Залежи нефти и газа и их основные

КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ И ПАРАМЕТРЫ

Ценность любого месторождения нефти и газа в первую оче­редь определяется величиной запасов основных полезных ископае­мых, которые слагаются из запасов выявленных в его пределах за­лежей.

Особенности залегания нефти и газа в недрах требуют прове­дения исследований, направленных на изучение:

- флюидов основных полезных ископаемых (нефти, газа, конден­сата), попутных полезных ископаемых (подземных вод), а также содержащихся в тех и других полезных компонентов;

- пород-коллекторов в пределах ловушек, пустотное пространст­во которых служит вместилищем флюидов;

- условий залегания флюидов в ловушках;

- основных особенностей залежей, определяющих условия их разра-ботки (режим работы, продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность плас­тов и т. д.);

- процессов, протекающих в недрах при формировании залежей и их разработке.

1.3.1ФЛЮИДЫ

Нефть, газ и конденсат представляют собой природные смеси углеводородных и неуглеводородных соединений.

НЕФТЬ - природная смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой (СпН2п+2), нафтеновой (СпНап) и ароматической (СпН2п-2) групп, которые в пластовых и стандартных условиях находятся в жидкой фазе. Кроме углеводо­родов (УВ) в нефтях присутствуют сернистые, азотистые, кислород­ные соединения, металлорганические комплексы. Кислород в неф­тях обычно входит в состав нафтеновых и жирных кислот, смол и асфальтенов. К постоянным компонентам нефти относится сера, которая присутствует как в виде различных соединений, так и в свободном состоянии. В большинстве нефтей в пластовых услови­ях в том или ином количестве содержится растворенный газ.

По составу углеводородной и неуглеводородной частей нефти подразделяются на ряд типов, основными показателями которых являются групповой углеводородный состав, фракционный состав, содержание неуглеводородных компонентов, асфальтенов и смол.

По групповому углеводородному составу (в процентах по массе) выделяются нефти метановые, нефтеновые и ароматические.

По содержанию парафинов нефти подразделяются на малопарафинистые (содержание парафинов не вы­ше 1,5%), парафинистые (1,51—6%) и высокопарафинистые (вы­ше 6%).

Фракционный состав отражает относительное содержание (в процентах по массе) различных фракций нефтей, выкипающих при разгонке до 350°С, и масляных фракций (дистиллятов), выки­пающих при температуре выше 350 °С.

По содержанию серы нефти подразделяются на малосернистые (до 0,5 %), сернистые (0,51—2 %) и высокосернистые (выше 2 %). Сера в нефтяных при содержании ее более 0,5 % имеет промыш­ленное значение.

По содержанию смол выделяются нефти малосмолистые (ме­нее 5%), смолистые (5—15%) и высокосмолистые (выше 15%). Концентрация редких металлов (ванадия, титана, никеля и др.) в некоторых высокосмолистых нефтях может достигать промышлен­ных значений.

Свойства нефтей в стандартных условиях существенно отлича­ются от их свойств в пластовых условиях вследствие повышенного содержания в них растворенного газа при высоких температуре и давлении в недрах. Для подсчета запасов, рациональной их разработки, первичной подготовки, транспортировки и переработки нефтей свойства их определяются раздельно для этих условий. В стандартных условиях к основным параметрам нефтей относятся плотность, молекулярная масса, вязкость, температура застывания и кипения, а для пластовых условий определяются газосодержание, давление насыщения растворенным газом, объемный коэффициент, коэффициент сжимае-мости,коэффициент теплового. расширения, плотность и вязкость.

ГАЗЫ - природная смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в га-зообразной фазе в виде отдельных скоплений либо в растворенном в нефти или воде состоянии, а в стандартных условиях - только в газообразной фазе. К основным компонентам пластового газа относятся метан и его гомологи—этан, пропан, бутаны. Газ часто содержит сероводород, гелий, оксид углерода, азот и инертные газы, иногда ртуть. Этан при содержании в газе 3 % и более, гелий при концентрации в свободном газе 0,05 % и в растворен­ном в нефти газе 0,035 %, а также сероводород при содержании 0,5 % (по объему) имеют промышленное значение.

Важнейшие параметры газа - молекулярная масса, плотность в стандартных условиях, относительная плотность по воздуху, среднекритические температура и давление, коэффициент сверх­сжимаемости, объемный коэффициент, вязкость, гидратообразование,теплота сгорания.

КОНДЕНСАТ - природная смесь в основном легких углеводо­родных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденса­ции. В стандартных условиях конденсат (стабильный) находится в жидком состоянии и не содержит газообразных УВ. В состав конденсата могут входить сера и парафин. Конденсаты различа­ются по групповому и фракционному составу. К основным пара­метрам пластового газа, содержащего конденсат, кроме перечис­ленных выше, относятся также конденсатно-газовый фактор и давление начала конденсации. Конденсат характеризуется плот­ностью и вязкостью в стандартных условиях.

1.3.2. ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

Природным резервуаром (по И. О. Броду) называется природ­ная емкость для нефти, газа и воды, внутри которой они могут циркулировать и форма которой обусловлена соотношением кол­лектора с вмещающим его (коллектор) плохо проницаемыми по­родами.

Нефть и газ аккумулируются в пустотном пространстве по­род—коллекторов природных резервуаров в пределах ловушек, образуя естественные скопления. Ловушками нефти и газа назы­ваются части природных резервуаров, в которых благодаря раз­личного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а также тектоническому экраниро­ванию создаются условия для скопления нефти и газа.

