Контрольная работа по "Геологии"

При значительном содержании в нефти парафина, асфаль-тенов  и смол нефть приобретает свойства неньютоновских жидкостей вследствие возникновения в ней пространственной структуры, образованной коллоидными  частицами названных компонентов. Процесс образования и упрочнения пространственной структуры в нефтях протекает тем интенсивнее, чем  меньше проницаемость породы. Кроме  того, вязкость неньютоновской жидкости зависит от времени ее нахождения в спокойном состоянии. Установлено, что проводимость горных пород для структурированных нефтей в значительной степени зависит от градиентов давления. При небольших градиентах проводимость песчаников может быть в десятки раз меньше, чем при высоких. Проявлением структурно-механических свойств нефтей в ряде случаев могут быть объяснены низкое нефтеизвлечение, быстрое обводнение добывающих скважин, неравномерность профилей притока.

Колориметрические свойства нефти характеризуются коэффициентом  светопоглощения aси. Они зависят от содержания в нефти окрашенных веществ (смол, асфальтенов). Специальными исследованиями установлено, что слои вещества одинаковой толщины при прочих равных условиях поглощают одну и ту же часть падающего на них светового потока. Зависимость между интенсивностью светового потока It после прохождения через раствор какого-либо вещества и толщиной слоя раствора l описывается основным уравнением (законом) колориметрии:

It = I0l K™Cl, (VI.5)

гАе Io ~ интенсивность падающего  светового потока; aси — коэффициент светопоглощения; e — концентрация вещества в растворе.

Размерность коэффициента светопоглощения - 1/см. За единицу aси принят коэффициент светопоглощения такого вещества, в котором при пропускании света через слой толщиной 1 см интенсивность светового потока падает в A = = 2,718 раз. Значение aси зависит от длины волны падающего света, природы растворенного вещества, температуры раствора.

aси определяется при помощи фотоколориметра. Фотоколориметрия — один из методов изучения изменения свойств нефти в пределах изменяющегося (текущего) объема залежи или месторождения. Контроль за значением aси нефти в процессе разработки позволяет при определенных условиях контролировать перемещение нефти в пластах.

Значения коэффициента светопоглощения  на Бавлинском месторождении колеблются в диапазоне 190-450, на Ромашкинском месторождении в пластах а, б, в девонской залежи — 200 — 350, а в нижележащих пластах гид— 400 — 500. На Западно-Сургутском месторождении значение этого коэффициента меняется в пласте BQ от 300 до 550, а в пласте БС10 - от 120 до 310.

Для нефтяных залежей в  их природном виде характерно закономерное изменение в большей или меньшей  мере основных свойств нефти в  объеме залежи: увеличение плотности, вязкости, 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.

 Одновременно в указанных  направлениях уменьшаются газосодержание  и давление насыщения растворенного  газа. Так, на месторождении Календо  (о-в Сахалин) газовый фактор  меняется от 70 до 49 м3/т, плотность  нефти — от 0,830 до 0,930 г/см3.

В процессе разработки большинства  залежей в связи с изменением термодинамических условий свойства нефти могут претерпевать изменения. Поэтому для контроля изменения  свойств нефтей в процессе разработки необходимо знать закономерности изменения  этих свойств по объему залежи до начала разработки. Эти закономерности, как  правило, отображаются на специальных  картах изолиниями (карты плотности, газосодержания, Кси и др.).

Физические свойства пластовых  нефтей исследуют в специальных  лабораториях по глубинным пробам, отобранным из скважин герметичными пробоотборниками. Плотность и вязкость находят при давлении, равном начальному пластовому. Остальные характеристики определяют при начальном пластовом и постепенно снижающемся давлении. В итоге строят графики изменения различных коэффициентов в зависимости от давления, а иногда и от температуры. Эти графики используют при решении геолого-промысловых задач.

 

§ 3. ПЛАСТОВЫЕ ГАЗЫ, КОНДЕНСАТЫ, ГАЗОГИДРАТЫ

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида СпН2п+2. Основным компонентом является метан СН4. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ С02, сероводород H2S, гелий Не, аргон Аг.

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  конде-ната. Углеводородный конденсат  состоит из С5+высш.

3. Газы, добываемые вместе  с нефтью (растворенные газы). Это  физические смеси сухого газа, пропан-бутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых  условиях конденсат обычно весь растворен  в газе. Различают конденсат сырой  и стабильный.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых  сепараторах при давлении и температуре  сепарации. Он состоит из жидких при  стандартных условиях УВ, т.е. из пентанов и высших (С6+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ-бутанов, пропана и этана, а также H2S и других газов.

Важной характеристикой  газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного газа.

На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, — это  количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного  фактора колеблется для разных месторождений  от 1500 до 25 000 м3/м3.

Стабильный конденсат  состоит только из жидких УВ — пентана  и высших (С6+высш). Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40-200 "С. Молекулярная масса 90-160. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.

Газы газоконденсатных месторождений  делятся на газы с низким содержанием  конденсата (до 150 см3/м3), средним (150-300 см3/м3), высоким (300-600 см3/м3) и очень высоким (более 600 см3/м3).

Большое значение имеет такая  характеристика газа кон-денсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям цен-ных УВ в недрах. Это надо учитывать при подсчете запасов и определении показателей проектов разработки. Исследова-ния газоконденсатных залежей нужно производить с самого начала освоения залежи. При этом необходимо устанавливать:

состав пластового газа и  содержание в нем конденсата;

давление начала конденсации  УВ в пласте и давление максимальной конденсации;

фазовое состояние конденсатной системы в пластовых условиях;

количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м3 газа при различных  давлениях и температуре;

возможные потери конденсата в недрах при разработке залежи без поддержания пластового давления в зависимости от степени падения давления;

фазовые превращения и  свойства газоконденсатных смесей в  стволах скважин, газосепараторах  и газопроводах.

