Условия залегания нефти, газа и воды в нефтяных и газовых залежах

Нефть и газ в нефтяных и газовых залежах насыщают пустоты между зернами, трещины и каверны пород, слагающих пласты. Большинство нефтегазовых месторождений приурочены к осадочным породам — хорошим коллекторам нефти (пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты). Иногда нефть обнаруживают в трещинах и порах изверженных пород, но эти скопления обычно не имеют промышленного значения.

Горные породы, слагающие нефтяные и газовые месторождения, в зависимости от их свойств играют разную роль. Одни из них, имеющие большое число крупных пор, — резервуары нефти и газа (нефтяные и газовые залежи). Породы, такие как глины, сланцы и другие, практически непроницаемые для пластовых газожидкостных смесей, — естественные покрышки продуктивных коллекторов нефти и газа, способствующие их накоплению. Промышленная ценность месторождения определяется не только его размерами, но и в значительной степени физическими свойствами коллекторов, пластовых жидкостей и газов, а также видом и запасом пластовой энергии.

Нефтяные и газовые залежи располагаются в верхних частях структур, образуемых пористыми породами, перекрытыми непроницаемыми пластами (так называемыми ловушками). Естественные резервуары нефти и газа по происхождению и геометрической форме могут быть самыми различными. Простейшая структурная ловушка — антиклинальная складка. В зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на следующие: 1) чисто газовые; 2) газоконденсатные; 3) газонефтяные (с газовой шапкой); 4) нефтяные без газовой шапки с растворенным в нефти газом. Нефть, газ и вода распределяются в залежи соответственно своим плотностям.

Как правило, в продуктивной зоне пласта кроме нефти и газа содержится также вода, хотя продукцией скважин при разработке этого пласта может быть безводная нефть. Вода, по всей вероятности, осталась в нефтяной и газовой частях пластов со времени образования залежи. Породы нефтяных и газовых пластов отлагались в водоемах. В процессе накопления нефть и газ не смогли полностью вытеснить воду из пористой среды. В значительной мере это объясняется гидрофильностью большинства пород, слагающих продуктивные пласты. Вода частично остается в порах пласта в виде тончайших пленок, капелек в местах контакта зерен породы, а также в субкапиллярных порах. Эту капиллярно удерживаемую воду называют связанной. Иногда ее именуют также погребенной, остаточной, реликтовой и т. д. По данным С.Л. Закса, исследовавшего породы значительного числа нефтяных и газовых месторождений СССР, количество связанной воды, выраженной в процентах от суммарной емкости пор, может колебаться от долей процента до 70 % и в большинстве коллекторов составляет 20 — 30 %. Установлено, что чем меньше проницаемость пород, тем больше остаточная водонасыщенность. С увеличением количества глинистого материала в породе содержание связанной воды также растет. Изучение свойств и происхождения связанной воды может помочь решению вопроса генезиса нефтяных месторождений; количество связанной воды необходимо знать для оценки абсолютных запасов нефти, а качество — для правильного выбора нагнетаемой воды при искусственном заводнении нефтяного пласта. Состав нагнетаемой воды должен быть подобран так, чтобы при контакте ее со связанной водой в пласте не выпал осадок, способный частично или полностью закрыть поровые каналы.

Раздел между нефтью и водой в нефтяных месторождениях и между газом и водой в чисто газовых представляет собой переходную зону от водной части пласта к нефтяной или газовой. Вследствие капиллярного подъема воды в порах «зеркала вод» в пластах не существует и содержание воды по вертикали постепенно изменяется от 100 % в водоносной части до остаточной водонасыщенности в верхних частях залежи. Мощность этой переходной области может достигать 3 — 5 м и более. Так как пористость и проницаемость коллекторов в пределах одной и той же залежи изменяются в широких пределах, содержание связанной воды, а следовательно, нефте- и газонасыщенность также неодинаковы на различных участках залежи. Водо- и нефтенасыщенность пород определяют по результатам анализа кернов, выбуренных из пласта при его вскрытии, и по геофизическим данным.

