Нефте-, газо-, водонасыщенность пород-коллекторов

Полагают, что нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты первоначально были полностью насыщены водой. При образовании залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части пластов, вытесняя оттуда воду. Вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефте-газонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора.

Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной части пустот. Для нефтегазопромысловой геологии интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве.

Определение коэффициентов нефте-, газо-, водонасыщенности занимает большое место в промысловой геологии.

Коэффициентом нефтенасыщенности К_н (газонасыщенности К_г) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства.

Коэффициентом водонасыщенности К_в коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.

Иногда К_н, К_г, К_в выражают в процентах от объема открытого пустотного пространства.

Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями:

для нефтенасыщенного коллектора К_н + К_в = 1;

для газонасыщенного коллектора К_г + Кв = 1;

для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды еще и остаточную нефть К_г + К_н + К_в = 1.

Количество остаточной воды может быть определено способами экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка. Быстро и просто количество связанной воды определяется методом центрифугирования. Образец, полностью насыщенный водой, помещают в центрифугу, в которой под действием центробежных сил вода выбрасывается в градуированную ловушку.

Содержание в породах-коллекторах остаточной воды и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей.

Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества, с характером пустот, со свойствами нефти, газа и самой воды. Породы-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отличаться по характеру смачиваемости. Остаточная вода может в виде тонкой пленки покрывать всю поверхность пустот. Такую поверхность называют гидрофильной (хорошо смачиваемой водой). В других случаях поверхности зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них пленки нефти. Такие породы называют гидрофобизированными нефтью или гидрофобными.

По мнению ряда исследователей, к гидрофобным следует относить породы, содержащие менее 10 % остаточной воды (К_в ≤ 0,1). При значении коэффициента водонасыщенности более 0,1 породы считают гидрофильными.

Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллекторы обусловлена тем, что, в первых процесс вытеснения нефти из пустотного пространства при прочих равных условиях и высокой проницаемости протекает значительно легче, чем, во вторых.

В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в подвижном состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды.

В гидрофобном коллекторе часть нефти, образуя пленку на стенках пустот, не участвует в процессе движения, вследствие чего увеличиваются потери нефти в пласте. Эти особенности следует изучать и учитывать при подсчете запасов и проектировании разработки, определяя величину конечного нефтеизвлечения при возможных системах разработки.

В зависимости от условий формирования залежей, характеристики пород-коллекторов, их емкостного объема и фильтрационных свойств, характера смачиваемости и других параметров, значение начальной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов находится в пределах 50 – 97 % при соответствующей начальной водонасыщенности 3 – 50 %.

 

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 обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) βн:

βн = (1/V₀) (ΔV/Δp),

где ΔV – изменение объема нефти; V₀ – исходный объем нефти. Δр – изменение давления. Размерность βн = -1/Па, или Па^-1.

 

Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1 – 5)10^-3 МПа^-1, сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу. Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1¸5)10^-3МПа^-1.

· Коэффициент теплового расширения aн показывает, на какую часть (DV) первоначального объема (Vo) изменяется объем нефти при изменении температуры на 1°С:

a_н = (1/Vo) (DV/Dt)

Размерностьa _н – 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1¸20)10^-4 1/°С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами.

· Объемный коэффициент пластовой нефти (b) показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м³ дегазированной нефти:

b_н= V_пл.н/V_дег. = r_н./r_пл.н ,

где V_пл.н – объем нефти в пластовых условиях; V_дег. – объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С; r _пл.п – плотность нефти в пластовых условиях; r – плотность нефти в стандартных условиях.

 

Объем нефти в пластовых условиях больше объема в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и наличием газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину.

Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 – 3. Наиболее характерные величины лежат в пределах 1,2 – 1,8.

Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность.

· Усадка нефти U=(bн-1)/bн 100

При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента.

· Пересчетный коэффициент q=1/b=V_дег/V_п.н.=r_п.н./r_н

· Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2 – 1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Плотность нефти при нормальных условиях колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000кг/м³. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м³ наиболее ценные, т.к. обычно в них содержится больше бензиновых и масляных фракций. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0,3 – 0,4г/см³. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1,0 г/см³.

По плотности пластовые нефти делятся на:

Ø легкие с плотностью менее 0,850 г/см³;

Ø тяжелые с плотностью более 0,850 г/см³.

Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые – низким.

· Вязкость пластовой нефти m_н, определяет степень ее подвижности в пластовых условиях. Это свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Вязкость пластовой нефти также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые.

