Аналитика



Социальная сеть OwOhHo предлагает создать страницу с оригинальным дизайном

owohho.com

Свойства пластовых флюидов

Глава VI

СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

§ 1. ФИЗИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ НЕФТИ И ГАЗА В УСЛОВИЯХ ЗАЛЕЖЕЙ

Свойства углеводородов (УВ) в пластовых условиях весьма разнообразны. Наряду с условиями залегания пород-коллекторов они во многом определяют природные энергетические возможности залежей, выбор методов искусственного воздействия на пласты и систем разработки, характер динамики годовых показателей разработки, возможную степень извлечения запасов из недр и др.

Свойства и состояние УВ зависят от их состава, давления и температуры в пластах. В залежах они находятся в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных сме-

124 сей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление, а иногда и температура непрерывно меняются, что может сопровождаться 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 эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа.

Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущественно метанового (парафинового) (Cn H2n+2), нафтенового (Cn H2n) и в меньшем количестве ароматического (Cn H2n-6) рядов. В поверхностных условиях УВ от СН4 до С4Н10 - газы, от С5Н12 до С16Н34 - жидкости, от С17 Н36 до С35 Н72 и выше - твердые вещества, называемые парафинами и церезинами.

При большом количестве газа в пласте он может располагаться в виде газовой шапки над нефтью в повышенной части структуры. При этом часть жидких УВ нефти может находиться в виде паров также и в газовой шапке. При высоком давлении в пласте плотность газа становится весьма большой (приближается по величине к плотности легких углеводородных жидкостей). В этих условиях в сжатом газе растворяются значительные количества легкой нефти (С5Н12 + С6Н14). Иногда нефть оказывается полностью растворенной в газе. При извлечении такого газа на поверхность в результате снижения давления и температуры растворенная в нем нефть выпадает в виде конденсата.

Если количество газа в залежи по сравнению с количеством нефти мало, а давление достаточно высокое, то газ полностью находится в растворенном состоянии в нефти, и тогда газонефтяная смесь находится в пласте в жидком виде.

При извлечении нефти на поверхность в результате снижения давления растворенный газ выделяется в виде газовой фазы.

С учетом сказанного залежи УВ подразделяются на: 1) чисто газовые; 2) газоконденсатные; 3) газонефтяные или нефтегазовые (в зависимости от относительных размеров газовой шапки и нефтяной части залежи); 4) нефтяные (с различным содержанием растворенного газа).

Состав нефтей. Как уже отмечалось, нефть состоит преимущественно из углеводородных соединений парафинового, нафтенового и ароматического рядов.

В состав нефти входят также высокомолекулярные соединения, содержащие кислород, серу, азот, т.е. нафтеновые кислоты, смолы, асфальтены, парафин и др. Хотя их содержание в нефтях невелико, они существенно влияют на свойства поверхностей раздела в пласте (в частности, поверхности пустотного пространства), на распределение жидкостей и газов в пустотном пространстве и, следовательно, на закономерности движения нефти при разработке залежей.

Нефти содержат от долей процента до 5-6 % серы. Она присутствует в них в виде свободной серы, сероводорода, а также сернистых соединений и смолистых веществ - меркаптанов, сульфидов, дисульфидов и др.

По содержанию серы нефти делятся на малосернистые (содержание серы не более 0,5 %), сернистые (0,5-2,0 %), высокосернистые (более 2 %).

Асфальтосмолистые вещества нефти - высокомолекулярные соединения, включающие кислород, серу и азот и состоящие из большого числа нейтральных соединений непостоянного состава. Содержание асфальтосмолистых веществ в нефтях колеблется в пределах от 1 до 40 %. Наибольшее их количество 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 -парафинов С17Н3635Н72 и церезинов С36Н7455Н122. Температура плавления первых 27-71 °С, вторых - 65-88 °С. Нефти относят к малопарафинистым при содержании парафина менее 1,5 % по массе, к парафинистым - 1,5-6,0 % по массе, к высокопарафинистым - более 6 %.

В отдельных случаях содержание парафина превышает 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.

