Геология нефтяных и газовых месторождений

Геология нефтяных и газовых месторождений

Бесплатно!

1. Закономерности и изменения свойств нефти и газа в залежах и месторождениях.
2. Давление и температура в залежах.
Список литературы 3
7

залежи давление температура нефть газ пласт процесс разработки

Категории: , Метка:

Описание работы

Содержание

1. Закономерности и изменения свойств нефти и газа в залежах и месторождениях.
2. Давление и температура в залежах.
Список литературы 3
7
1

1. Закономерности и изменения свойств нефти и газа в залежах и месторождениях

В процессе разработки большинства залежей нефти и газа свойства до¬бываем ой продукции в той или иной степени изменяются по мере извлечения запасов. Это происходит как вследствие продвижения к забоям скважин но¬вых порций нефти и газа из участков, удаленных от скважин и характер и¬зующихся иными свойствами этих флюидов, чем в непосредственной бли¬зости к добывающим скважинам, так и в результате физико-химических из¬менений нефтей и газов, происходящих под влиянием внедряющейся в за¬лежи воды и изменения пластовых давления и температуры. Поэтому для обоснованных прогнозов изменений свойств нефти и газа в процессе разра¬ботки необходимо иметь четкие представления: а) о закономерностях изме¬нения свойств нефти и газа по объему залежи до начала разработки; б) о процессах физико-химического взаимодействия нефтей и газов с водами, поступающими в продуктивный пласт (особенно с закачиваемыми водами иного состава, чем пластовая вода); в) о направлениях перемещения флюи¬до в в продуктивном пласте в результате эксплуатации скважин; г) об изме¬нениях пластовых давления и температуры в течение периода разработки залежи.
Закономерности изменения свойств нефти и газа по объему залежи. Полное единообразие свойств нефти и растворенного в ней газа в преде¬лах одной залежи — довольно редкое явление. Для нефтяных залежей обычно изменения свойств достаточно закономерны и проявляются прежде всего в увеличении плотности, в том числе оптической плотности, вязкости, содержания асфальт о-смолистых веществ, парафин а и серы по мере возра¬стания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве в мощных пластах. Фактическое изменение плотности в пределах большинства залежей обычно не превышает 0,05-0,07 г/см3. Однако очень часто градиент нарастания плотности и ее абсолютные значения резко воз¬растают в непосредственной близости к водонефтяному контакту (ВНК, рис. 1,1, 2), где могут встречаться полутвердые асфальты и твердые битумы. Иногда эти малоподвижные нефтяные вещества образуют монолитный слой в подошве залежи, который полностью или частично запечатывает залежь, изолируя ее от за контурной водоносной зоны. Нередко плотность нефти выше изолирующего слоя практически постоянна (рис. 1,3). В залежах «от-крытого» типа, приуроченных к пластам, выходящим на дневную поверхность, и запечатанных с головы асфальт о-кировыми породами, плотность нефти с увеличением глубины уменьшается, достигает минимума, а затем увеличи¬вается по мере приближения к ВНК (рис. 1,4).

Рис. 1. Принципиальная схема изменения плотности нефти по объему залежей (по А. А. Карцеву)

