ОСНОВЫ ГЕОЛОГИИ И РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Нефть. Природный газ. Пластовые воды

Нефть представляет собой смесь углеводородов, содержащую кислородные, сернистые и азотистые соединения. Если в нефти преобладают углеводороды метанового ряда, она называется метановой, нафтенового ряда - нафтеновой, ароматического ряда - ароматической. В зависимости от фракционного состава различают легкие нефти, или бензиновые, и тяжелые, или топливные. Если в нефти содержится более 20% масел (фракция 270-300 ^еС), они называются масляными.

Чем больше в нефти парафина, тем выше температура ее застывания. По содержанию парафина нефти делятся на беспарафинистые (от 1 до 2%) и парафинистые (свыше 2%). Выпадение парафина из нефти в процессе добычи и перекачки в значительной степени осложняет и удорожает эти процессы.

В нефти могут содержаться и смолистоасфальтеновые соединения. Сера встречается как свободная, так и в виде соединений (сульфидов, меркаптанов идр.). Содержание серы в сырой нефти колеблется от 0,1 до 5%, иногда до 7%. Нефти с содержанием серы менее 0,05% относят к малосернистым, с большим ее содержанием - к сернистым.

Смолистоасфальтеновые вещества являются неуглеводородными компонентами нефти. Это гетероциклические соединения, в состав которых входят С, Н, О, Б, 1М, металлы. По содержанию смол различают нефти малосмолистые (до 8%), смолистые (8-28%) и сильносмолистые (выше 28%).

Плотность нефти колеблется от 0,730 до 1,060 г/см². По величине удельного веса различают легкие, средние и тяжелые нефти. В большинстве случаев плотность нефти меньше плотности воды. Чем выше температура нефти и больше растворенного в ней газа, тем меньше плотность. В связи с этим плотность нефти в пластовых условиях всегда ниже плотности нефти, добытой из скважины и дегазированной.

Вязкость нефти зависит от природы вещества и химической структуры его молекул. На ее величину оказывают влияние пластовое давление, температура и растворенный в ней газ. При повышении давления вязкость увеличивается, а при повышении температуры - уменьшается. Чем больше газа растворено в нефти, тем ниже ее вязкость. Вязкость нефти в пластовых условиях в 2-3 раза меньше, чем на дневной поверхности. Значения вязкостей нефти различных месторождений колеблются в широких пределах и играют большую роль при разработке.

Величина поверхностного натяжения нефти зависит от ее физико-химических свойств, температуры, давления, количества растворенного в ней газа. Поверхностное натяжение затрудняет движение нефти в пористой среде, так как сечение пустот (пор, каверн, трещин и т.п.) непостоянно. Тяжелые нефти имеют большое поверхностное натяжение, легкие - меньше. С увеличением пластового давления поверхностное натяжение увеличивается. При увеличении количества растворенного в нефти газа и повышении температуры поверхностное натяжение нефти снижается.

Нефть в пластовых условиях обычно содержит газ. По мере снижения пластового давления наступает такой момент, когда растворенный газ начинает выделяться из нее в виде пузырьков. Величина пластового давления, соответствующая появлению первых пузырьков газа, называется давлением насыщения. По нему судят о степени насыщения нефти газом. Если давление насыщения равно начальному пластовому давлению, то нефть будет насыщенной, если меньше - недонасыщенной. Чем больше разница между пластовым давлением и давлением насыщения, тем благоприятнее условия для эффективной разработки залежи. Характерно, что наличие в залежи азота приводит к увеличению давления насыщения.

Углеводородный газ находится в недрах Земли в виде самостоятельных скоплений, образуя чисто газовые залежи или газовые шапки (свободный газ), а также в растворенном состоянии в нефти или в воде. Горючий газ представляет собой смесь предельных углеводородов: метана, этана, пропана и бутана. Нередко в составе газа присутствуют более тяжелые углеводороды - пентан, а также гексан и гептан. Газы, содержащие более 100 г тяжелых углеводородов (пентана, гексана и гептана) в 1 м³, относят к «жирным», менее 100 г - к «сухим».

Пентан и высшие углеводороды входят в состав газов конденсатных залежей. Из газов этих залежей при снижении температуры и давления выделяется жидкая углеводородная фаза - конденсат. Сырой конденсат состоит из жидких при стандартных условиях углеводородов, в которых растворено определенное количество газообразных углеводородов. Углеводородные газы обычно могут содержать углекислый газ, азот, сероводород и небольшое количество редких газов. Газы с высоким содержанием сероводорода являются сырьем для получения почти чистой серы.