Жидкости и газы в пласте находятся под давлением. От пластового давления зависят запас энергии и свойства жидкостей и газов в пластовых условиях. По давлению, наряду с другими параметрами, определяют запасы газа в залежи, дебит нефтяных и газовых залежей и условия эксплуатации залежей.

Опыт показывает, что начальное пластовое давление (измеренное до начала эксплуатации), в Па, зависит от глубины залежи и приближенно может быть определено по формуле [9]

α— переводной коэффициент, Па/м; Н — глубина залегания пласта, м.

Обычно истинное пластовое давление больше или меньше давления, вычисленного по формуле (1.1). На практике переводной коэффициент составляет, как правило, α = (0,8÷1,2) 10⁴ Па/м.

В газовой залежи пластовое давление одинаково по всей площади или изменяется незначительно, а в нефтяной при значительных углах падения пластов р_пл в различных частях залежи неодинаково: на крыльях — максимальное, в сводовой части — минимальное (рис. 1.1).

Таким образом, на истинные давления в залежи накладываются соответствующие изменения давления по площади, обусловленные изменением глубины залегания пласта.

Поэтому удобнее относить пластовое давление в залежи к какой-либо одной плоскости. Часто за такую плоскость принимают уровень моря или условную плоскость первоначального положения водонефтяного контакта. Давление в пласте, отнесенное к этой условной плоскости, называют приведенным. Если пластовые давления в скв. 1 и 2 равны соответственно р_х и р₂, то приведенные давления в них, отнесенные к первоначальному уровню водонефтяного контакта, составят

где х₁ и х₂ — расстояния от забоев скважины до уровня водонефтяного контакта; ρ — плотность жидкости в пласте; g — ускорение свободного падения.

Изменения пластового давления регистрируются при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Это дает возможность судить о процессах, происходящих в пласте. На основании данных о динамике изменения пластовых давлений разрабатываются мероприятия для увеличения эффективности эксплуатации месторождения.

Рис. 1.1. Изменение пластового давления в зависимости от глубины залегания месторождения

С ростом глубины залегания пластов повышается и температура. Расстояние по вертикали, на котором температура горных пород закономерно повышается на 1 °С, называется геотермической ступенью. Среднее значение геотермической ступени 33 м; для различных месторождений ее величина неодинакова.

Свойства нефти, воды и газа на поверхности сильно отличаются от их свойств в пластовых условиях, где они находятся при сравнительно высоких давлениях и температурах. Свойства нефти, воды и газов в пластовых условиях влияют на закономерности их движения в пористой среде.

СОСТАВ И СВОЙСТВА НЕФТИ

Впервые была изучена пенсильванская нефть Северо-Американского нефтеносного бассейна, в которой немецкий ученый К. Шорлеммар (1834— 1892) обнаружил предельные углеводороды метанового ряда. Исчерпывающее объяснение строения углеводородов дал А.М. Бутлеров (1861), а основоположником науки о нефти принято считать Д.И. Менделеева.

Исследования показали, что в нефтях содержится три большие группы углеводородов: предельные, непредельные и ароматические [5, 7, 9, 13].

Предельные — наиболее простые по строению, получившие свое название от самого простейшего из всех углеводородов — метана. Часто такие углеводороды называют метановыми, а в химии их называют алканами. Структурная формула метана напоминает простейшее из живых существ — амебу. Только у метана вместо ядра — атом углерода, а протоплазму образуют 4 атома водорода. Каждый следующий углеводород имеет на 1 атом углерода больше, т. е. структурная формула алканов имеет вид: С_nН₂_n₊₂. Как бы не вытягивалась цепочка углеводородов, она всегда будет окружена водородной оболочкой. В нефти встречаются почти все члены этого ряда: СН₄ —С₄Н₁₀ — газы; С₅Н₁₂ —С₁₇Н₃₆ — жидкости; начиная с С₁₈Н₃₈ — могут находиться в нефти в виде кристаллов и входят в состав парафинов. Отсюда еще одно название углеводородов — парафиновые. Названия первых 10 членов по порядку: метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан, гептан, октан, нонан, декан. Начиная с четвертого углеводорода — бутана, все имеют несколько разновидностей — изомеров. Молекулы их построены по-разному, хотя химическая формула одинакова. Если основной член ряда имеет вид простой цепочки, то у изомеров цепь ветвится. Различаясь по структуре, по прочности связей, изомеры отличаются и свойствами. Например, температура плавления и кипения у них ниже, чем у нормальных. Лучшие бензины для современных бесшумных автомобилей состоят не из истинных бензинов, а из их изомеров. Следует отметить, что многие изомеры еще не изучены, и в первую очередь потому, что, как подсчитали ученые, 11-й член ряда может иметь 159 изомеров, 18-й (октодекан) — 60523, и т. д. Постоянный интерес к изучению физико-химических свойств таких углеводородов объясняется не только желанием создать новые сорта топлива, но и тем, что некоторые изомеры своим строением напоминают органические вещества.