Описанные закономерности наиболее характерны для высоких залежей месторождений складчатых об¬ласт ей. Основной причиной их образования является гравитационная диффе¬ренциация (расслоение) нефтей по плотности внутри залежи, подобно рас¬слоению газа, нефти и воды в пределах пласта. Существенное изменение свойств нефтей в зоне ВНК и в верхних частях нефтяных залежей откры¬того типа связан о с окислительными процессами.
Для залежей плат форменных областей с невысоким этажом нефтеносно¬сти и обширной зоной ВНК гравитационное расслоение проявляется гораздо слабее и основное влияние па изменение свойств нефтей оказывают окисли¬тельные процессы в зоне, подстилаем ой подошвенной водой. Степень их влия¬ни я убывает по направлению от внешнего контура нефтеносности к внутрен¬нему. Также более интенсивно они проявляются в лобовых частях залежей, омываемых свежими порциями пластовых вод. Нефть в тыловых участках обычно менее подвержен а воздействию окислительных процессов. Поэтому для плат форменных залежей обычно плотность нефти, ее вязкость, со держа¬ние асфальт о-смолистых веществ и др. концентрично увеличиваются по пло-щади от центральных участков к периферийным, достигая максимальных зна¬чений в «лобовых» (по отношению к направлению давления пластовых вод) частях залежей.
Некоторые плат форменные залежи нефти характеризуются однонаправ¬ленным линейным изменением свойств нефти по площади, которое не свя¬за но явным образом с положением внутреннего контура и водонефтяной зоны.
Одновременно с увеличением плотности нефти, как правило, растут ее вязкость содержание асфальт о-смолистых веществ и парафин а, а также уменьшаются газосодержание и давление насыщения растворенных газов.
Для газовых залежей во многих случаях наблюдается относительная стабильность состава газов по объему залежей, особенно залежей сухого газа, где преобладающий компонент — метан. Тем не менее, несмотря на вы¬со кую диффузионную активность газов, изменчивость их состава в пределах единой залежи — далеко не редкое явление. Наиболее резко она проявля¬ется в содержании кислых компонентов — углекислоты С О2 и особенно сероводород а Н2S. В распределении сероводород а обычно наблюдается зо¬нальность, выражающаяся в закономерном изменении концентраций серо во¬до рода по площади. Явных закономерных изменении концентрации по вы¬соте залежи обычно нет.
Газоконденсатные залежи без нефтяной оторочки с невысоким этажом газоносности и невысоким конденсатогазовым фактором, как правило, имеют довольно стабильный состав газа, состав и выход конденсата. Однако при высоте газоконденсатной залежи более 300 м начинают заметно проявляться процессы гравитационного расслоения, приводя к увеличению содержания конденсата вниз по падению пласта, особенно резко — для залежи с высоким этажом газоносности и нефтяной оторочкой. В этом случае содержание кон¬денсата в пониженных участках залежи может быть в несколько раз выше, чем в своде залежи. Известны, в частности, примеры, когда конденсатогазовый фактор в скважинах при сводной части залежи составлял 180 см3/м3, а вблизи газонефтяного контакта — 780 см3/м3, т. е. в пределах одной за¬лежи содержание конденсата изменялось в 4 раза. Колебания в 1,5—2 раза обычны для многих месторождений с высокими этажами газоносности при выходе конденсата более 100 см3/м3.
Физико-химическое взаимодействие нефтей и газов с поступающими в пласт водами. Продвижение воды в нефтяной пласт при разработке в условиях во¬до напорного режима приводит к изменению сложившегося равновесия между пластовыми водами и нефтями, приводя к процессам взаимного растворе¬ни я, химическим н биохимическим реакциям. Особенно активна в этом от¬ношении вода, искусственно нагнетенная в пласты для поддержания пла¬стового давления, химический состав которой, как правило, резко отличен от состава пластовых вод. Основным процессом, приводящим к изменению свойств нефти; является биохимическое окисление углеводородов за счет сульфатов, растворенных в воде. Химически этот процесс выражается ура в¬нением типа

CaSO4 + СН4 = СаСО3 + Н2O + H2S;
7CaSO4 + С9Н20 = 7СаСО3 + 2С О2 + ЗН2О + 7H2S.

Легкие парафиновые углеводороды при восстановлении сульфатов о кис¬ляются до двуокиси углерод а и воды, а тяжелые, начиная с С10Н22, превра¬щаются в полинафтенаты. Однако независимо от конечных пунктов окисле¬ни я углеводородов восстановление сульфатов во всех случаях приводит к потере легких фракций нефти, увеличению ее плотности и вязкости и обо¬гащению нефти (и воды) сероводород ом и углекислым газом, что также снижает рН воды. Сероводородное заражение — одно из важнейших по след¬ствий этого процесса и в то же время надежный индикатор его протекания.
В настоящее время можно считать доказанным, что процесс восстановления сульфатов за счет окисления нефти и образования сероводород а при разработке нефтяных месторождений происходит биогенным путем в результате жизнедеятельности сульфат восстанавливающих бактерий (Desulfovibrio desulfuricans).
Специальными лабораторными исследованиями было установлено, что жизнедеятельность сульфат восстанавливающих бактерии подавляется при температуре выше 80—90 °С и минерализации воды более 100—150 г/л. Про¬мысловые наблюдения подтверждают эти данные.
Сероводород отмечен в тех залежах, в которые в процессе разработки закачивают поверхностные пресные и морские воды или подземные воды неглубоких горизонтов, и не известен при за качке высокоминерализованных пластовых или сточных вод (рассолов). Во всех случаях сероводородного заражения нефтяных пластов в нефти и попутной воде были обнаружены сульфат восстанавливающие бактерии, максимальное их количество дости¬гало 104 / 107 клеток в 1 мл воды (Ромашкинское месторождение).
В глубокие нефтяные пласты бактерии заносят вместе с нагнетаемой водой. В естественных условиях сульфат восстанавливающие бактерии встре¬чаются в речных и морских водах, но особенно многочисленны в водах не¬глубоких подземных горизонтов, содержащих углеводороды. Сульфаты весьма распространены в морской и пресной водах, содержатся в некоторых пластовых водах, а также выщелачиваются закачиваем ой водой из гипсоносных пород.
Промысловые наблюдения показывают, что обычно сероводород появля¬ется в при забойной зоне нагнетательных скважин через год после за качки воды, содержащей сульфат восстанавливающие бактерии. По мере процесса разработки он достигает забоев эксплуатационных скважин, концентрируясь главным образом в попутных водах. Максимальные содержания достигают нескольких сот миллиграммов на 1 л, нередки концентрации до 100 мл/л, обычные значения 40—50 мл/л. С появлением сероводородной воды в экс¬плуатационных скважинах заметно увеличивается скорость коррозии неф те¬промыслового оборудования. В настоящее время борьбе с сероводородным заражением нефтяных пластов уделяется большое внимание.
К изменению состава нефти и растворенного газа в процессе разработки при нагнетании в пласт воды приводит также избирательное растворение ряда компонентов в воде. Наиболее высокой растворимостью в воде обла¬дают метан и азот, их содержание в попутном газе в процессе разработки с заводнением обычно заметно уменьшается. Уменьшение газосодержания пластов ой нефти за счет удаления наиболее растворимых компонентов газа приводит к весьма заметному снижению давления насыщения, увеличению плотности и вязкости пластов ой нефти.

