породы (плотные известняки, мергели, алевролиты, хрупкие сланцы) и другие плотные породы, в том числе и изверженные.	В абсолютно «чистом» виде редко распространен. Характеризуется непостоянством развития как по разрезу, так и по площади (структуре). Часто приурочен к перерывам в отложении осадков.	Фильтрация нефти и газа происходит только по системам микротрещин с раскрытостью до 100 мк
IV	Трещинно-поровый (I смешанный тип)	трещиновато-пористая	Гранулярные коллекторы, сцементированные (песчаники, алевролиты, переотложенные карбонатные породы).	Сочетание и переходы но площади и разрезу коллектора трещинного типа в коллектор порового типа. Геологические условия распространения те же, что у типов I и III.	Фильтрация осуществляется по микротрещинам (главным образом) и поровому пространству породы
V	Трещинно-каверновый (II смешанный тип)	трещиновато-кавернозная	Карбонатные породы	Взаимопереходы коллекторов трещинного и кавернозного типов. Геологические условия распределения те же, что у типов II и III.	Условия фильтрации те же, что и у коллектора кавернозного типа; здесь возрастает роль микротрещин как в аккумуляции, так и в отдаче нефти и газа.
VI	Трещинно-порово-каверновый (III смешанный тип)	трещиновато-пористо-кавернозная	Карбонатные породы	Сочетание коллекторов трех типов: трещинного, порового и кавернозного. Геологические условия распространения те же, что у типов I, II и III.	Сложная система фильтрации, в условиях которой микротрещины, видимо, играют основную роль.
VII	Каверново-поровый (IV смешанный тип)	кавернозно-пористая	Карбонатные породы	Взаимопереходы коллекторов кавернозного и порового типов. Условия залегания те же, что у типов I и II.	Фильтрация происходит по микротрещинам, связывающим каверны и поровое пространство.

Таблица 2.1

Промыслово-геологическая классификация пород-коллекторов (по М.И. Максимову, с изменениями)

Проницаемость

Важнейшим свойством пород-коллекторов является их способность к фильтрации, т.е к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления. Способность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью.

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а также глины, имеющие массивную пакетную упаковку.

К плохо проницаемым относятся: глины с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники с обильной глинистой цементацией.

Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси, согласно которому объемный расход жидкости, проходящей сквозь породу, при ламинарном движении прямо пропорционален коэффициенту проницаемости, площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления и обратно пропорционален вязкости жидкости и длине пройденного пути:

,

где Q – объемный расход жидкости в м³/с; k_пр – коэффициент проницаемости в м²; F – площадь поперечного сечения в м²; m – вязкость флюида в Па×с; L – длина пути в см; (P₁ – P₂) – перепад давления в Па;

В международной системе единиц (СИ) за единицу проницаемости принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м², длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па с составляет 1 м³/с. Размерность единиц – 1 м². Физический смысл размерности k _пр (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация.

На практике, учитывая небольшие значения проницаемости в м², используют размерность мкм² или 10^-3 мкм², для большинства нефтяных месторождений коэффициент проницаемости колеблется в пределах 0,1 ¸ 2 мкм², т.е. 10^-13 ¸ 2^.10^-12 м², газ добывают из продуктивных пластов с проницаемостью 5^.10^-15м².

При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В связи с этим проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкости или газа) будет изменяться в зависимости от соотношения компонентов смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемости.

Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости k _пр.

Значение коэффициента проницаемостив лабораторных условиях определяют по керну на основе линейного закона фильтрации Дарси:

 

v = Q/F = (k _пр/μ)(_∆р/∆ L),

 

где v – скорость фильтрации. В этом уравнении способность породы пропускать жидкость и газ характеризуется коэффициентом пропорциональности k _np, который и называется коэффициентом проницаемости.

Абсолютная проницаемость зависит только от физических свойств породы.

Эффективной (фазовая) называется проницаемость k _пр._эф. пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз, от их соотношения между собой и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.

Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной, проницаемость пород бывает в тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. В тех случаях, когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (две фазы), эффективная проницаемость для нефти, или, как ее еще называют, фазовая проницаемость, начинает уменьшаться. Когда же по порам породы движутся три фазы – нефть, газ, вода, – эффективная (фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается.

Например, если содержание воды составляет 80%, фазовая проницаемость для керосина снижается до нуля, т.е. через пористую породу движется только чистая вода.

Проницаемость горных пород зависит от следующих основных причин:

1) от размера поперечного сечения пор (трубок). Последний же зависит от размеров зерен, плотности их укладки, отсортированности и степени цементации.

В отличие от пористости, которая при прочих равных условиях не зависит от величины зерен, слагающих породу, проницаемость непосредственно связана с величиной зерен. Чем меньше диаметр зерен породы, тем меньше поперечное сечение пор в ней, а следовательно, меньше и ее проницаемость.

Если в породе очень много сверхкапиллярных пор, через которые легче всего может двигаться жидкость, то такая порода относится к категории хорошо проницаемых.

В субкапиллярных порах движение жидкости встречает исключительно большое сопротивление, и потому породы, обладающие такими порами, практически являются непроницаемыми или мало проницаемыми;

2) от формы пор. Чем сложнее их конфигурация, тем больше площадь соприкосновения нефти, воды или газа с зернами породы, тем больше проявления сил, тормозящих движение жидкости, и тем меньше проницаемость такой породы;

3) от характера сообщения между порами. Если отдельные поры сообщаются друг с другом плохо, т. е. в породе отдельные системы пор разобщены, проницаемость такой породы резко сокращается;

4) от трещиноватости породы. По трещинам, в особенности когда они имеют большие размеры (сверхкапиллярные), движение жидкости проходит легко. Если даже общая масса породы имеет плохую проницаемость, то наличие многочисленных трещин сверхкапиллярного типа способствует увеличению проницаемости такой породы, так как по ним возможно движение жидкости или газа;

5) от минералогического состава пород. Известно, что одна и та же жидкость смачивает различные минералы по-разному. Особенное значение это обстоятельство имеет в тех случаях, когда порода обладает капиллярными и субкапиллярными порами. В субкапиллярных и капиллярных порах, где сильно развиты капиллярные силы взаимодействия молекул жидкости с молекулами поверхности капилляра, качественный состав породы, а также свойства самой жидкости, находящейся в порах, имеют исключительно важное значение.

