Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Тема 1. Геолого-физическая характеристика нефтяных и газовых залежей


1.1 Общие понятия о нефти и природном газе с точки зрения их генезиса, фи­зики и химии.

Свойства и состояние углеводородов (УВ) зависят от их состава, давления и температуры. В залежах они могут находиться в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление и температура непрерывно меняются, что сопровождается соответствующими изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ из одной фазы в другую. Необходимо знать закономерности фазовых переходов, состояние и свойства УВ при различных условиях и учитывать их при подсчете запасов, проектировании и регулировании разработки проектировании и эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа.

Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущественно метанового (парафинового) (С_nН_2n+2), нафтенового (C_nH_2n) и в меньшем количестве ароматического (C_nH_2n-6) рядов.
По физическому состоянию в поверхностных условиях УВ от СН₄ до С₄Н₁₀ — газы; от С₅Н₁₂ до С₁₆Н₃₄ — жидкости и от С₁₇Н₃₄ до С₃₅Н₇₂ и выше — твердые вещества, называемые парафинами и церезинами.
При большом количестве газа в пласте он может располагаться над нефтью в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких УВ нефти будет находиться в виде паров также и в газовой шапке. При высоком давлении в пласте плотность газа становится весьма значительной (приближающейся по величине к плотности легких углеводородных жидкостей). В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества легкой нефти (С₅Н₁₂+С₆Н₁₄) подобно тому, как в бензине или других жидких УВ растворяются нефть и тяжелые битумы. В результате нефть иногда оказывается полностью растворенной в сжатом газе. При извлечении такого газа из залежи на поверхность в результате снижения давления и температуры растворенные в нем УВ конденсируются и выпадают в виде конденсата.
Если же количество газа в залежи по сравнению с количеством нефти мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь находится в пласте в жидком состоянии.
Газогидратные залежи содержат газ в твердом (гидратном) состоянии. Наличие такого газа обусловлено его способностью, при определенных давлениях и температурах соединяться с водой и образовывать гидраты. Газогидратные залежи по физическим параметрам резко отличаются от обычных, поэтому подсчет запасов газа и разработка их во многом отличаются от применяемых для обычных месторождений природного газа. Районы распространения газогидратных залежей в основном приурочены к зоне распространения многолетнемерзлых пород.


1.2 Нефть и газ как сложные многокомпонентные системы углеводо­родов (УВ) в различных термобарических условиях. Фазовые состояния и прев­ращения газонефтяных систем.

Нефтегазоносный пласт определяется не только породами, содержащими нефть или газ, но и самими насыщающими их фазами. Нефть и газ по химическому составу являются очень сложными углеводородами, находящимися при повышенных пластовом давлении и температуре. При извлечении углеводородов на поверхность давление и температура пластовой смеси уменьшаются. Состояние смеси углеводородов на поверхности зависит от состава углеводородов, добываемых из скважины, и от давления и температуры, при которых они извлекаются. Углеводороды, остающиеся в пласте на любой стадии его истощения, претерпевают физические изменения, так как пластовое давление по мере отбора из пласта нефти или газа уменьшается. Отсюда возникает необходимость изучения физических свойств углеводородов, находящихся в природных условиях, и особенно изменений этих свойств в зависимости от давления и температуры. Знание физических закономерностей дает возможность оценить количество полученных газа и жидкости, приведенных к стандартным условиям, при добыче на поверхность единицы объема пластовой жидкости. Из-за сложности природных углеводородных смесей очень часто приходится пользоваться эмпирическими данными, полученными в результате лабораторных исследований.