Строение природных резервуаров определяется их типом, ве­щественным составом слагающих их пород, типом пустотного пространства пород-коллекторов и выдержанностью этих пород по площади.

Различают три основных типа резервуаров: пластовые, массив­ные илитологически ограниченные. Они могут быть сложены по­родами разного вещественного состава: терригенными, карбонат­ными, эвапоритовыми, вулканогенными.

Породы-коллекторы разного вещественного состава характеризуются соответствующим типом пустотного пространства - поровым, трещин-ным, кавернозным, смешанным в разных сочетаниях.

Всем продуктивным пластам в той или иной мере свойственна неоднородность, выражающаяся в изменчивости формы залегания и физических свойств коллекторов в пределах рассматриваемого пласта.

Изменчивость формы продуктивного пласта определяется нео­динаковой его толщиной (общей и эффективной), расчлененностью, выклиниванием всего пласта и слагающих его пропластков, их литолого-фациальным замещением непроницаемыми разностями.

Изменчивость физических свойств продук­тивного пласта обусловли-вается в первую очередь различием его коллекторских свойств.

1.3.3 УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ ФЛЮИДОВ В ЗАЛЕЖИ

Любое естественное скопление нефти и газа в ловушке назы­вается залежью.

Газ, нефть и вода в залежи распределяются под воздействием гравитационного фактора, т. е. в зависимости от их плотности. •Обычно газ и нефть занимают верхнюю часть ловушки, а вода подпирает их снизу, заполняя всю остальную часть резервуара. Газ и нефть в свою очередь также распределяются под влиянием гравитационного фактора: газ как более легкий располагается над нефтью.

Условия залегания нефти и газа в залежах определяются гип­сометрическим положением водонефтяного (ВНК), газоводяного (ГВК) и газонефтяного (ГНК.) контактов; высотой залежи; раз­мерами нефтяной, газовой, водонефтяной, газонефтяной и газово­дяной зон, нефтегазонасы-щенной толщиной пласта, величинами начальной и остаточной нефтенасыщенности и газонасыщенности пород-коллекторов и их изменением по площади и разрезу; на­чальными пластовыми давлением и температурой.

1.3.4. ОСНОВНЫЕ ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ

Выделяются следующие основные ти­пы залежей нефти и газа: пластовый (Рис. 1); массивный; литологически или стратиграфически ограниченный; тектонически экрани­рованный.

Рис. 1. Схема пластовой сводовой залежи.

Части пласта: 1—водяная, 2 — водонефтяная, 3—нефтяная, 4 —газонефтяная, 5—газо­вая; 6 — породы-коллекторы; Н — высота залежи; Нг, Нн — высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи

Залежь нефти и газа может быть приурочена к одному изоли­рованному природному резервуару или связана с группой гидро­динамически сообщающихся природных резервуаров, в которых от­метки газожидкостного и водонефтяного контактов соответствен­но одинаковы. Во втором случае залежь выделяется как массив­ная или пластово-массивная.

1.3.5 КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ПО ФАЗОВОМУ СОСТОЯНИЮ УВ

В зависи­мости от фазового состояния и основного состава углеводо-родных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделяются на (рис. 2):

- нефтяные, содержащие только нефть, в различной степени насыщенную газом;

- газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные); в газонефтяных

залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая—газо­вая (газовая шапка); в нефтегазовых—газовая шапка превыша­ет по объему нефтяную часть системы; к нефтегазовым относятся также залежи с крайне незначительной по объему нефтяной частью - нефтяной оторочкой;

- газовые, содержащие только газ;

- газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатные: в пер­вых - основная по объему нефтяная часть, а во вторых - газо-конденсатная.(см. рис. 2).

1.3.6. ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕ УСЛОВИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ

Любая нефтяная или газовая залежь обладает потен­циальной энергией, которая в процессе разработки расходуется на вытеснение нефти и газа из резервуара (продуктивного плас­та). Вытеснение флюидов из залежи происходит под действием природных сил-носителей пластовой энергии. Такими носителями являются в первую очередь напор краевых вод, а также упругие силы нефти, воды, породы; газа, сжатого в газовых залежах и га­зовых шапках, и газа, растворенного в нефти. Кроме того, в зале­жах действует сила тяжести нефти.

Характер проявления движущих сил в пласте, обусловливаю­щих приток флюидов к добывающим скважинам, называется ре­жимом залежи. В соответствии с характером проявления домини­рующего источника пластовой энергии в процессе разработки в нефтяных залежах выделяют режимы: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (газовой шапки), растворенного газа и гравитационный, а в газовых залежах—газовый и упруговодонапорный.

Проявление того или иного режима в залежи обусловлено неод-нородностью продуктивного пласта в пределах залежи и вне ее, составом и фазовым состоянием УВ залежи, ее удаленностью от области питания, применяемыми в процессе разработки техноло­гическими решениями. О режимах залежи судят по изменению во времени дебитов нефти, газа и воды, обводненности продукции, пластовых давлений, газовых факторов, по продвижению краевых вод и т. п. Условия разработки залежей определяются также многими другими факторами: фазовыми проницаемостями пород, продук­тивностью скважин, гидропроводностью, пьезопроводностью про­дуктивных пластов, степенью гидрофобизации пород, полнотой вытеснения нефти вытесняющим агентом.

Дата добавления: 2014-01-20