О свойствах газа и газоконденсата в пластовых условиях обычно судят  на основании данных об их свойствах  в стан-дартных условиях и расчетов без отбора и анализа глубин-ных проб газа. Основой таких расчетов являются результаты моделирования фазовых превращений углеводородной смеси в лабораторных установках. Однако следует учитывать, что этот метод недостаточно точен.

Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют  структурные пустоты кристаллической  решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи. Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа — плотность воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26-1,32 см3/г (плотность льда 1г09см3/г).

Один объем воды в гидратном  состоянии связывает в зависимости  от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.

Условия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды, внешними давлением и температурой и выражаются диаграммой гетерогенного состояния в координатах р–i (рис. 41). Для заданной температуры повышение давления выше давления, соответствующего равновесной кривой, сопровождается соединением молекул газа с молекулами воды и образованием гидратов. Обратное снижение давления (или повышение температуры при неизменном давлении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду.

Плотность гидратов природных  газов составляет от 0,9 до 1,1 г/см3.

Газогидратные залежи — это  залежи, содержащие газ, находящийся  частично или полностью в гидратном  состоянии (в зависимости от термодинамических  условий и стадии формирования). Для формирования и сохранения газогидрат-ных залежей не нужны литологические покрышки: они сами являются непроницаемыми экранами, под которыми могут накапливаться залежи нефти и свободного газа. Газогидрат-ная залежь внизу может контактировать с пластовой подошвенной водой, газовой залежью или непроницаемыми пластами.

Присутствие гидратов в разрезе  можно обнаружить стандартными методами каротажа. Гидратсодержащие пласты характеризуются:

незначительной амплитудой ПС;

отсутствием или малым  значением приращения показаний  микроградиент- зонда;

интенсивностью вторичной  а-активности, близкой к интенсивности водонасыщенных пластов;

отсутствием глинистой корки  и наличием каверн;

значительной (в большинстве  случаев) величиной рк;

повышенной скоростью  прохождения акустических волн и  др.

В основе разработки газогидратных  залежей лежит принцип перевода газа в залежи из гидратного состояния  в свободное и отбора его традиционными методами с помощью скважин. Перевести газ из гидратного состояния в свободное можно путем закачки в пласт катализаторов для разложения гидрата;

повышения температуры залежи выше температуры разложения гидрата; снижения давления ниже давления разложения гидрата; термохимического, электроакустического и других воздействий на газогидратные  залежи.

При вскрытии и разработке газогидратных залежей необходимо иметь в виду их специфические  особенности, а именно: резкое увеличение объема газа при переходе его в  свободное состояние; постоянство  пластового давления, соответствующего определенной изотерме разработки газогид-ратной залежи; высвобождение больших объемов воды при разложении гидрата и др.

 

 § 4. ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ  НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Вода - неизменный спутник  нефти и газа. В месторождении  она залегает в тех же пластах, что и нефтяная или газовая  залежь, а также в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь  по нефтегазоносному пласту, или поступать  в скважины из других водоносных горизонтов. В соответствии с принятой технологией  разработки вода может закачиваться в залежь и перемещаться по пластам. Чтобы разобраться, какая вода появилась  в пласте и скважинах, промысловый  геолог должен хорошо знать, в каких  видах она может залегать в  недрах нефтяных и газовых месторождений, и ее свойства.

Формы залегания воды в  породах. В горных породах вода находится  в субкапиллярных, капиллярных и  сверхкапиллярных пустотах. В зависимости  от размера пустот она находится  в различных формах (рис. 42). В субкапиллярных пустотах вода обволакивает минеральные  частицы и как бы входит в состав минералов. На поверхности минерального основания находится связанная  вода, образующая два слоя. Непосредственно  поверхность минералов обволакивается адсорбированной водой слоем  в несколько молекул. Эта вода удерживается очень большим давлением (до 1000 МПа) и по свойствам близка к твердому телу. Слой адсорбированной воды покрывается слоем рыхлосвязанной лиосорбированной воды, толщина которого может достигать нескольких сот диаметров молекул. В поровом пространстве в местах сближения минеральных частиц появляется так называемая стыковая (пендулярная) вода, которая в свою очередь отделяет от основной массы сорбционно-замкнутую (капельно-жидкую) воду.

В капиллярных пустотах находится  капиллярная вода. При сплошном заполнении пор она может передавать гидростатическое давление, при частичном заполнении подчиняется лишь менисковым силам. В сверхкапиллярных пустотах в капельно-жидком состоянии находится свободная гравитационная вода. Эта вода свободно передвигается под действием гравитационных сил и передает гидростатическое давление. Именно она замещается нефтью и газом при формировании залежей. Субкапиллярная часть капиллярной воды и вода, оставшаяся в сверхкапиллярных пустотах после образования залежей нефти или газа, составляют остаточную воду нефте-газонасыщенных пород.

Подземные воды попадают в  горные породы как в процессе осадконакопления (седиментационные воды), так и в  результате последующего проникновения  их в формирующиеся или уже  сформировавшиеся горные породы (ин-фильтрационные и элизионные воды). Инфильтрационные воды попадают в фильтрационные водонапорные системы за счет поступления атмосферных осадков, речных, озерных и морских вод. Проникая в пласты-коллекторы, они движутся от зоны питания к зоне разгрузки.