Различают динамическую и кинематическую вязкости. За единицу динамической вязкости принимается вязкость такой жидкости, при движении которой возникает сила внутреннего трения в 1Н (Ньютон) на площади 1 м² между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относительной скоростью 1м/сек. Размерность динамической вязкости: [m]=Па с (Паскаль-секунда). Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Па с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости мПа с. Так, вязкость пресной воды при температуре +20⁰С составляет 1мПа с. Вязкость нефтей добываемых в России в зависимости от характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа с.

Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости к плотности, измеряется в м²/с. Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов пользуются относительной (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вязкости воды при определенной температуре. Измерение проводят обычно путем сравнения времени истекания из отверстия вискозиметра Энглера равных объемов исследуемой жидкости и воды.

По величине вязкости различают нефти:

Ø незначительной вязкостью – m_н < 1 мПа с;

Ø маловязкие – 1 < m_н £ 5 мПа с;

Ø с повышенной вязкостью – 5 < m_н £ 25 мПа с;

Ø высоковязкие – m_н > 25 мПа× с.

Вязкость нефти – очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды – показатель, характеризующий темпы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи с применением различных видов заводнения.

· Колориметрические свойства нефти зависят от содержания в ней окрашенных веществ (смол, асфальтенов).

Специальными исследованиями установлено, что слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях всегда поглощают одну и ту же часть падающего на них светового потока.

Размерность коэффициента светопоглощения – 1/см. К_сп определяется при помощи фотоколориметра.

Для нефтяных залежей характерно закономерное изменение основных свойств нефти в пределах площади и объема залежи: увеличение плотности, вязкости, величины коэффициента светопоглощения, содержания асфальтосмолистых веществ, парафина и серы по мере возрастания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве (в мощных пластах). Иногда малоподвижные высоковязкие УВ (асфальты, твердые битумы и т. и.) образуют в подошве залежи монолитный слой, который частично или полностью запечатывает залежь, изолируя ее от законтурной области. Эти закономерности объясняются физико-химическим взаимодействием нефти с подошвенной водой.

 

Пластовые газы

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида С_nН_2n+₂. Основным компонентом является метан СН₄. В газах добываемых из нефтяных и газовых месторождений метана содержится от 40 до 95%. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО₂, сероводород H₂S, гелий Не, аргон Аr.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) УВ газы разделяются на сухие и жирные. Газ, в составе которого УВ (С₃, С₄,) составляют не более 75г/м³, называют сухим. Жирным называют газ, содержащий тяжелые УВ в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины. Содержание тяжелых УВ в таких газах свыше 80г/м³.

 

Физические свойства газов

Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху.

· Молекулярная масса природного газа

,

где М_{i –} молекулярная масса i-го компонента; X_i – объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16 – 20.

· Плотность газа ρ_г рассчитывается по формуле

 

r_г = М/V_м =М/24,05,

где V_м – объем 1 моля газа при стандартных условиях. Обычно значение ρ_г находится в пределах 0,73 – 1,0 кг/м³. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху ρ_г.в, равной отношению плотности газа ρ_г к плотности воздуха ρ_в, взятой при тех же давлении и температуре: ρ_г.в = ρ_г/ ρ_в

Если ρ_г и ρ_в определяются при стандартных условиях, то

ρ_в= 1,293 кг/м³ и ρ_гв = ρ_г /1,293 кг/м³.

· Уравнения состояния газов используются для определения многих физических свойств природных газов. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между давлением, объемом и температурой.

Состояние газов в условиях высоких давления и температуры определяется уравнением Клайперона – Менделеева:

pV = NRT,

где р – давление; V – объем идеального газа; N – число киломолей газа; R – универсальная газовая постоянная; Т – температура.

Эти уравнения применимы для идеальных газов. Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводородные газы не подчиняются законам идеальных газов. Поэтому уравнение Клайперона – Менделеева для реальных газов записывается в виде

pV=ZNRT,

 

где Z – коэффициент сверхсжимаемости реальных газов, зависящий от давления, температуры и состава газа и характеризующий степень отклонения реального газа от закона для идеальных газов.

· Коэффициент сверхсжимаемости Z реальных газов – это отношение объемов равного числа молей реального V и идеального V_и газов при одинаковых термобарических условиях (т.е. при одинаковых давлении и температуре):

Z= V/V_и

 

Значения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее надежно могут быть определены на основе лабораторных исследований пластовых проб газов. При отсутствии таких исследований прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна. Для пользования графиком необходимо знать так называемые приведенные псевдокритическое давление и псевдокритическую температуру. Суть этих понятий состоит в следующем.