Химический состав углеводородных газов может быть легко определен до гептанов. Химический состав сырой нефти оценить труднее, так как она состоит в основном из более тяжелых углеводородов, чем гептаны.
Помимо свойств углеводородов, представляют интерес также свойства воды, каким-либо образом связанной с продуктивным пластом, так как вода занимает часть пространства пласта, создает энергию для добычи нефти, а также может добываться вместе с нефтью и газом.
Содержимое продуктивных пластов в основном находится в состоянии газа, пара или жидкости. Однако эти термины передают сущность состояния только при определенных давлениях и температурах. Вещество в зависимости от давления и температуры, при которых оно находится, может существовать в газообразном или жидком состоянии. Понятие пар определяется как газообразное состояние любого вещества, которое при обычных условиях является жидкостью или твердым телом. Под обычными условиями понимаются атмосферные условия давления и температуры. При рассмотрении углеводородов удобно понятия «газ» и «пар» считать синонимами.
Углеводородные системы, как и другие системы, могут быть гомогенными или гетерогенными. В гомогенной системе все ее части имеют одинаковые физические и химические свойства. Для гетерогейной системы физические и химические свойства в разных точках различны.
Гетерогенные системы состоят из фаз. «Фаза» — это «определенная часть системы, которая является гомогенной и физически отделена от других фаз отчетливыми границами». Например, в гетерогенной системе одновременно содержатся лед, вода и водяной пар. Степень дисперсности не определяет количества фаз. В приведенном примере лед независимо от того, существует он в виде одного куска или раздроблен на несколько частей, является одной фазой.
Естественные углеводородные системы состоят из большого числа компонентов, причем это не только углеводороды парафинового ряда, но и углеводороды, относящиеся к другим группам. Фазовое состояние смеси углеводородов зависит от ее состава, а также от свойств индивидуальных компонентов.
Типичная фазовая диаграмма многокомпонентной смеси (рис.1.1.) в координатах давление - температура имеет петлеобразный вид, т.е. отличается от соответствующей фазовой диаграммы чистого вещества, изображающейся в виде одной монотонно – возрастающей, вогнутой к оси температур кривой с одной конечной (критической ) точкой.



Рис.1.1. Фазовая диаграмма многокомпонентной смеси

Прежде чем перейти к обсуждению особенностей этой диаграммы, дадим определение некоторых важных физических понятий, связанных с этой диаграммой.