 

Пластовые флюиды

Свойства и состояние УВ зависят от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление и температура непрерывно меняются, что сопровождается соответствующими изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ из одной фазы в другую. Необходимо знать закономерности фазовых переходов, состояние и свойства УВ при различных условиях и учитывать их при подсчете запасов, проектировании и регулировании разработки, проектировании и эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа.

Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущественно метанового (парафинового) (С_nН_2n+2), нафтенового (C_nH_2n) и в меньшем количестве ароматического (C_nH_2n-6) рядов. По физическому состоянию в поверхностных условиях УВ от СН₄ до С₄Н₁₀ – газы; от С₅Н₁₂ до С₁₆Н₃₄ – жидкости и от С₁₇Н₃₄ до С₃₅Н₇₂ и выше – твердые вещества, называемые парафинами и церезинами.

При большом количестве газа в пласте он может располагаться над нефтью в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких УВ нефти будет находиться в виде паров также и в газовой шапке. При высоком давлении в пласте плотность газа становится весьма значительной (приближающейся по величине к плотности легких углеводородных жидкостей). В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества легкой нефти (С₅Н₁₂+С₆Н₁₄) подобно тому, как в бензине или других жидких УВ растворяются нефть и тяжелые битумы. В результате нефть иногда оказывается полностью растворенной в сжатом газе. При извлечении такого газа из залежи на поверхность в результате снижения давления и температуры растворенные в нем УВ конденсируются и выпадают в виде конденсата.

Если же количество газа в залежи по сравнению с количеством нефти мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь находится в пласте в жидком состоянии.

Газогидратные залежи содержат газ в твердом (гидратном) состоянии. Наличие такого газа обусловлено его способностью при определенных давлениях и температурах соединяться с водой и образовывать гидраты. Районы распространения газогидратных залежей в основном приурочены к зоне распространения многолетнемерзлых пород.

 

Пластовые нефти

Классификация нефтей

Газожидкостная смесь УВ состоит преимущественно из соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов. В состав нефти входят также высокомолекулярные органические соединения, содержащие кислород, серу, азот. К числу этих соединений относятся нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др. Хотя их содержание в нефтях невелико, они существенно влияют на свойства поверхности раздела в пласте (в частности, поверхности пустотного пространства), на распределение жидкостей и газов в пустотном пространстве и на закономерности движения УВ при разработке залежей.

В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ, а также различных примесей, нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина.

Нефти содержат от долей процента до 5 – 6 % серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также в составе сернистых соединений и смолистых веществ – меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др. Меркаптаны и сероводород – наиболее активные сернистые соединения, вызывающие коррозию промыслового оборудования.

По содержанию серы нефти делятся на:

Ø малосернистые (содержание серы не более 0,5 %);

Ø сернистые (0,5 – 2,0 %);

Ø высокосернистые (более 2,0 %).

Асфальтосмолистые вещества нефти – высокомолекулярные соединения, включающие кислород, серу и азот и состоящие из большого числа нейтральных соединений неизвестного строения и непостоянного состава, среди которых преобладают нейтральные смолы и асфальтены. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах 1 – 40%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ.

По содержанию смол нефти подразделяются на:

Ø малосмолистые (содержание смол ниже 18 %);

Ø смолистые (18 – 35 %);

Ø высокосмолистые (свыше 35 %).

Нефтяной парафин – это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающихся друг от друга по свойствам, – парафинов C₁₇H₃₆ –С₃₅Н₇₂ и церезинов С₃₆Н₇₄ – C₅₅H₁₁₂. Температура плавления первых 27 – 71°С, вторых – 65 – 88°С.

По содержанию парафинов нефти подразделяются на:

Ø малопарафинистые при содержании парафина менее 1,5% по массе;

Ø парафинистые – 1,5 – 6,0 % по массе;

Ø высокопарафинистые – более 6 %.

В отдельных случаях содержание парафина достигает 25 %. При температуре его кристаллизации, близкой к пластовой, реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи.

Физические свойства нефтей

Нефти разных пластов одного и того же месторождения и тем более разных месторождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием. Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ.

· Газосодержание пластовой нефти – это объем газа( Vг), растворенного в 1м³ объема пластовой нефти(Vпл.н):

G=Vг/V п.н. (м³/м³).

 

Газосодержание пластовых нефтей достигает 300 – 500 м³/м³ и более, обычное его значениедля большинства нефтей 30 – 100 м³/м³. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8 – 10 м³/м³. Газосодержание определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного.

· Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно при снижении давления коэффициент разгазирования увеличивается, но эта закономерность соблюдается не всегда.

· Промысловым газовым фактором (Г) называется количество газа в 1м³ (т) добытой дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах.

Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор близок к газосодержанию пластовой нефти.

· Давление насыщения – давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры. Если в пласте имеется свободный газ (газовая шапка), нефть полностью насыщена газом, то давление насыщения равно пластовому давлению или близко к нему. Если нефть недонасыщена газом, то давление насыщения меньше пластового.

Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков мегапаскалей. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться разным давлением насыщения.

· Сжимаемость пластовой нефти