Объем углеводородных газов меняется в зависимости от температуры и давления примерно в соответствии с рис. 2.29. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям однокомпонентного газа при постоянной температуре и имеет три участка. Отрезок справа от пунктирной линии соответствует газовой фазе, участок под пунктирной линией – двухфазной газожидкостной области и отрезок слева от пунктирной линии – жидкой фазе. Отрезок пунктирной кривой вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (точек росы), а влево от максимума – кривой точек парообразования. Точка С называется критической.

Рис. 2.29. Диаграмма фазового состояния чистого этана (по Ш.К. Гиматудинову):

V – удельный объем; p – давление

 

Если при постоянной температуре повышать давление кого-либо газа, то после достижения определенного значения давления, этот газ сконденсируется, т.е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура выше которой, как бы велико не было давление газ нельзя перевести в жидкое состояние.

· Другими словами, критической называется такая температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении.

· Давление соответствующее критической температуре называется к ритическим давлением. Таким образом, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура. Так, например критическое давление для метана ≈ 4,7 МПа, а критическая температура – 82,5⁰С (минус).

· Растворимость газа в нефти является важной характеристикой природного газа. Р астворимость газа – это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре.

· Коэффициент растворимости газа – показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэффициент растворимости в зависимости от условий растворения изменяется от 0,4 10^-5 до 1 10^-5 Па^-1.

· Влагосодержание природных газов связано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и вследствие чего содержат определенное количество паров воды.

Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры. Отношение количества водяных паров (в долях единицы или процентах), находящихся в газе, к максимально возможному содержанию водяных паров в том же газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Она характеризует степень насыщения газа водяным паром. Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа (г/м³ или г/кг), называют абсолютной влажностью.

· Объемный коэффициент пластового газа b_г, представляющий собой отношение объема газа в пластовых условиях V_пл.г к объему того же количества газа V_ст, который он занимает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения Клайперона – Менделеева:

b _г = V_пл.г/V_ст = Z(P _cт× Т _пл/(Р _пл× Т _ст)

 

где Р _пл, Т _пл, P _cт,× Т _ст – давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях.

Значение величины b _г имеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.

 

Газоконденсат

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких УВ при стандартных условиях, т.е. из пентанов и высших (C_5+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ – бутанов, пропана и этана, а также H₂S и других газов.

Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см³) в 1 м³ отсепарированного газа.

На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, – это количество газа (м³), из которого добывается 1м³ конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для месторождений от 1500 до 25000 м³/м³.

Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ – пентана и высших (C_6+высш). Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40 – 200°С. Молекулярная масса 90 –160. Плотность конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см³ и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.

Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150см³/м³), средним (150 – 300 см³/м³), высоким (300 – 600 см³/м³) и очень высоким (более 600 см³/м³).

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных УВ в недрах. Это надо учитывать при подсчете запасов и определении показателей проектов разработки.

 

Газогидраты

Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи (слабой связи). Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа – плотность воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26 – 1,32 см³/г (плотность льда 1,09 см³/г). Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.

Условия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды, внешними давлением и температурой.

Плотность гидратов природных газов бывает от 0,9 до 1,1 г/см³.

Газогидратные залежи – это залежи, содержащие газ, находящийся частично или полностью в гидратном состоянии (в зависимости от термодинамических условий и стадии формирования). Для формирования и сохранения газогидратных залежей не нужны литологические покрышки: они сами являются непроницаемыми экранами, под которыми могут накапливаться залежи нефти и свободного газа. Газогидратная залежь внизу может контактировать с пластовой подошвенной водой, газовой залежью или непроницаемыми пластами.

Присутствие гидратов в разрезе можно обнаружить стандартными методами каротажа. Гидратсодержащие пласты характеризуются:

Ø незначительной амплитудой ПС;

Ø отсутствием или малым значением приращения показаний микроградиент-зонда;

Ø интенсивностью вторичной a активности, близкой к интенсивности водонасыщенных пластов;

Ø отсутствием глинистой корки и наличием каверн;

В основе разработки газогидратных залежей лежит принцип перевода газа в залежи из гидратного состояния в свободное и отбора его традиционными методами с помощью скважин. Перевести газ из гидратного состояния в свободное можно путем закачки в пласт катализаторов для разложения гидрата; повышения температуры залежи выше температуры разложения гидрата; снижения давления ниже давления разложения гидрата; термохимического, электроакустического и других воздействий на газогидратные залежи.

При вскрытии и разработке газогидратных залежей необходимо иметь в виду их специфические особенности, а именно: резкое увеличение объема газа при переходе его в свободное состояние; постоянство пластового давления, соответствующего определенной изотерме разработки газогидратной залежи; высвобождение больших объемов воды при разложении гидрата и др.