Согласно закону Генри, растворимость газа в жидкости пропорциональна давлению. Углеводородные газы мало отклоняются от закона Генри при сравнительно низких давлениях. При высоких давлениях наблюдается взаимное растворение газа и жидкости и жидкости в газе.

С повышением температуры способность газа растворяться в жидкости снижается. На растворимость газа в нефти влияет ее плотность. В более тяжелой нефти растворимость его меньше, чем в легких

(рис. 1). Это объясняется большей химической близостью газа и легкой нефти. Поэтому жирные газы лучше растворяются в нефти.

Рис. 1. Растворимость газа в различных нефтях при t -21 ^еС.

Плотность нефти: 1 - 0,729; 2 - 0,804; 3 - 0,811; 4 - 0,850

Количество газа, растворенного в 1 т пластовой нефти, называется растворимостью газа в нефти или газосодержанием, а количество добытого газа, приходящегося на 1 т добытой нефти, называется газовым фактором.

Пластовой водой принято называть только ту воду, которая залегает в одном и том же пласте с нефтью или газом. Воды, принадлежащие водоносным пластам, не содержащим нефть, называют чуждыми или посторонними по отношению к данному нефтяному или газовому пласту (табл. 1).

Таблица 1

Промысловая классификация подземных вод

Связанная вода содержится в нефтяной или газовой части всякого пласта. Она является водой неподвижной и представлена монослоем прочносвязанной и полислоями рыхлосвязанной воды, адсорбированной на поверхности частиц породы.

Подвижная вода - это вода в углах пор, вода капиллярно-удержанная и капельная. Содержание в породе связанной воды характеризуется коэффициентом К_{в св}, равным отношению объема пор, занятых связанной водой, ко всему объему пор, а содержание подвижной воды - коэффициентом К_{в подв} В сумме они составляют коэффициент остаточной водо-насыщенности К_в0.

Законтурная вода подпирает пластовую нефтяную или газовую залежь. Подошвенная вода подпирает массивную нефтяную или газовую залежь. Конденсационная вода образуется за счет конденсации водных паров. Верхняя вода залегает в пластах, расположенных выше данного продуктивного пласта. При проникновении в продуктивный пласт она будет для него верхней посторонней водой. Нижняя вода залегает в пластах, расположенных ниже данного продуктивного пласта. При проникновении в продуктивный пласт она будет нижней посторонней водой.

Тектоническая вода проникает в нефтяной пласт по тектоническим трещинам.

Технологическая вода закачивается в пласт при искусственном заводнении, согласно технологическому процессу разработки залежи.

Техническая вода- фильтрат промывочной жидкости, проникшей в пласт в процессе вскрытия его добывающими или разведочными скважинами.

Все пластовые воды содержат растворенные соли, ионы, коллоиды и газы. Под химическим составом вод понимают состав растворенных в них веществ. Основными ионами в природных водах являются СГ, БОТ², НСО3”², СО3”², №⁺, Са⁺², Мд⁺², К⁺, остальные относятся к числу микрокомпонентов, наиболее важные из которых Г, Вг, ЫНТ².

Суммарное содержание в воде растворенных ионов солей и коллоидов называют общей минерализацией воды. Воды с минерализацией менее 1 г/л - пресные; от 1 до 10 г/л - солоноватые; 10-50 мг/л - соленые, минерализованные; свыше 50 г/л - рассолы.

Важнейшие газы, растворенные в водах, N2, СО2 и СН4.

Для систематизации многообразных по химическому составу вод применяются различные классификации, среди которых в нефтяной практике наиболее применима классификация В.А. Сулина (табл. 2.). При незначительном отклонении от граничных значений воды относят к переходным типам.

Классификация вод но В.А. Сулину (1935)

Вязкость воды в пластовых условиях изменяется от 0,03 до ОД8 Па'.с. с повышением температуры она уменьшается. Изменения давления и степени минерализации почти не оказывают влияния на вязкость воды. Чем меньше величина отношения вязкости нефти к вязкости воды, тем легче осуществляется вытеснение нефти водой и достигается больший процент извлечения нефти.

Поверхностное натяжение пластовой минерализованной воды на границе с воздухом равно 0,07-0,08 Н/м. Величина поверхностного натяжения влияет на вымывающие способности воды: при меньшем поверхностном натяжении вода полнее вытесняет нефть из пласта.