2. Давление и температура в залежах

В разрабатываемых залежах известна температура от близкой к нулю в газогидратных залежах до первых сотен градусов в глубоко залегающих пластах. Так, например, в скв. 1 Беневук (Техас, США) тем-пера тура на глубине 7266 м достигает 291 0С.
Температура в залежах зависит от глубины их залегания и геотер-мических особенностей соответствующего участка земной коры. На ибо¬лее характерными показателями температурной обстановки в недрах я в¬ляются геотермическая ступень и геотермический градиент. Изменение температуры в залежах оказывает существенное влияние на содержащиеся в них нефть и газ. Так, повышение температуры вызы¬вает снижение вязкости нефти и воды и увеличение вязкости газов. Изменение температуры пласта в едет к изменению объема газа, воды и породы. При увеличении температуры в изолированном резервуаре по вы-шается давление. Значительный рост температуры может привести к суще-ственной перестройке углеводородных молекул. С изменением темпера¬туры связан о изменение соотношения фаз в залежи и растворимости газов в нефти и воде. С повышением температуры, как правило, увеличивается растворимость солей в воде и растет минерализация вод. С ро¬с том минерализации уменьшается растворимость газов в воде.
Давление в залежи, или пластовое давление, представляет собой дав-ление, которое флюиды оказывают на вмещающие их породы. Давление в залежи на контакте с водой пред определяется гидростатическим давле¬ни ем в резервуаре на данном уровне.
В залежи вследствие наличия разницы между плотностями находя-щихся в них флюидов возникает избыточное давление ? ри, пред-ставляющее собой разницу между давлением в точке измерения внутри залежи У В и тем давлением, которое наблюдалось бы в этой точке в слу-чае отсутствия скопления У В и заполнения всей ловушки пластов ой во¬дой: ? ри =Р3 — рг, где рз — давление, измеренное в залежи; рг — гидр о-статическое давление, соответствующее высоте точки замера в залежи. Избыточное давление в любой точке нефтяной или газовой залежи определяется по формуле ? ри = h(? в—? н. г), где h — высота точки опре-деления в нефтяной или газовой залежи над поверхностью раздела с во-дой; (? в—? н. г) — разница плотностей воды и нефти или газа.
Избыточное давление в любой точке газовой шапки рассчитывают по уравнению ? ри = hн (? в—? н)+ hг (? в—? г), где hн — высота нефтяной части залежи; hг — высота точки определения над разделом газ — нефть. По формуле возможно определение положения разделов газ — нефть, нефть — вода или газ — вода в пространстве по замерам давления в одной сква-жине, пробуренной на залежь, при условии, что известно положение пьезометрической поверхности в резервуаре.
Энергетическое состояние залежи также в значительной степени об ус-ловле но ее температурным режимом и пластовым давлением. Говоря об энергии залежей, следует различать свободную химическую и потенциаль-ную энергию. Запасы свободной химической энергии (основной объект добычи) определяются количеством У В и их химическим составом — од-на ко энергия, как правило, не используется при разработке. Находящиеся в резервуаре вода, нефть и газ образуют энергетическую систему. Обычно (но далеко не всегда) основной запас потенциальной энергии такой с и-с темы определяется энергией воды.
Изменение пластовых давления и температуры в процессе разработки залежи.
Разработка залежей, сопровождающаяся изменением давления (иногда и температуры), нарушает термодинамические равновесия подземных флюидов и приводит к существенному изменению состава и свойств добываемых нефти и газа.