Газосодержание пластовой нефти - это объем газа Уг, растворенного в 1 м пластовой нефти УпАн:

G = У/Упл.н.    (VI. 1)

Газосодержание пластовой нефти выражают в м33. Максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти при определенных давлении и температуре, называется растворимостью газа у. 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. Процесс дегазирования пробы может быть контактным или дифференциальным.

Контактным (одноступенчатым) называют процесс, при котором весь выделяющийся газ находится над нефтью в контакте с ней. При дифференциальном процессе дегазирования выделяющийся из раствора газ непрерывно отводится из системы.

При дифференциальном дегазировании в нефти остается больше газа, чем при том же давлении в условиях контактного дегазирования. Дегазирование нефти при поступлении ее из пласта в промысловые сепараторы более сходно с контактным. Это и следует принимать во внимание при учете изменения свойств нефти вследствие перехода от пластовых условий к поверхностным.

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 300500 м33 и более, обычное его значение для большинства нефтей 30-100 м33. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8-10 м33.

Промысловым газовым фактором Г называется количество газа в 1 м3 (т) добытой 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 газовой фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Значение промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи. Если при разработке в пласте газ не выделяется из нефти, то газовый фактор близок к га-зосодержанию пластовой нефти.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, их состава и пластовой температуры.

Давление насыщения может быть равным природному пластовому давлению или быть меньше его. Разница между пластовым давлением и давлением насыщения может колебаться от нуля до десятков мегапаскалей. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором - недо-насыщена. Пробы нефти, отобранные с разных участков одной залежи, могут характеризоваться различными значениями давления насыщения. Так, на Туймазинском месторождении в Башкирии оно меняется от 8 до 9,4 МПа. Это связано с различием в свойствах нефти и газа в пределах площади.

Сжимаемость пластовой нефти обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости)

вн = (1/V„)(AV/Ap),    (VI.2)

где V0 - исходный объем нефти; AV - изменение объема нефти; Ар - изменение давления.

Размерность вн - 1/Па, или Па-1.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при снижении давления на единицу. 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 теплового расширения ан показывает, на какую часть АV первоначального объема V0 изменяется объем нефти при изменении температуры на 1 °С:

ан = (1/V„)(AV/Af).    (VI.3)

Размерность а н - 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1+20)10-41/°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 сказывается как на условиях текущей фильтрации 128 нефти, так и на значение конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при применении тепловых методов воздействия на пласт.

Объемный коэффициент пластовой нефти Ьн показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти:

Ьн = ^л.н/^ет.н,    (VI.4)

где У"плн - объем нефти в пластовых условиях; Удегн - объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t = 20 °С.

Объем нефти в пластовых условиях больше объема в нормальных условиях в связи с наличием газа, растворенного в нефти.

Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы и иногда достигают 2-3. Наиболее характерна величина 1,2 - 1,8.

Объемный коэффициент пластовой нефти учитывается при определении геологических запасов нефти методом материального баланса и коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей на режимах, связанных с расходованием естественной энергии пласта. Этот параметр широко используется также при анализе разработки залежей, при определении объема пласта, который занимала добытая нефть.

При подсчете запасов нефти объемным методом изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхностным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента 0.

Пересчетный коэффициент

0 = 1/Ь = ^ет.н/Кл.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. По плотности пластовые нефти делятся на легкие с плотностью менее 0,850 г/см3 (например, нефти девонских залежей в Татарии) и тяжелые с плотностью более 0,850 г/см3 (нефти залежей в каменноугольных отложениях в том же районе). Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием, тяжелые - низким. Известны нефти, плотности которых в пласте всего 0,1 -0,4 г/см3.

Вязкость пластовой нефти цн, определяющая степень подвижности нефти в пластовых условиях, существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Это обусловлено повышенными и газосодержанием, и пластовой температурой, а также плотностью нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые. 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. Например, для Арланского месторождения это соотношение больше 20, для Ромашкинского — 5,5.

