Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

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. Газогидратные залежи по физическим параметрам резко отличаются от обычных, поэтому подсчет запасов газа и разработка их во многом отличаются от применяемых для обычных месторождений природного газа. Районы распространения газогидратных залежей в основном приурочены к зоне распространения многолетнемерзлых пород. 

 

1.3.1 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.

Нефти содержат 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:

• малосмолистые (содержание смол ниже 18 %);
• смолистые (18 – 35 %);
• 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. При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость. Содержание парафина в нефти иногда достигает 13 – 14 % и больше.

По содержанию парафинов нефти подразделяются на:

¨       малопарафинистые при содержании парафина менее 1.5 % по массе;

¨       парафинистые – 1.5 – 6.0 %;

¨       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 (газонасыщенность) пластовой нефти — это объем газа  растворенного в 1м³ объема пластовой нефти :

                                                        (8)

Газосодержание обычно выражают в м³/м³ или м³/т.

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300 – 500 м³/м³ и более, обычное его значение для большинства нефтей 30 – 100 м³/м³. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8 – 10 м³/м³.

Растворимость газа — это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти, при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее.

Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу.

Промысловым газовым фактором  называется количество добытого газа в м³, приходящееся на  1 м³ (т) 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 меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.

В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором — недонасыщена.

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

,                                                         (9)

где  — изменение объема нефти;  — исходный объем нефти.  — изменение давления. Размерность  — 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.

Коэффициент теплового  расширения  показывает, на какую часть  первоначального объема  изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С

.                                                             (10)

Размерность  — 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. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт.

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

,                                           (11)

где  — объем нефти в пластовых условиях;  — объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С;  — плотность нефти в пластовых условиях;  — плотность нефти в стандартных условиях.

Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и большим количеством 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.

Пересчетный коэффициент . (12)

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. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0.3 – 0.4 г/см³. Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1.0 г/см³.

По плотности  пластовые нефти делятся на:

• легкие с плотностью менее 0.850 г/см³;
• тяжелые с плотностью более 0.850 г/.

Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые — низким.

Вязкость пластовой нефти , определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, 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. Вязкость нефти измеряется в мПа×с.

По величине вязкости различают нефти:

• незначительной вязкостью —  мПа × с;
• маловязкие —  мПа × с;
• с повышенной вязкостью —  мПа× с;
• высоковязкие —  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.

Физические свойства пластовых нефтей исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при постоянном давлении, равном начальному пластовому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и при постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в зависимости от давления, а иногда и от температуры. Эти графики и используются при решении геологопромысловых задач. 

 

1.3.2 Пластовые  газы

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида С_nН_2n+₂. Основным компонентом является метан СН₄. 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.    

 Природные газы подразделяют  на следующие группы.

1.       Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ.

2.       Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, — смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из С₅+высш.

3.       Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

Газ, в составе которого УВ (С₃, С₄,) составляют не более 75 г/м³ называют сухим. При содержании более тяжелых УВ (свыше 150 г/м³ газ называют жирным).