Непредельные — это циклические насыщенные углеводороды со структурной формулой С_пН_2п. В их молекулах «не хватает» двух атомов водорода. Такие углеводороды называют также нафтеновыми или алкенами. В природных нефтях их нет, они образуются при ее вторичной переработке. У нафтенов может быть не одно, а несколько колец — отсюда названия: моно-, би- или полициклические со структурными формулами C_nH₂_n ₂, C_nH₂_n_₄. Еще одно название углеводородов этой группы — циклопарафины — происходит от способности их колец удерживать при себе цепочку метановых углеводородов. Это свойство определяет и другие: большая плотность, чем у метановых, выше температура кипения и плавления, легко взаимодействуют с галогенами, присоединяют кислород. В нормальных условиях — это всегда жидкости.

Ароматические углеводороды получили свое название из-за четко выраженных (не всегда приятных) запахов. По-гречески «арома» означает пахучее вещество. Структурная формула C_nH₂_n_-_m, где т — четные числа. Представлены такие углеводороды бензолом С₆Н₆ и его производными (гомологами). Ароматические углеводороды сильно недонасыщены водородом, однако химически малоактивны. В нормальных условиях — это жидкости, имеющие очень низкую температуру застывания: от —25 до —88 °С.

В зависимости от преобладания в нефти одного из трех представителей групп углеводородов в количестве более 50 % нефти именуются метановыми, нафтеновыми, ароматическими. Если к доминирующему присоединяется другой углеводород в количестве не менее 25 %, то им дают комбинированное название, например метанонафтеновые.

Приведенная классификация нефтей по углеводородному составу позволяет дать определение нефти: нефть представляет собой раствор чистых углеводородов и гетероатомных органических соединений (т. е. углеводородов, содержащих в молекуле атомы кислорода или азота, или серы) друг в друге.

Углеводородный состав нефти является важной характеристикой, но целесообразно ввести еще два — элементарный и фракционный.

Несмотря на многообразие углеводородов, элементарный состав нефти колеблется в небольших пределах (%): углерод — 83 — 87, водород — 11 — 14, смолисто-асфальтовые вещества — 2 — 6. Смолисто-асфальтовые вещества представляют собой высокомолекулярные органические соединения, содержащие углерод, водород, серу, азот и металлы. К ним относятся: нейтральные смолы, растворимые в бензинах; асфальтены, не растворимые в петролейном эфире, но растворимые в горячем бензоле; карбены, растворимые в сероуглероде; карбоиды, вообще не растворимые. При сгорании нефти получается зола (сотые доли процента), состоящая из оксидов кальция, магния, железа, алюминия, кремния, натрия и ванадия. Сера в нефти находится в виде сероводорода, меркаптанов, сульфанов, иногда—в свободном виде. Сера и ее соединения активно взаимодействуют с металлами, вызывая сильную коррозию. Обнаруживают их по резкому запаху и действию на растворы свинцовых солей. По содержанию серы нефти делят на следующие группы: несернистые (менее 0,2 %), малосернистые (0,2 — 1,0 %), сернистые (1,0 — 3,0 %), высокосернистые (более 3 %). Азот, как примесь безвредная и инертная, почти не контролируется анализами; его доля обычно не превышает 1,7 %. В заключение можно сказать, что в нефтях обнаруживают более половины таблицы Менделеева, причем элементарный состав нефти полностью не изучен.

