Поклади нафти і газу та їх основні

КЛАСИФІКАЦІЙНІ ОЗНАКИ І ПАРАМЕТРИ

Цінність будь-якого родовища нафти і газу передусім визначається величиною запасів основних корисних копалин, які складаються із запасів виявлених в межах його покладів.

Особливості залягання нафти і газу в надрах вимагають проведення досліджень, направлених на вивчення:

- флюїдів основних корисних копалин (нафти, газу, конденсату), супутніх корисних копалин (підземних вод), а також тих що містяться в тих чи інших корисних компонентах;

- порід-колекторів в межах пасток, пустотний простір яких служить ємністю для флюїдів;

- умов залягання флюїдів в пастках;

- основних особливостей покладів, визначальних умови їхньої розробки (режим роботи, продуктивність свердловин, пластовий тиск, дебіти нафти, газу і конденсату, гідропровідність пластів і т. д.);

- процесів, що протікають в надрах при формуванні покладів і їхній розробці.

Флюїди

Нафта, газ і конденсат, представляють собою природні суміші вуглеводневих і не вуглеводневих з'єднань.

Нафта - природна суміш, яка складається переважно з вуглеводневих з'єднань метанової (С_nH_2n+₂), нафтенової (С_n H_2n) і ароматичної (С_nH_2n-2) груп, які в пластових і стандартних умовах знаходяться в рідкій фазі. Окрім вуглеводнів (ВВ) в нафтах присутні сірчисті, азотисті, кисневі з'єднання, металоорганічні комплекси. Кисень в нафтах за звичай входить до складу нафтенових і жирних кислот, смол і асфальтенів. До постійних компонентів нафти відноситься сірка, яка присутня як у вигляді різних з'єднань, так і у вільному стані. В більшості нафт в пластових умовах в тій чи іншій кількості міститься розчинений газ.

За складом вуглеводневої і не вуглеводневої частин нафти підрозділяються на ряд типів, основними показниками яких є груповий вуглеводневий склад, фракційний склад, вміст не вуглеводневих компонентів, асфальтенів і смол.

За груповим вуглеводневим складом (у відсотках по масі) виділяються нафти метанові, нафтенові та ароматичні. Істотне значення має вміст розчинених в нафті твердих ВВ - парафінів. За змістом парафінів нафти підрозділяються на малопарафінисті (вміст парафінів не вище 1,5%), парафінисті (1,51% - 6%) і високопарафінисті (понад 6%).

Фракційний склад відображає відносний вміст (у відсотках по масі) різних фракцій нафт, що википають при температурі до 350°С, і масляних фракцій (дистилятів), що википають при температурі вище 350°С.

За вмістом сірки нафти підрозділяються на малосірчисті (до 0,5 %), сірчисті (0,51 - 2%) і високосірчисті (понад 2%). При вмісті сірки нафтах більше 0,5 % вона має промислове значення.

За вмістом смол виділяються нафти малосмолисті (менше 5%), смолисті (5 - 15%) і високосмолисті (понад 15%).

Концентрація рідких металів (ванадія, титана, нікелю та ін.) в деяких високосмолистих нафтах може досягати промислових значень.

Властивості нафт в стандартних умовах істотно відрізняються від їхніх властивостей в пластових умовах внаслідок підвищеного вмісту в них розчиненого газу при високих температурі і тиску в надрах. Для підрахунку запасів, раціональної їх розробки, первинної підготовки, транспортування і переробки нафт, їх властивості визначаються роздільно для цих умов. В стандартних умовах до основних параметрів нафт відносяться густина, молекулярна маса, в'язкість, температура застигання і кипіння, а для пластових умов визначаються газовміст, тиск насичення розчиненим газом, об'ємний коефіцієнт, коефіцієнт стисливості, коефіцієнт теплового розширення, густина і в'язкість.

Гази - природна суміш вуглеводневих і невуглеводневих з'єднань і елементів, що знаходяться в пластових умовах в газоподібній фазі у вигляді окремих скупчень або в розчиненому в нафті або воді стані, а в стандартних умовах - тільки в газоподібній фазі. До основних компонентів пластового газу відносяться метан і його гомологи - етан, пропан, бутани. Газ часто містить сірководень, гелій, оксид вуглецю, азот і інертні гази, іноді ртуть. Етан при його вмісті в газі 3% і більше, гелій при концентрації у вільному газі 0,05% і в газі розчиненому в нафті 0,035%, а також сірководень при вмісті 0,5% (від об'єму) мають промислове значення.

