Учебное пособие по Геологии. Учебное пособие для студентов i курса Разработал В. Г. Юхименко Ижевск 2007 Содержание введение
 Скачать 6.88 Mb.
|
|
ГЛАВА 9. ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА 9.1. Нефть и природный газ Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущественно метанового (парафинового) (С n Н 2n+2 ), нафтенового (C n H 2n ) и в меньшем количестве ароматического (C n H 2n-6 ) рядов. По физическому состоянию в поверхностных условиях УВ от СН 4 до С 4 Н 10 - газы; от С 5 Н 12 до С 16 Н 34 - жидкости и от С 17 Н 34 до С 35 Н 72 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 (С 5 Н 12 +С 6 Н 14 ) 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. Пластовые нефти Газожидкостная смесь УВ состоит преимущественно из соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов. В состав нефти входят также высокомолекулярные органические соединения, содержащие кислород, серу, азот. К числу этих соединений относятся нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др. Хотя их содержание в нефтях невелико, они существенно влияют на свойства поверхности раздела в пласте (в частности, поверхности пустотного пространства), на распределение жидкостей и газов в пустотном пространстве и, следовательно, на закономерности движения УВ при разработке залежей. В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых УВ. а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. При этом учитывается содержание серы, смол и парафина. Нефти содержат до 5-6 % серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также в составе сернистых соединений и смолистых веществ - меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др. Меркаптаны и сероводород - наиболее активные сернистые соединения, вызывающие коррозию промыслового оборудования. По содержанию серы нефти делятся на: малосернистые (содержание серы не более 0,5%); сернистые (0,5-2,0%); высокосернистые (более 2,0%). 102 Асфальтосмолистые вещества нефти - высокомолекулярные соединения, включающие кислород, серу и азот и состоящие из большого числа нейтральных соединений неизвестного строения и непостоянного состава, среди которых преобладают нейтральные смолы и асфальтены. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах 1-40%. Наибольшее количество смол отмечается в тяжелых темных нефтях, богатых ароматическими УВ. По содержанию смол нефти подразделяются на:малосмолистые (содержание смол ниже 18 %); смолистые (18-35 %); высокосмолистые (свыше 35%). Нефтяной парафин -это смесь твердых УВ двух групп,резко отличающихся друг от друга по свойствам: парафинов C 17 H 36 - С 35 Н 72 и церезинов С 36 Н 74 - C 55 H 112 . Температура плавления первых 27-71°С, вторых – 65-88°С. При одной и той же температуре плавления церезины имеют более высокую плотность и вязкость. Содержание парафина в нефти иногда достигает 13 - 14 % и больше. По содержанию парафинов нефти подразделяются на: малопарафинистые при содержании парафина менее 1,5 % по массе; парафинистые - 1,5-6,0 % ; высокопарафинистые - более 6 %. В отдельных случаях содержание парафина достигает 25%. При температуре его кристаллизации близкой к пластовой, реальна возможность выпадения парафина в пласте в твердой фазе при разработке залежи. Физические свойства нефтей. Нефти разных пластов одного и того же месторождения и тем более разных месторождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием. Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ. 1. Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти определяется по следующей формуле: G=Vг/Vпл.н, где Vг-объем газа, Vпл.н-объем пластовой нефти.Газосодержание обычно выражают в м 3 /м 3 или м 3 /т. 2. Растворимость газа –это максимальное количество газа,которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре. Газосодержание может быть равным растворимости или меньше ее. Его определяют в лаборатории по пластовой пробе нефти, постепенно снижая давление от пластового, при котором отобрана проба, до атмосферного. Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300-500 м 3 /м 3 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30-100 м 3 /м 3 . Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8-10 м 3 /м 3 103 3. Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно при снижении давления коэффициент разгазировання увеличивается, но эта закономерность соблюдается не всегда. 4. Промысловым газовым фактором Г называется количество добытого газа в м 3 , приходящееся на 1 м 3 (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор,обычно определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Она может меняться в очень широких пределах. Если при разработке в пласте газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит 5. Давлением насыщения пластовой нефти называется давление,при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры. В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором - недонасыщена. Разница между давлением насыщения и пластовым может колебаться от десятых долей до десятков МПа. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться разным давлением насыщения. 6. Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем,что,как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) βн, который определяется по формуле: βн = (1/V) ( V/Δp), где ΔV - изменение объема нефти; V -исходный объем нефти; р - изменение давления. Размерность βн -1/Па, или Па -1 Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1-5)10 -3 МПа -1 Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления. Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу. 7. Коэффициент теплового расширения н показывает,на какую частьV первоначального объема Vo изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С. н может быть подсчитан по формуле: н = (1/Vo) ( V/ t), где ΔV - изменение объема нефти; V о -исходный объем нефти; t –изменение температуры. 104 Размерность н - 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1-20) 10 -4 1/°С. Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт. 8. Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает,какой объем занимает в пластовых условиях 1 м 3 дегазированной нефти и может быть подсчитан по формуле: b н = V пл.н /V дег = н ./ пл.