Файл: Основы нефтедобычи.doc

связанной или погребенной.

Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, формировались, в основном, в водных бассейнах. Поэтому еще до проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и позднее углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от плотности. При этом вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, так как основные минералы, входящие в состав нефтесодержащих пород, гидрофильные, т.е. лучше смачиваются водой, чем нефтью. Поэтому вода при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удерживалась в пластах в виде тончайших пленок на поверхности зерен песка или кальцита и в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зернами и в субкапиллярных каналах. Эта вода находится под действием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие перепады давлений, возникающие в пласте при его эксплуатации, и поэтому остается неподвижной при разработке нефтегазовой залежи.

Отношение объема воды, содержащейся в породе, к объему пор этой же породы называется коэффициентом водонасыщенности:

_в = ,

где _в - коэффициент водонасыщенности; V_в - объем воды в породе; V_п ‑ объем пор.

Отношение объема нефти, содержащейся в породе, к общему объему пор называется коэффициентом водонасыщенности:

_н = ,

где _н - коэффициент нефтенасыщенности; V_н - объем нефти в породе.

Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70% объема пор и в большинстве коллекторов составляет 2030% этого объема.

Исследованиями установлено, что при содержании в пласте воды до 3540% и небольшой проницаемости пород пласта из скважин может добываться безводная нефть, так как связанная вода в этом случае в пласте не перемещается.

---

Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м³ в пресной воде до 80 кг/м³ в сильноминерализованных водах и до 300кг/м³ в рапах.

Наиболее характерным признаком для распознавания вод является их химический состав.

В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90% от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и в виде коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи.

Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO₄), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся некоторые минеральные вещества, углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.

Минерализация воды характеризуется количеством растворенных в ней минеральных солей. Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т.е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора.

Воды нефтяных месторождений делятся на два основных типа: жесткие и щелочные.

На практике для классификации вод принимают классификацию Пальмера, который рассматривает воду как раствор солей. Каждая соль, растворяясь в воде, придает ей определенные свойства. Например, раствор поваренной соли делает воду нейтральной. Жесткость придают воде сульфаты кальция и магния, образующие «вторичную соленость».

Плотность воды зависит от степени ее минерализации и от температуры.

Коэффициент сжимаемости воды, т.е. изменение единицы объема ее при изменении давления на 0,1 МПа в пластовых условиях, находится в пределах 3,7·10^-5  5·10^-5 1/0,1 МПа в зависимости от температуры и абсолютного давления. Содержание в воде растворенного газа повышает ее сжимаемость.

Растворимость газов в воде значительно ниже растворимости их в нефтях. Рост минерализации воды способствует уменьшению растворимости в ней газа.

---

В прямой зависимости от минерализации вод находится и электропроводность. Пластовые воды являются электролитом.

Воды нефтяных месторождений могут содержать бактерии органических веществ, которые придают различную окраску (розовую, красную, молочную).

Вязкость пластовой воды при20⁰С составляет 1мПа·с, а при 100⁰С – 0,284 мПа·с.

---

2. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Аккумулятором или вместилищем для воды, нефти и газа в недрах земной коры служит пласт-коллектор, называемый природным резервуаром, в кровле и подошве которого залегают покрышки, сложенные плохо проницаемыми породами.

Хорошими коллекторами являются осадочные породы: пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты.

Иногда нефть может быть в трещинах и порах изверженных пород, но эти скопления, как правило, не имеют промышленного значения.

Слабопроницаемые породы, являющиеся кровлей и подошвой нефтяного месторождения: глина, сланц, и др.

Образовавшиеся при определенных условиях, нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, перемещаются к его кровле, скапливаются там и попадают в ловушку.

Примечание: существует две гипотезы образования нефти – органическая и неорганическая.

В природе существуют самые разнообразные виды ловушек (рис.2.1а, б), наиболее распространенными из которых являются сводовые ловушки (рис.2.1, а).

В ловушке любой формы при благоприятных условиях может произойти значительное скопление нефти и газа, называемое залежью. Совокупность залежей одной и той же группы (например, сводовых), находящихся в недрах земной коры единой площади, называется месторождением нефти и газа.




Рис. 2.1, б. Литологически экранированная ловушка.

Рис. 2.1, а. Сводовая ловушка.

1 - внешний контур газоносности;

2 - внешний контур нефтеносности




Рис. 2.1, г. Статиграфически экранированная ловушка.

Рис. 2.1, в. Тектонически

экранированная ловушка.

Месторождения могут быть нефтяными, газоконденсатными, газонефтяными. Существование в земной коре двух основных геологических структур - геосинклиналей и платформ предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса:

---

1 класс - месторождения, сформировавшиеся в геосинклинальных (складчатых) областях;

2 класс – месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.

Промышленная ценность месторождения определяется не только его размерами, но в значительной степени и физическими свойствами коллекторов, пластовых жидкостей и газов, а также видом и запасом пластовой энергии.

Породы нефтяной (газовой) залежи характеризуются пористостью, проницаемостью, гранулометрическим составом, удельной поверхностью, карбонатностью, сжимаемостью и насыщенностью нефтью, газом и водой. Эти параметры пород продуктивного пласта необходимы для решения задач рациональной разработки и эксплуатации месторождений.

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом.

Различают пористости полную (абсолютную, физическую) и открытую, характеризующиеся соответствующими коэффициентами.

Коэффициентом полной (абсолютной) пористости m_п называется отношение суммарного объема пор V_пор в образце породы к видимому его объему V_обр. Измеряется пористость в долях единицы или в %.
В долях единицы m_п = ; в % m_п = · 100.
Коэффициентом открытой пористости m_o называется отношение объема открытых сообщающихся пор к объему образца.

Статическая полезная емкость коллектора V_cт характеризует относительный объем пор и пустот, которые могут быть заняты жидкостью или газом.

Динамическая полезная емкость V_дин. характеризует относительный объем пор и пустот, через которые фильтруются или могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте.
Таблица 2.1

Пределы измерения полной пористости некоторых горных пород

Породы	Пористость, %
Изверженные Глинистые сланцы Глина Пески Песчаники Известняки и доломиты	0,05  1,25 0,54  1,4 6,0  50,0 6,0  52,0 3,5  29,0 0,6  33,0

---