«Критическая точка» (точка К на рис.1) соответствует значениям давления и температуры, при которых свойства каждой фазы становятся идентичными.
«Критическая температура» — температура, соответствующая критической точке.
«Критическое давление» — давление, соответствующее критической точке.
«Интенсивные свойства» — это такие свойства, которые не зависят от количества рассматриваемого вещества.
«Экстенсивные свойства» — свойства, прямо пропорциональные количеству рассматриваемого вещества.
«Кривая А точек начала кипения» — кривая, проходящая через точки, соответствующие, давлениям и температурам, при которых при переходе вещества из жидкого состояния в область двухфазного состояния образуется первый пузырек газа.
«Кривая точек росы b» — кривая, проходящая через точки, соответствующие давлению и температуре, при которых при переходе вещества из парообразного состояния в область двухфазного состояния образуется первая капелька жидкости.
«Двухфазная область» — область, ограниченная кривыми точек начала кипения и точек росы, внутри которой газ и жидкость находятся в состоянии равновесия.
«Крикондентерм» (М) — наивысшая температура, при которой жидкость и пар могут сосуществовать в равновесии.
«Криконденбар» (N) — наибольшее давление, при котором жидкость и пар могут сосуществовать в равновесии.
«Ретроградная область» (закрашенная площадь на рис.1) — любая область, в пределах которой конденсация или парообразование происходят в направлении, обратном обычным фазовым изменениям.
«Ретроградная конденсация» (ограничена кривой KDM) означает, что жидкость конденсируется или при снижении давления при постоянной температуре (линия ABD), или при увеличении температуры при постоянном давлении (линияFGA
«Ретроградное испарение» (ограничена кривой NHK) означает, что образование пара происходит при уменьшении температуры при постоянном давлении (линия AGF) или при увеличении давления при постоянной температуре (линия DBA).
«Линия постоянного объема» (качественные линии) — линии, проходящие через точки одинакового объемного содержания жидкости внутри двухфазной области.
Из рассмотрения рис.1.1 могут быть сделаны некоторые важные наблюдения. Кривая точек начала кипения и кривая точек росы сходятся в критической точке. Кривая точек начала кипения соответствует 100% содержания жидкости в системе, а кривая точек росы —100% содержания газа. Заштрихованные площади соответствуют области ретроградных явлений. Площадь, ограниченная кривыми, проходящими через точки KBMD, соответствует области изотермической ретроградной конденсации.
Фазовая диаграмма (рис.1.) со всеми её особенностями присуща любым многокомпонентным смесям, но ширина её петли и расположение критической точки, а следовательно, и ретроградных областей зависят от состава смеси.
С нефтепромысловой точки зрения многокомпонентные системы грубо делятся на нефти и газы. Кроме того, многокомпонентные системы подразделяются в зависимости от состояния, в котором углеводородная смесь находится в пласте и после извлечения ее на поверхность.
Фазовое состояние пластовой углеводородной смеси и особенности их фазового поведения при разработке месторождений определяются пластовыми давлениями и температурами, а также составом смеси.
Если пластовое значение температуры смеси Т_пл больше крикондентермы М (точка F) и в процессе разработке месторождения давление падает (линия FT₄), то эта смесь будет всё время находится в однофазном газообразном состоянии. Такие смеси образуют газовые месторождения.
Если пластовая температура находится между критической и крикондентермой, то такие смеси относят к газоконденсатным. В этом случае в зависимости от соотношения между начальным пластовым и давлением начала конденсации (точка В) возможно существование трёх типов газоконденсатных залежей: пластовое давление может быть выше (однофазное ненасыщенное), равно (однофазное насыщенное) или ниже (двухфазное) давления начала конденсации.
Если пластовая температура ниже критической температуры смеси, т.е. находится левее критической точки, то такие смеси характерны для нефтяных месторождений. В зависимости от начальных значений пластовых температуры и давления (расположения точки, соответствующей этим значениям, относительно кривой точек кипения) различают нефтяные месторождения с недонасыщенными, насыщенными нефтями и месторождения с газовой шапкой.
Когда пластовая температура выше крикондентермы, то нефть содержит большое количество газообразных и легкокипящих углеводородов и обладает большей усадкой. Такие нефти называют лёгкими. Они отличаются высоким газонефтяным соотношением и плотностью, приближающейся к плотности газового конденсата.


1.3 Общие сведения об осадочно-миграционной теории органического происхождения УВ и образования месторождений нефти и природного газа. Понятие о геологических ловушках для УВ, типы ловушек.

Проблема происхождения углеводородов имеет два направления: неорганическое и органическое. Впервые идею глубинного происхождения нефти высказал А. Гумбольт. Д.И.Менделеев при взаимодействии воды с карбидами металлов получил углеводороды (1877). Гипотеза органического происхождения нефти была предложена М.В.Ломоносовым (1757). Нефть образовывалась из органического вещества под действием температуры и давления.

Баталии о происхождении углеводородов до настоящего времени не утихают. Каждая из сторон приводит «неопровержимые» доказательства конкретно защищаемой ими гипотезы, но другая сторона так же «убедительно» привлекает эти же «неопровержимые» доказательства для обоснования своей гипотезы. Для обоснования той и другой гипотезы нужна пористая среда для движения углеводородов и создания мест их накопления в виде залежей. Нефть не несет на себе явных следов условий происхождения; подвижность нефти и газа позволяет предполагать формирование залежей в процессе миграции за счет проникновения их из слоев, характеризую­щихся существенно иными геологическими особенностями, чем те, в кото­рых обнаруживаются залежи.
Преимуществом сторонников органического происхождения нефти являются подавляющее количество месторождений найденных в осадочном комплексе. Во многом это преимущество обусловлено тем, что бурение крайне редко достигает глубин свыше 5 км. Специальные работы не проводились для поисков углеводородов в зонах совершенного отсутствия осадочных толщ и обнаружения путей подхода углеводородов из глубинных недр.