Для нефтяных залежей снижение пластов ого давления ниже давления насыщения нефти газом вызывает снижение газосодержания пластов ой нефти. Вследствие этого увеличиваются ее вязкость и плотность, уменьша-ется объемный коэффициент. Однако процессы подземной дегазации практи¬чески не отражаются на свойствах добываемой нефти, но приводят к изме¬нению состава попутно добываемого газа. В соответствии с особенностями растворимости газов в нефти при снижении пластов ого давления в залежи первыми переходят в свободную газовую фазу наименее растворимые азот и метан, затем при еще большем снижении давления освобождаются этан, пропан, бутан и др., а в конечной стадии дегазации — углекислота и серо во¬до род. В соответствии с этим попутные газы могут резко изменить свои со¬став в процессе разработки на режиме истощения. Увеличение содержания С О2 в составе попутного газа может быть вызнано его выделением не только из нефти в результате снижения пластов ого давления, но и из водорастворенного газа. Рост содержания С О2 за счет его выделения из пластовых вод проявляется при сильном обводнении продукции на заключительной стадии разработки.
В нефтяных залежах с газовой шапкой, содержащей много газоконден¬сата, при снижении давления конденсат выпадает в жидкую фазу и смеши¬вается с нефтью, в результате чего добываемая жидкая продукция характе¬ризуется постепенным уменьшением плотности и увеличением выхода свет¬лых фракций.
Для месторождений, нефти которых содержат большое количество пара¬фи на, выделение растворенного газа вследствие снижения пластов ого давле¬ни я и снижение пластов ой температуры вследствие за качки холодной воды могут привести к выделению парафин а из растворенного состояния в с во¬бодную твердую фазу. Результат этого процесса — уменьшение содержания парафин а в добываемой нефти и снижение ее плотности. Однако кристалл и¬зация парафин а в пласте крайне нежелательна для разработки нефтяных месторождений, поскольку выпавшие кристаллы парафин а резко ухудшают условия фильтрации нефти и приводят к снижению коэффициента нефтеотдачи. Для рациональной разработки таких месторождений необходимо и с¬следовать распределение парафин а в нефтях и условия его кристаллизации при изменении термобарических условий.
Тепловая обработка забоев скважин и тепловые методы воздействия на нефтяные пласты с парафинистой нефтью обычно приводят к увеличению со¬держания парафин а в добываемой продукции. Пар и горячая вода способ¬ствуют вынос у из пласта парафин а с повышенной температурой плавления. При разработке чисто газовых залежей обычно не наблюдается сколько-нибудь существенных изменений содержания основных компонентой газа. Только на заключительных стадиях отбора газа при резко сниженном пла¬стовом давлении состав газа несколько обогащается компонентами, ранее на¬ходившимися в растворенном состоянии в погребенной и пластов ой водах, например двуокисью углерод а и севодородом. В связи с высокой раствори¬мостью этих газов в воде их общее количество в погребенной воде может превышать запасы в свободной фазе и при большом снижении пластов ого давления выделение этих газов из воды приводит к заметному возрастанию их содержания в составе добываемого газа. В частности, содержание серо¬водород а к концу разработки некоторых газовых залежей увеличилось в 2 — 4 раза. Для прогноза столь существенных изменений состава газа необходимо подсчитать начальные запасы этих компонентов как в свободном газе, так и в водорастворенном и знать изменения их растворимостей в зависимости от падения пластов ого давления. Следует также учитывать, что в пустотном пространстве коллекторов многих газовых залежей содержится помимо по¬гребенной воды связанная нефть, в которой кислые компоненты газов (С О2 и H2S) также хорошо растворяются. Поэтому связанная нефть газовых за¬лежей может быть дополнительным источником обогащения газов угле кисло¬той и сероводород ом на заключительной стадии разработки.

Список литературы

1. Габриэлянц Г. А. Геология нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 2003. – 285 с.
2. Еременко Н. А. Справочник по геологии нефти и газа. – М.: Недра, 2002. – 485 с.
3. Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. – М.: Недра, 2003.-464 с
4. Соколов В. Л., Фур сов А. Я. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 2000. – 296 с.
5. Справочник нефтепромысловой геологии/Под ред. Н. Е. Быков а. – М.: Недра, 2001. – 525 с.
6. Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник/Под ред. И. П. Чаловского. – М.: Недра, 2000. – 376 с.

Обзоры

Отзывов пока нет.

Будьте первым, кто оставил отзыв на “Геология нефтяных и газовых месторождений”

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *