Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

 

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. 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. Так, на Туймазинском месторождении в Башкирии оно меняется от 8 до 9,4 МПа. Это связано как с изменением свойств нефти и газа в пределах площади, так и с влиянием на характер выделения газа из нефти свойств породы, количества и свойств связанной воды и других факторов.

 

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

 

βн = (1/V) (ΔV/Δp),

 

где ΔV—изменение объема нефти-, V—исходный  объем нефти. Δр — изменение давления. Размерность βн —1/Па, или Па-1.

 

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное  приращение объема нефти при изменении давления на единицу. Величина его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1—5) • 10-3 МПа-1. Сжимаемость нефти учитывается наряду со сжимаемостью воды и коллекторов главным образом при разработке залежей в условиях упруговодонапорного режима, а также на начальной стадии разработки для определения изменения пластового давления на отдельных участках или забойных давлений в отдельных скважинах, когда ход процесса разработки еще не стабилизировался и упругие силы еще играют заметную роль.

 

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

 

aн  = (1/Vo) (DV/Dt).

 

Размерность a — 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 b показывает, какой объем занимает в пластовых  условиях 1 м3 дегазированной нефти:

 

bн= Vпл.н/Vдег = rн./rпл.н

 

где Vпл.н—объем нефти в пластовых  условиях; Vдег—объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С; rпл.п—плотность нефти в пластовых условиях; r—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.

 

Объемный  коэффициент пластовой нефти  используется при подсчете запасов. Он входит вместе с показателем растворимости  газа в уравнение для определения  геологических запасов нефти методом материального баланса при разработке залежей на режимах, связанных с расходованием естественной энергии пласта. Эти же две характеристики пластовой нефти, а также объемный коэффициент пластового газа (см. ниже) входят в формулу для определения коэффициентов нефтеотдачи при тех же режимах.

 

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

 

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=Vдег/Vп.н.=rп.н./rн

 

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:

 

—1.       легкие с плотностью менее 0.850 г/см3;

 

—2.       тяжелые с плотностью более 0,850 г/.

 

  Легкие нефти характеризуются  высоким газосодержанием, тяжелые—низким.

 

Вязкость  пластовой нефти mн, 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. Например, для Арланского месторождения это соотношение больше 20, для Ромашкинского— 5,5. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые.

 

Вязкость  нефти измеряется в мПа×с (миллипаскаль в секунду).

 

По  величине вязкости различают нефти

 

незначительной  вязкостью — mн < 1 мПа × с;

 

маловязкие  —                             1<mн£5 мПа × с;

 

с повышенной вязкостью—5<mн £25 мПа× с; 

 

высоковязкие— mн > 25 мПа× с.

 

Например, вязкость нефтей залежей: в верхнемеловых  отложениях Северного Кавказа 0,2—0.3 мПа×с; в девонских отложениях Татарии, Башкирии, в меловых отложениях Западной Сибири— 1—5 мПа×с; в каменноугольных отложениях Татарии, Башкирии и Пермской области—5—25 мПа×с. Нефть Русского месторождения в Западной Сибири характеризуется вязкостью 300 мПа×с, а нефть Ярегского месторождения в Коми АССР (добываемая шахтным способом)—2000—22000 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.

 

При значительном содержании в нефти парафина и асфальтенов вязкость нефти зависит от скорости деформации сдвига, т. е. при этом условии нефть приобретает свойства неньютоновскнх жидкостей вследствие возникновения в ней пространственной структуры, образованной коллоидными частицами асфальтенов. парафина и смол. Значительное влияние на структурно-механические свойства нефтей оказывают также состав пород, свойства и строение пустотного пространства. В зависимости от материала стенок пустот процесс образования и упрочения пространственной структуры в нефтях протекает тем интенсивнее. чем меньше проницаемость породы. Кроме того, вязкость неньютоновской жидкости зависит от времени ее нахождения в спокойном состоянии.

 

Установлено, что проводимость горных пород для  структурированных нефтей в значительной степени зависит от градиентов давления. При небольших градиентах проводимость песчаников может быть в десятки раз меньше, чем при высоких.

 

Проявлением  структурно-механических  свойств  нефтей в ряде случаев могут быть объяснены низкая нефтеотдача, быстрое обводнение добывающих скважин, неравномерность профилей притока.

 

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. Зависимость между интенсивностью светового потока It после прохождения через раствор какого-либо вещества и толщиной слоя раствора L описывается основным уравнением (законом) колориметрии:

 

It=I0L-KспСL

 

где I0—интенсивность падающего светового  потока; Kсп—-коэффициент светопоглощения; С—концентрация вещества в растворе.

 

Размерность коэффициента светопоглощения—1/см. За единицу Ксп принят коэффициент  светопоглощения такого вещества, в котором при пропускании света через слой толщиной 1 см интенсивность светового потока падает в е=2,718 раз. Величина Ксп зависит от длины волны падающего света, природы растворенного вещества, температуры раствора и не зависит от толщины слоя.

 

Ксп определяется при помощи фотоколориметра. Фотоколориметрия—один из методов  изучения изменения свойств нефти  в пределах залежи или месторождения. По изменению колориметрических  свойств нефти можно судить об изменении других ее свойств—вязкости, плотности. Контроль за величиной Ксп нефти в процессе разработки позволяет решать ряд задач нефтегазопромысловой геологии.

 

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.

 

Одновременно  с увеличением плотности нефти (в пределах одной и той же залежи) уменьшаются ее газосодержание и  давление насыщения растворенного  газа. Так. на месторождении Календо (о-в Сахалин) величина газового фактора  меняется от 49 до 70 м3/т, плотность нефти — от 0,830 до 0,930 г/см3.

 

Значения  коэффициента светопоглощения на Бавлинском месторождении колеблются в пределах 190—450 ед.. На Западно-Сургутском месторождении  величина этого коэффициента меняется в пласте БC10 от 300 до 550 ед.

 

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.

2.4. ПЛАСТОВЫЕ ГАЗЫ, КОНДЕНСАТЫ, ГАЗОГИДРАТЫ

 

Пластовые газы

 

Природные углеводородные газы представляют собой  смесь предельных УВ вида СnН2n+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 150г/м3 газ  называют жирным).

 

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 Мi — молекулярная масса i-го компонента; Xi — объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16—20. Плотность газа ρг рассчитывается по формуле

 

 

 

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

 

 

 

Если  ρг и ρв определяются при стандартных  условиях, то ρг = 1,293 кг/м3 и ρв = ρг /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.