Пластовый нефтяной газ, его состав и физические свойства. Понятие о газовом факторе и давлении насыщения.

Газы нефтяных и газовых месторождений по своей химической природе сходны с нефтью. Газы нефтяных месторождений добываемые вместе с нефтью называют нефтяными газами а газы газовых месторождений называются природным газом. Они состоят из: метана, пропан, пентан, бутан. Часто УВ газы в своем составе содержат сероводород, гелий, аргон, пары ртути. Больше всего содержится сероводорода, азота, углекислого газа. Если при постоянной температуре постоянно повышать давление газа, то он переходит в жидкое состояние. Температура при которой вещество с повышением давления до определенной величины из газообразной фазы переходит в жидкую, называется точкой росы или точкой начала конденсации. В зависимости от преимущественного содержания в нефтяных газах легких или тяжелых УВ, газы подразделяются на сухие и жирные. Сухой газ – естественный газ, в котором не содержаться тяжелые УВ или содержаться в небольших количествах. Жирный газ – газ в котором тяжелые углеводороды содержаться в больших количествах. Жирные газы чаще содержаться в легких нефтях, а сухие газы в тяжелых нефтях. Одним из основных физических параметров нефтяного газа является его плотность. (отношение массы вещества к занимаемому объёму). На практике пользуются относительной плотностью газа, которая показывает во сколько раз плотность данного газа, заключенного в данном объёме при данных давлениях и температуре, больше или меньше массы сухого воздуха, заключенного в том же объёме и при тех же условиях. Вязкость газа – свойство газа сопротивляться перемещению одних частиц относительно других. При низких давлениях с повышением температуры вязкость газа возрастает в связи с тем, что скорости движения молекул увеличиваются.При значительном повышении давления вследствие уплотнения газа вязкость его с повышением температуры уменьшается. При повышении давления вязкость снижается с увеличением температуры. Растворимость газов в нефти: с увеличением температуры растворимость газовой смеси уменьшается. Давление при котором из нефти начинает выделяться газ называется давлением насыщения пластовой нефти.давление насыщения зависит от состава нефти и газа, от соотношений их объёмов и температуры. Если в пласте имеется газовая шапка, то в этом случае давление насыщения равно пластовому давления или близко к нему. Количество газа в 1м3 приходящееся на 1 т добычи нефти, называется газовым фактором.

Физико-химические свойства пластовых вод.

В поровом пространстве нефтяных залежей вместе с нефтью и газом обычно находится вода. Часть воды в процессе эксплуатации скважин остаётся неподвижной. Такую воду называют «связанной» (с породой), «остаточной». Эта вода может заполнить до 20% объёма пор и более. Остальная вода может выносится к забою скважин и подниматься на поверхность вместе с Н и Г. На практике такую воду называют «пластовой». Пластовые воды по степени полезности делятся на солёные, слабосолёные и пресные. Из газообразных в-тв в пластовые воды входят УВ газы и иногда значительные кол-ва сероводорода. Минеральные в-ва Na, K, Mg, Fe, I, Br….определяют их общую минерализацию. Относительно нефтегазоносных горизонтов пластовые воды делятся на виды: 1. контурные – воды в пониженных участках нефтяных пластов. 2. верхние контурные – в случае, если нефтеносная часть пласта выведена на поверхность и заполнена поверхностными водами. 3. подошвенные – воды, в нижней части приконтурной зоны пласта. 4. промежуточные – воды залегающие в пропластке нефтяных или газовых пластов. 5. верхние – воды, залегающие выше данного пласта. 6. нижние – воды, залегающие ниже данного пласта. 7. смешанные – воды, залегающие выше данного пласта и поступающие из нескольких водоносных пластов. К особым видам можно отнести тектонические воды: 1. тектонические – могут поступать по тектоническим трещинам из пластов более высоких напоров. 2. Шельфовые - подземные воды шельфовых частей материков, т. е. прибрежных частей дна мирового октана. 3. технические – вода попадает в нефтегазовые пласты при бурении скважин и ремонтных работах при эксплуатации скважин. Основные физические показатели пластовых вод: плотность, солёность, минерализация, вязкость, температура, электропроводность, сжимаемость, радиоактивность, растворимость воды в нефти и газов в воде. Толщина тонких слоёв связанной воды в горных породах в значительной мере зависит от проницаемости коллектора и минерализации воды. С увеличением глинистости толщина стенок увеличивается, с увеличением минерализации толщина уменьшается. Если в пласте содержится большое кол-во связанной воды, то в пласта уменьшается фазовая проницаемость для нефти и скважин, работают со сниженными дебитами. При неправильном подборе источника водоснабжения при заводнении в процессе взаимодействия закачиваемой воды со связанной водой могут образовываться остатки минеральных солей, который частично или полностью закупорят порово-трещинновое пространство пласта. Также с учётом пластовой воды приготавливается глинистый раствор для вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения скважины.

Основные понятия о природных коллекторах нефти и газа. Физико-химические свойства коллекторов: пористость, проницаемость, удельная поверхность.