Вязкость нефти измеряется в мПа-с. Различают пластовые нефти с незначительной вязкостью (^н < 1 мПа-с), маловязкие (1 < ^н < мПа-с), с повышенной вязкостью (5 <    ^н <

< 30 мПа-с) и высоковязкие (^н > 30 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 Татарии, Башкирии и Пермской области — 5 — 30 мПа-с; в сеноманских отложениях Русского месторождения в Западной Сибири — 300 мПа-с; в Ярегском месторождении — 2000 — 22 000 мПа-с.

Вязкость пластовой нефти — очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и вытесняющей ее воды — один из важнейших показателей, определяющий условия извлечения нефти из залежи с применением заводнения и темпы обводнения скважин.

При значительном содержании в нефти парафина, асфальтенов 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 обводне-130 ние добывающих скважин, неравномерность профилей притока.

Колориметрические свойства нефти характеризуются коэффициентом светопоглощения Ксп. 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 Itпосле прохождения через раствор какого-либо вещества и толщиной слоя раствора l описывается основным уравнением (законом) колориметрии:

I t = 10l - КспС1,    (VI.5)

где I0 — интенсивность падающего светового потока; Ксп — коэффициент светопоглощения; С — концентрация вещества в растворе.

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

Ксп определяется при помощи фотоколориметра. Фотоколориметрия — один из методов изучения изменения свойств нефти в пределах изменяющегося (текущего) объема залежи или месторождения. Контроль за значением Ксп 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 Ромаш-кинском месторождении в пластах а, б, в девонской залежи — 200 — 350, а в нижележащих пластах г и д — 400 — 500. На Западно-Сургутском месторождении значение этого коэффициента меняется в пласте БС1 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, Ксп 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 СпИ2п+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 СО2, сероводород Н28, гелий Не, аргон Ar.

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.

Компонентный состав природного газа трех месторождений приведен в табл. 5.

Компонентный состав, % по объему, тазов некоторых месторождений

Месторождение

СН4

С2Н6

С3Н8

С4НЮ

ё

^5 + Еыс

Газлинское (сухой газ)

97,2

1,3

0,9

0,47

0,13

Вуктыльское (газоконденсат)

71,8

8,7

3,9

2,8

12,8

Муханоъское (попутный газ)

32,1

20,2

23,6

10,6

13.,5

Газ, в составе которого УВ (С3, С4) составляют не более 75 г/м3, называют сухим. При содержании более тяжелых УВ (свыше 150 г/м3) газ называют жирным.

Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху.

Молекулярная масса природного газа

n

м = ^ mx ,    (vi.6)

i = 1

где Mi — молекулярная масса i-го компонента; Xi — объемное содержание i-го компонента, доли ед.

Для реальных газов обычно М = 16 — 20.

Плотность газа рг рассчитывается по формуле

рг = М/Ум = М/24,05,    (VI.7)

где VH — объем 1 моля газа при стандартных условиях.

Обычно значение рг находится в пределах 0,73— 1,0 кг/м3. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху рг,, равной отношению плотности газа рг к плотности воздуха рв, взятой при тех же давлении и температуре:

Рг., = Рг/Р,.    (VI.8)

Если рг и р, определяются при стандартных условиях, то р, = = 1,293 кг/м3 и рг., = р/1,293 кг/м3.

Уравнения состояния тазов используются для определения многих физических сойст, природных газо,. Ура,нением состояния назьшается аналитическая заьисимость между да,-лением, объемом и температурой.

Состояние газо, , усло,иях ,ысоких да,ления и температуры определяется ура,нением Клайперона — Менделее,а:

pV = NRT,

где р — да,ление; V — объем идеального газа; N — число киломолей газа; R — уни,ерсальная газо,ая постоянная; Т — температура.

Эти ура,нения применимы для идеальных газо,.

Идеальным назы,ается газ, силами ,заимодейст,ия между молекулами которого пренебрегают. Реальные угле,одород-ные газы не подчиняются законам идеальных газо,. Поэтому ура,нение Клайперона — Менделее,а для реальных газо, за-писы,ается , ,иде

pV = ZNRT,

(VI.9)


где Z — коэффициент серхсжимаемости реальных газо,, за,исящий от да,ления, температуры и соста,а газа и характеризующий степень отклонения реального газа от закона для идеальных газо,.