Найважливіші параметри газу - молекулярна маса, густина в стандартних умовах, відносна густина за повітрям, середньокритичні температура і тиск, коефіцієнт надстисливості, об'ємний коефіцієнт, в'язкість, гідратоутворення, теплота згоряння.

Конденсат - природна суміш в основному легких вуглеводневих з'єднань, що знаходяться в газі в розчиненому стані при певних термобаричних умовах, які переходять в рідку фазу при падінні тиску нижче тиску конденсації. В стандартних умовах конденсат (стабільний) знаходиться в рідкому стані і не містить газоподібних ВВ. До складу конденсату можуть входити сірка і парафін. Конденсати розрізняються по груповому і фракційному складу. До основних параметрів пластового газу, що містить конденсат, окрім перерахованих вище, відносяться також конденсатногазовий чинник та тиск початку конденсації. Конденсат характеризується густиною і в'язкістю в стандартних умовах.

Підземні (пластові) води в більшості випадків утворюють з покладами нафти і газу єдину гідродинамічну систему і служать одним з основних джерел пластової енергії. Підземні води містять розчинені солі, іони, колоїди і гази. Найбільш поширені в підземних водах іони Сl­­^–, SO­­^2–₄, НСО₃, СО^2–₃, Са²⁺, Mg²⁺, К⁺, інші іони відносяться до мікрокомпонентів, найбільш важливі з яких I^–, Br^–, NH⁺⁴ і ін. Сумарний вміст у воді розчинених іонів, солей і колоїдів, визначає її найважливішу властивість - мінералізацію. Йод, бром, бор, стронцій можуть міститися в підземних водах в кількостях, що дозволяють здійснювати їхню розробку. Серед газів, розчинених в підземних водах, основними вважаються СО₂, N₂, СН₄. Підземні води підрозділяються на типи залежно від процент-еквівалентного співвідношення іонів найважливіших елементів: r Nа⁺ ­, r Сl^­­–, r SO­­_2–⁴ и r Mg²⁺. Для підземних вод, окрім вказаних параметрів, визначаються також густина, в'язкість, об'ємний коефіцієнт, коефіцієнт стисливості, величина поверхневого натягу.

 

Природні резервуари

Природним резервуаром (по В.О. Броду) називається природна ємність для нафти, газу і води, всередині якої вони можуть циркулювати і форма якої обумовлена співвідношенням колектора з вміщаючим його (колектор) мало проникними породами.

Нафта і газ акумулюються в пустотному просторі порід-колекторів природних резервуарів в межах пасток, утворюючи природні скупчення. Пастками нафти і газу називаються частини природних резервуарів, в яких завдяки різного роду структурним дислокаціям, стратиграфічному або літологічному обмеженню, а також тектонічному екрануванню створюються умови для скупчення нафти і газу. Будова природних резервуарів визначається їхнім типом, речовинним складом складаючих їх порід, типом пустотного простору порід-колекторів і витриманістю цих порід, по площі.

Розрізняють три основні типи резервуарів: пластові, масивні і літологічно обмежені. Вони можуть бути складені породами різного речовинного складу: теригенними, карбонатними, евапоритовими, вулканогенними. Особливу роль при цьому відіграє і цементуюча речовина породи-колектора.

Породи-колектори різного речовинного складу характеризуються відповідним типом пустотного простору - поровим, тріщинним, кавернозним, змішаним в різних співвідношеннях.

Всім продуктивним пластам в тій або іншій мірі властива неоднорідність, що виражається в мінливості форми залягання і фізичних властивостей колекторів в межах даного пласта (горизонту, експлуатаційного об'єкту). Неоднорідність продуктивного пласта істотно впливає на розподіл запасів нафти і газу, на характер фільтрації рідин і газів і відповідно на обгрунтування технологічних рішень по розробці покладів.

Мінливість форми продуктивного пласта визначається неоднаковою його товщиною (загальною і ефективною), розчленованістю, виклинюванням всього пласта і його пропластків, їх літолого-фаціальним заміщенням непроникними різновидами, злиттям пропластків. Мінливість фізичних властивостей продуктивного пласта обумовлюється передусім відмінністю його колекторських властивостей (пустотності і її видів - пористості, тріщинуватості, кавернозності, а також абсолютної проникності), глинистості, карбонатності. На колекторські властивості впливають окатанність, відсортованість і упаковка зерен, звивистість і розміри порових каналів, величина питомої поверхні. Важливими властивостями порід-колекторів є їхня густина і стисливість.