Условия залегания нефти, газа и воды в продуктивных пластах

Жидкости и газы находятся в пласте под давлением, называемым пластовым. Давление, существовавшее в пласте до начала разработки, называют начальным пластовым. Его величину ориентировочно принимают равной гидростатическому давлению - давлению, создаваемому столбом воды высотой, равной глубине залегания продуктивного пласта. На самом деле из-за притока жидкости в пласт и отбора ее, давления вышележащих горных пород, действия тектонических сил пластовое давление отличается от гидростатического. Обычно пластовое давление меньше. Однако встречаются и обратные ситуации. Пласты, в которых давление превышает гидростатическое, называют пластами с аномально высоким давлением.

Чем больше пластовое давление, тем при прочих равных условиях больше запасы энергии пласта и тем больше нефти и газа можно извлечь из данного месторождения или залежи.

Температура в пластах также повышается с увеличением глубины их залегания. В разных районах страны динамика роста температуры различна: она возрастает на 1 градус при погружении на глубину 13,3 м - в Грозненском районе и на 50...60 м - в Башкирии.

В зависимости от давления и температуры, а также ее состава смесь углеводородов в пластовых условиях может находиться в различных состояниях: жидком, газообразном или двухфазном (газожидкостная смесь). Как правило, в жидком состоянии смесь находится, когда в ней преобладают тяжелые углеводороды, пластовое давление велико, а пластовая температура относительно мала. Такие месторождения называются нефтяными.

Условием газообразного состояния смеси углеводородов является преобладание в ее составе метана. В чисто газовых месторождениях его более 90 % (остальное - другие углеводородные газы, а также двуокись углерода, сероводород, азот и др.).

Однако наличие в смеси некоторого количества тяжелых углеводородов не значит, что она обязательно будет находиться в двухфазном состоянии. Дело в том, что при высоком давлении в пласте (вблизи критической точки на фазовой диаграмме) плотность газовой фазы приближается к плотности легких углеводородных жидкостей. В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества углеводородной жидкости, подобно тому, как в бензине растворяется нефтяной битум. Такие месторождения называются га-зоконденсатными.

Значительно чаще в природе встречаются условия, при которых смесь углеводородов находится в пласте в двухфазном состоянии. Например, в газонефтяных месторождениях одновременно присутствуют большая газовая шапка и нефтяная оторочка. Кроме того, вторая фаза образуется в пласте по мере разработки залежей: при неизбежном снижении давления в пласте из нефти выделяется растворенный газ, а из сжатого газа выпадает конденсат.

Нижние части продуктивных пластов подпираются пластовыми водами, называемыми подошвенными, объем которых, как правило, в десятки'и даже сотни раз больше нефтегазоконденсатной части. Кроме того, пластовые воды простираются на большие площади за пределы залежи. Такие воды называются краевыми.

Наконец, вода в виде тонких слоев на стенках тончайших пор и субкапиллярных трещин удерживается за счет адсорбционных сил и в нефтегазоконденсатной части пласта. Она осталась там со времени формирования залежей и поэтому ее называют «связанной» или «остаточной». Содержание связанной воды в нефтяных месторождениях составляет 10...30 % от суммарного объема порового пространства, а в газовых месторождениях с низкопроницаемыми глинистыми коллекторами - до 70 %. Количество связанной воды необходимо знать для оценки запасов нефти и газа в залежи. Ее наличие снижает фазовую проницаемость пласта. Вместе с тем связанная вода неподвижна даже при значительных градиентах давлений и поэтому ее присутствие не приводит к обводнению продукции скважин.