Коэффициент сверхсжимаемости Z реальных газо, — это отношение объемо, ра,ного числа молей реального V и идеального VH газо, при одинако,ых термобарических усло,иях (т.е. при одинако,ых да,лении и температуре):

(VI. 10)

Значения коэффициенте, серхсжимаемости наиболее надежно могут быть определены на осно,е лабораторных ис-следо,аний пласто,ых проб газо,. При отсутст,ии таких ис-следо,аний прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна (см. рис. 38). Для пользо,ания графиком необходимо знать так назы,аемые при,еденные псе,докри-тическое да,ление и псе,докритическую температуру. Суть этих понятий состоит , следующем.

Объем угле,одородных газо, меняется , за,исимости от температуры и да,ления примерно , соот,етст,ии с рис. 39. Каждая из кри,ых соот,етст,ует фазо,ым изменениям однокомпонентного газа при постоянной температуре и имеет три участка. Отрезок спра,а от пунктирной линии соот,ет-ст,ует газо,ой фазе, участок под пунктирной линией — д,ухфазной газожидкостной области и отрезок сле,а от пунктирной линии — жидкой фазе. Отрезок пунктирной кри,ой ,пра,о от максимума , точке С назы,ается кри,ой точек конденсации (точек росы), а ,ле,о от максимума — кри,ой точек парообразо,ания. Точка С назы,ается критической. Значения да,ления и температуры, соот,етст,ующие критической точке С, также назы,аются критическими. Другими сло,ами, критической назы,ается такая температура, ,ыше которой газ не может быть пре,ращен , жидкость ни при каком да,лении. Критическим да,лением назы,ается да,-

Рис. 39. Диаграмма фазового    р, МПа

состояния чистого этана (по Ш.К. Гиматудинову):

6 ~

5 -

4 -


v — удельный объем; р — g _ давление

7 -

3

О    5    10    15 v, дм5/кг

ление, соответствующее критической точке перехода газа в жидкое состояние.

С приближением значений давления и температуры к критическим свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает и плотности их уравниваются.

С появлением в системе двух и более компонентов в закономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их поведение от поведения однокомпонентного газа. Не останавливаясь на подробностях, следует отметить, что критическая температура смеси находится между критическими температурами компонентов, а критическое давление смеси всегда выше, чем критическое давление любого компонента.

Для определения коэффициента сверхсжимаемости Z реальных газов, представляющих собой многокомпонентную смесь, находят средние из значений критических давлений и температур каждого компонента. Эти средние называются псевдокритическим давлением р пкр и псевдокритической температурой Гпкр. Они определяются из соотношений:

n

рПКр = 2 Р кр/Xi,    (VI. 11)

i = 1

i=1

где ркр!- и Гкр! — критические давление и температура i-го компонента; xt — доля i-го компонента в объеме смеси (в долях единицы).

Приведенные псевдокритические давление и температура, необходимые для пользования графиком Брауна, представляют собой псевдокритические значения, приведенные к конкретным давлению и температуре (к пластовым, стандартным или каким-либо другим условиям):

(VI. 13) (VI. 14)


где р и Т — конкретные давление и температура, для которых определяется Z.

Если состав газа неизвестен, то его псевдокритические давление и температуру определяют по графикам (рис. 40). В том случае, когда в газе содержатся H2S, N2 и СО2, в значения, снятые с этих графиков, вводят поправки с соответствующим знаком. Если неуглеводородных компонентов в газе более 15 %, графиками на рис. 40 пользоваться не рекомендуется.

Коэффициент сверхсжимаемости Z обязательно используется при подсчете запасов газа, прогнозировании изменения давления в газовой залежи и решении других задач.

Влагосодержание природных газов связано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и видов (см. раздел 4 настоящей главы), вследствие чего содержат определенное количество паров воды. Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры. Отношение количества водяных паров (в долях единицы или процентах), находящихся в газе, к максимально возможному содержанию водяных паров в том же газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Она характеризует степень насыщения газа водяным паром. Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа (г/м3 или г/кг), называют абсолютной влажностью.