н - объем нефти в пластовых условиях; Vдег -объем того же количества нефти после дегазации при атмосферномдавлении и t=20°С; - плотность нефти в пластовых условиях; н - плотность нефти в стандартных условиях. Объем нефти в пластовых условиях увеличивается, по сравнению с объемом в нормальных условиях, в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину. Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2 - 3. Наиболее характерные величины лежат в пределах 1,2-1,8. Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку» нефти, т. е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти может быть подсчитана по формуле: U=(bн-1)/bн ∙ 100 При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента. Пересчетный коэффициент может быть подсчитан по формуле: =1/b=V дег /V п.н .= п.н ./ н Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2-1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0,3-0.4 г/см 3 . Ее значения в пластовых условиях могут достигать 1.0 г/см 3 По плотности пластовые нефти делятся на: - легкие с плотностью менее 0.850 г/см 3 ; - тяжелые с плотностью более 0,850 г/ см 3 . Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые - низким. 105 п л . н г д е V П Л . Н 9. Вязкость пластовой нефти н ,определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. Вязкость нефти измеряется в мПа с. По величине вязкости различают нефти: незначительной вязкостью - н < 1 мПа с; маловязкие - < н 5 мПа с; с повышенной вязкостью - 5< н 25 мПа с; высоковязкие - н > 25 мПа с. Например, вязкость нефтей залежей: в верхнемеловых отложениях Северного Кавказа 0,2 - 0.3 мПа с; в девонских отложениях Татарии, Башкирии, в меловых отложениях Западной Сибири - 1-5 мПа с; в каменноугольных отложениях Татарии, Башкирии и Пермской края – 5-25 мПа с. Нефть Русского месторождения в Западной Сибири характеризуется вязкостью 300 мПа с, а нефть Ярегского месторождения в Республике Коми (добываемая шахтным способом) колеблется в пределах 2000-22000 мПа с. Вязкость нефти - очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды - показатель, характеризующий темпы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи с применением различных видов заводнения. Различают: динамическую (абсолютную) вязкость нефти, кинематическую и относительную (удельную, условную). Динамическая вязкость выражается величиной сопротивления(в динах)взаимному перемещению двух слоев жидкости с поверхностью 1 см 2 , отстоящих друг от друга на 1 см, при относительной скорости перемещения 1 см/с. Кинематическая вязкость представляет собой отношение динамической вязкости данной жидкости к ее плотности при той же температуре. Единица кинематической вязкости в системе СИ — м 2 /с. Из различных углеводородов, составляющих нефть, наименьшей вязкостью обладают парафиновые, а наибольшей - нафтеновые. Вязкость углеводородов нормальных и изостроения существенно отличается. Относительная вязкость выражается отношением абсолютной вязкости нефти к вязкости воды. Это может привести к вытеснению нефти из мелких пустот породы в более крупные, т. е. к миграции нефти в горных породах. Для нефтяных залежей характерно закономерное изменение основных свойств нефти в пределах площади и объема залежи: увеличение плотности, вязкости, величины коэффициента светопоглощения. содержания асфальтосмолистых веществ, парафина и серы по мере возрастания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве (в мощных пластах). Иногда малоподвижные высоковязкие УВ (асфальты, твердые битумы и т. п.) образуют в подошве залежи монолитный слой, который частично или полностью запечатывает залежь, изолируя ее от законтурной области. Эти закономерности объясняются физико-химическим взаимодействием нефти с подошвенной водой. 106 Физические свойства пластовых нефтей исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при постоянном давлении, равном начальному пластовому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и при постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в зависимости от давления, а иногда и от температуры. Эти графики и используются при решении геологопромысловых задач. 10. Газовый фактор представляет собой отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м 3 ), приведѐнного к атмосферному давлению и температуре 20°С, к количеству добытой за то же время нефти (в т или м 3 ) при том же давлении и температуре. Газовый фактор зависит от соотношения газа и нефти в пласте, от физических и геологических свойств пласта, от характера и темпа эксплуатации, от давления в пласте. Физико-химические свойства нефтей, разрабатываемых месторождений Удмуртской Республики изменяются в широких пределах и характеризуются следующими величинами: плотность в поверхностных условиях изменяется от 830 до 926 кг/м 3 , вязкость нефти в пластовых условиях изменяется от 1,8 до 339,5 мПа*с. Нефть содержит в своем составе: серу S в объеме от 0,8 до 30,6 %, асфальтена-0,5-7,4 %, парафина –1,7-7,7 %. Газовый фактор изменяется от 3,3 32,5 м 3 /м 3 В высоковязких нефтях ряда месторождений отмечается повышенное содержание пятиокиси ванадия, а также никель. Добываемая нефть, в основном высокой ( 30мПа*с) и повышенной вязкости (от 10 до 30мПа*с). Повышенная вязкость обусловлена большим содержанием асфальтосмолистых и парафиновых углеводородных соединений. Наибольшая вязкость нефти отмечается на Мишкинском (турнейский ярус) и Гремихинском (башкирский ярус) месторождениях – здесь ее значение превышает 75мПа с. Плотность нефти изменяется от 883 (Ижевское месторождение) до 963 кг/м 3 (Шарканская площадь) Более полную информацию о нефти и ее свойствах можно получить из 2,7,8 . 9.2. Природный газ: состав, свойства Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ. Основным компонентом является метан СН 4 . Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО 2 , сероводород H 2 S, гелий Не, аргон Аr. Природные газы подразделяют на следующие группы. 1. Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ. 2. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, - смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. 3. Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового бензина. Газ, в составе которого УВ (С 3 , С 4 ,) составляют не более 75 г/м 3 называют сухим. При содержании более тяжелых УВ (свыше 150г/м3 газ называют жирным). 107 |