Горные породы способные вмещать нефть, газ, воду и отдавать их при разработке, называются коллекторами. Нефть и газ содержаться в таких коллекторах, как пески, песчаники, алевроиты, и в карбонатных коллекторах-известняки, мел. Породы-коллектора должны обладать емкостью – системой пор (пустот), трещин. Но не все породы обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа. Проницаемость горных пород зависит от поперечных размеров пустот в породе. Разделяют коллекторы на 3 типа: 1)гранулярные, или паровые(только обломочные горные породы 2)трещинные 3) каверновые (карбонатные породы). Емкость порового коллектора называется пористостью.(для характеристики пористости применяется коэффициент пористости, который показывает какую част от всего объёма горной породы занимают поры. Пористость бывает общая (объем всех пор в породе). Коэф общ пористости представляется отношением объёма всех пор к объёму образца породы), открытая (характеризуется коэф открытой пористости: отношение суммарного объёма открытых пор к объёму образца породы), эффективная(определ наличием пор в породе из которых нефть и газ могут быть извлечены при разработке. Коэф эффективн пористости равен отношению объёма пор (через которые возможно движ-е нефти, газа и воды при опред температуреи давлении) к объёму образца породы. Способность пород пропускать при перепаде давления жидкость и газ называется проницаемостью. Пористость и проницаемость нефтегазоносных пластов часто значительно изменяется в одном и том же пласте. Величины пористости и проницаемости значительно влияют на конечное нефтеизвлечение. В процессе разработки с целью увеличения пористости и проницаемости проводят разл геолого технич мероприятия.(гидроразрыв пласта, щелевая разгрузка,обработка пласта оксидатом). Удельная поверхность горной породы – величина суммарной поверхности частиц приходящихся на единицу объёма образца. От величины удельной поверхн зависит ее проницаемость.

 

Режимы нефтяных залежей: водонапорный, газонапорны1, гравитационный,

Комбинированный.

Движение жидкости по пласту к забою скважины происходит за счет пластовой энергии. Запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят от природных факторов (энергии расширения газа в газовой шапке, энергии расширения растворенного в нефти газа, гравитационного фактора, который может способствовать нефтеизвлечению, особенно в залежах с большими углами падения.) и искусственных факторов. Совокупность всех естественных и искусственных факторов определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте, при его разработке, называются режимом пласта. В зависимости от того какой вид энергии является основной движущей силой перемещения нефти от залежи к забою скважин, выделяют следующие режимы: водонапорный (естественный и искусственный), упругий, газонапорный (режим газовой шапки) а так же режим растворенного газа и гравитационный (режим истощения пластовой энергии).от правильной оценки режима дренирования скважины зависят технологические показатели разработки нефтяного месторождения,которые в конечном итоге будут влиять на рациональную разработку месторождения и получения высокого коэффициента конечного нефтеизвлечения. Водонапорный режим подразделяется на жестководонапорный режим и упруговодонапорный режим. Жестководонапорный режим: 1) движение нефти в пласте к забоям скважин происходит под действием давления краевых или контурных вод, имеющие постоянное пополнение из наружных источников. 2)среднее пластовое давление > давления насыщения. 3)свободного газа в пласте нет и через горную породу фильтруется только нефть или нефть с водой. 4)устанавливаются стабильные дебиты жидкости, давление и газовый фактор. 5)разработка заканчивается, когда контурная вода доходит до нефтяных скважин и из пласта извлекается в основном вода. 6)количество извлеченной жидкости должно быть равно количеству поступившей в залежь жидкости. Упруговодонапорый режим: 1)движущей силой является упругое расширение горной породы и жидкостей, находящейся в ней. 2)в начальном периоде разработки залежи идет значительное снижение пластового давления и соответственно дебитов нефти по скважинам. 3)контур нефтеносности постоянно перемещается и сокращается. Газонапорный режим: 1)основная движущая сила - энергия сжатого газа, находящегося в газовой шапке 2)процесс вытеснения нефти газом схожи с процессов вытеснения водой 3)газ вытесняет нефть в пониженные части залежи 3)Процесс вытеснения нефти расширяющимся газом сопровождается гравитационными эффектами 4)Нефть стекает под действием силы тяжести в наиболее низкие места залежи, а выделяющийся из нефти растворенный в ней газ поднимается и пополняет газовую шапку, за счет чего замедляется темп падения пластового давления 5)С целью увеличения нефтеизвлечения и недопущения перехода газонапорного режима в режим растворенногогаза, закачивают газ.(Режим растворенного газа: основной движущей силой является газ, растворенный в нефти. По мере разработки нефтяной залежи, давление в ней падает, и начинается выделение газа из нефти. Отдельные его пузырьки расширяются в объёме и выталкивают нефть из порового пространства в участки с пониженным давлением, т.е к забоям нефтяных скважин, но колич-во газа растворенного в нефти, небольшое). Гравитационный режим проявляется тогда, когда в нефтяном пласте давление снижено до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть уже не содержит растворенного газа. Все породы, содержащие нефть и газ залегают под некоторым углом к горизонтальной площади, поэтому находящаяся в них нефть под действием силы тяжести стремиться переместиться вниз по направлению пластов. При крутых углах падения наибольшие дебиты дают скважины, пробуренные в пониженных участках пласта. При этом режиме добыча нефти ведется механизированным способом.