Рис. 40. Графики зависимости псевдокритических давления рпкр (а) и температуры Г (б) от плотности углеводородных газов по воздуху рг., (по Ю.П. Гаттенбергеру).

Месторождения: 1 — газовые, 2 — газоконденсатные; поправки, %, к величинам псевдокритических давления Ар и температуры АТ за счет содержания: 3 - N2, 4 - СО2, 5 - H2S

170-1-1-1-1-

0,5 0,7 0,9 1,1    1,3    рг    в

а


О 5 10 15 %    0    5    10    15    %    0    5    10    15    %



Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных систем. При определенных термодинамических условиях вода может выделяться из газа (конденсироваться), т.е. переходить в капельно-жидкое состояние. В газоконденсатных системах могут одновременно выделяться вода и конденсат. В присутствии воды давление начала конденсации УВ увеличивается.

Объемный коэффициент пластового газа Ьг, представляющий собой отношение объема газа в пластовых условиях Уплг к объему того же количества газа Уст, который он занимает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения Клайперона — Менделеева:

Ь = Кл.г/Кт = ДрстГпл)/(рплГст),    (VI. 15)

где рпл, Гпл, рст, Тст — давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях.

Значение величины Ьг имеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.

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 м33.

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 стабиль-138 ного 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 см33), средним (150 — 300 см33), высоким (300 — 600 см33) и очень высоким (более 600 см33).

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 ценных УВ в недрах. Это надо учитывать при подсчете запасов и определении показателей проектов разработки. Исследования 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 стандартных условиях и расчетов без отбора и анализа глубинных 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 1,09 см3/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—Т (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.


Рис. 41. Диаграмма гетерогенного состояния газов (по Ю.Ф. Макогону):

1 — N2; 2 — СН4; 3 — СО2; природная газовая смесь с относительной плотностью по воздуху: 4 — 0,6, 5 — 0,8;

6 — С2Н6; 7 — С3Н8; 8

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 a-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 те х-нологией 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 сверхкапил-лярных пустотах. В зависимости от размера пустот она находится в различных формах (рис. 42). В субкапиллярных пустотах вода обволакивает минеральные частицы и как б ы 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


Рис. 42. Воды в породах (по

А.А. Карцеву):

1 — минеральные частицы пород; 2    — минералы с

включениями воды; вода: 3 — адсорбированная; 4 — липосорбированная;    5    —

капиллярная; 6 — стыковая (пендулярная); 7 — со рбци-онно-замкнутая; 8 — свободная    гравитационная;

9    — парообразование в

свободной воде 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 нефтегазонасыщенных 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.

Элизионные воды — это воды, попадающие в водоносные или нефтеносные пласты (горизонты) в элизионных водонапорных системах вследствие выжимания поровых вод из уплотняющихся осадков и пород-неколлекторов при увеличивающейся в процессе осадконакопления геостатической нагрузке (см. главу VII).

При инфильтрационных и элизионных процессах вследствие смешения вод, а также выщелачивания горных пород состав воды и по площади отдельного пласта, и по разрезу месторождения меняется.

Виды вод нефтяных и газовых месторождений. С позиций промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений делятся на собственные, чуждые и техногенные (искусственно введенные в пласт).

К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте).

Понятие "остаточные воды" рассмотрено выше (см. § 4 главы V).

Собственные пластовые воды — один из основных природных видов вод месторождений УВ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные.

Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи. Вода, залегающая под ВНК (ГВК), называется подошвенной. К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов.

К чужим (посторонним) относятся воды верхние и нижние, грунтовые, тектонические.

Верхними называются воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше данного нефтегазоносного, а нижними — воды всех горизонтов (пластов), залегающих ниже его.

К грунтовой относится гравитационная вода первого от поверхности земли постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном слое), имеющая свободную поверхность.

Тектоническими называют воды, циркулирующие в зонах нефтегазоносности по дизъюнктивным нарушениям. Эти воды могут проникать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при разработке залежей.

Положение грунтовых пластовых и тектонических вод в разрезе месторождения схематично показано на рис. 43.