Фракционный состав нефти определяется при ее перегонке. Существует несколько способов так называемой прямой гонки, но суть их одна. Любой жидкий углеводород имеет свою температуру кипения, т. е. температуру, выше которой он испаряется. Например, бензол С₆Н₆ кипит при 80 °С, а толуол С₇Н₈ — при 111 °С. При перегонке типичной нефти можно получить: 31 % бензина (углеводороды С₄ — С₁₀), 10 % керосина (С_п — С₁₂), 15 % дизельного топлива (С₁₃ — С₂₀), 20 % смазочных масел (С₂₁ — С₄₀), 24 % остатка — мазута (с С₄₀ и выше). Таким образом, из сложной многокомпонентной нефти получаются новые вещества (фракции), более близкие по углеводородному составу и, следовательно, по свойствам.

Приведем основные физические свойства нефтей: плотность, вязкость, сжимаемость и др.

Плотность нефти — это масса единицы объема, при температуре 20 °С и атмосферном давлении колеблется от 700 до 1040 кг/м³. Нефть с плотностью ниже 900 кг/м³ называют легкой, выше — тяжелой. Мазут имеет плотность от 900 до 990 кг/м³, керосин - 800 - 840 кг/м³, бензины 700 - 800 кг/м³, газовые конденсаты — 650 — 720 кг/м³. Плотность пластовой нефти всегда ниже плотности дегазированной нефти.

Вязкость — свойство любой жидкости, в том числе и нефти, оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга, т. е. характеризует подвижность жидкости. Существует динамическая и кинематическая вязкость. Единица динамической вязкости — паскаль-секунда (Па∙с). Вязкость нефтей обычно намного ниже 1 Пас, поэтому на практике часто пользуются внесистемными единицами — пуаз (П) и сантипуаз (сП): 1 П = 01Па∙с, 1 сП = 10 ^-3Пa∙c.

С понижением температуры вязкость увеличивается, с повышением — уменьшается. Динамическая вязкость воды при 20 °С составляет около 1 сП, вязкость нефти в зависимости от ее характеристики и температуры может изменяться от 1 до нескольких десятков сантипуазов, а у отдельных нефтей вязкость достигает 100, даже 200 сП (0,1 —0,2 Па∙с).

Объемный коэффициент пластовой нефти — это отношение объема нефти в пластовых условиях к объему дегазированной нефти:

где У_пл — объем нефти в пластовых условиях; У_дег — объем этой же нефти при атмосферном давлении и температуре 20 ° С после дегазации.

Известны месторождения, для которых объемный коэффициент нефти достигает 3,5 и более. Для пластовой воды объемные коэффициенты составляют 0,99— 1,06.

С помощью объемного коэффициента можно определить «усадку» нефти — уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность:

Сжимаемость нефти — это изменение объема нефти при изменении давления. Характеризуется коэффициентом сжимаемости (β_н, который представляет относительное изменение объема, приходящееся на единицу изменения давления:

где ΔV — изменение объема нефти, м³; V_o — исходный объем нефти, м³; Ар — изменение давления, Па.

Коэффициент сжимаемости нефти, не содержащей растворенный газ, равен 4∙10 ^-10 - 7∙10 ^-10 1/Па (4∙10 ^-5 —7∙10 ^-5 1/ад).

Давлением насыщения нефти газом называется давление газа, находящегося в термодинамическом равновесии с пластовой нефтью. Если давление, оказываемое на пластовую нефть, становится ниже давления насыщения, то из нефти начинает выделяться растворенный газ. Нефть, находящаяся в пласте при давлении выше давления насыщения, называется недонасыщенной. Если давление насыщения равно пластовому давлению, то пластовая нефть называется насыщенной.

Газовый фактор. Газовым фактором называется количество газа (в м³), приведенное к атмосферному давлению, приходящееся на 1 т нефти. Для нефтяных месторождений России газовый фактор колеблется от 20 до 1000 м³/т (в среднем он составляет около 100 м³/т).