Искусственно введенными, или техногенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах.

Основную массу природных вод нефтяных и газовых месторождений составляют более или менее минерализованные воды.

Состав и свойства пластовых вод имеют большое значение для разработки залежей нефти и газа и их добычи, так как от них зависит течение многих процессов в дренируемом пласте. Поэтому их значение позволяет намечать более эффективные мероприятия по контролю и регулированию разработки и эксплуатации скважин и промысловых систем. Все это заставляет уделять большое внимание вопросам состава и физических свойств подземных вод.

Химическая классификация подземных вод. Под химическим составом воды понимают состав растворенных в ней химических веществ. Существует ряд химических классифи-144

Рис. 43. Схема залегания подземных вод нефтегазового месторождения:

а — непроницаемые по р оды; б — нефть; ,    — газ;


вода: „ — минерализованная; д — конденсационная; е — смешанная конденсационная и минерализованная; виды вод: 1 — грунтовые; 2 — верхние пластовые; 3 — краевые или контурные; 4 — промежуточные; 5    — подошвенные;

6    — нижние пластовые;

7    — тектонические

каций подземных вод (С.А. Щукарева, О.А. Алекина, Ч. Паль-мера, В.И. Вернадского и др.). Среди нефтяников общее признание получила классификация В.А. Сулина. Она основана на генетическом принципе, согласно которому формирование химического состава вод происходит в определенных природных условиях (континентальных, морских, глубинных) и вследствие процессов взаимодействия вод с породами или вод различного генезиса между собой. При этом происходит их обогащение специфическими компонентами.

В основу классификации положены три основных коэффициента, в %-экв/л: r Na/r Cl, (г Na — r Cl)/r SO4, (r CL — r Na)/r Mg. Буква перед химическим символом иона означает, что содержание данного иона выражено в эквивалентной форме.

Пользуясь этими коэффициентами, выделяют четыре генетических типа вод (табл. 6).

При небольших отклонениях коэффициентов от единицы, т.е. в зонах перехода от одного типа к другому, воды следует относить к переходным типам.

Тип вод

rNa/rCl

rNa—rCl rSO4

rCl—rNa rMg

I — сульфатно-натриевый

> 1

< 1

II — гидрокарбонатно-

> 1

> 1

натриевыи

III — хлоридно-кальциевый

< 1

> 1

IV — хлоридно-магниевый

< 1

< 1

Каждый тип вод по преобладающему аниону делится на три группы — хлоридную, сульфатную и гидрокарбонатную. По преобладающему катиону группы делятся на подгруппы — натриевую, магниевую и кальциевую. Подгруппу следует выделять лишь в том случае, если преобладающий катион соединяется с преобладающим анионом, а не с другими.

Физические свойства пластовых вод. Минерализацией воды называется суммарное содержание в воде растворенных солей, ионов и коллоидов, выражаемое в г/100 или в г/л раствора. Минерализация вод нефтяных и газовых месторождений меняется в очень широких пределах — от менее 1 г/л (пресные воды) до 400 г/л и более (крепкие рассолы). Она определяется наличием шести главных ионов (Cl-, SO4-, HCO3-, Na+, Ca2+, Mo2+).

Значительно распространены в водах также карбонат-ион ( CO3-), ионы калия (К+) и железа (Fe2+ и Fe3+). Остальные элементы встречаются в ничтожных количествах (микрокомпоненты).

Минерализация и химический состав вод определяют их физические свойства (плотность, вязкость, поверхностное натяжение, электропроводность и др.).

Для нефтегазопромысловой геологии существенно то, что минерализованные воды имеют повышенную отмывающую способность нефтяных пластов-коллекторов. Их использование при заводнении залежей способствует повышению коэффициента вытеснения нефти, а следовательно, и конечного коэффициента извлечения нефти (см. главу VIII). В то же время высокая минерализация пластовых вод в определенных условиях может приводить к выпадению солей на забое добывающих скважин и в прискважинной зоне пласта, что ухудшает условия эксплуатации пласта в районе таких скважин.

Газосодержание пластовой воды не превышает 1,5 — 2,0 м33, обычно оно равно 0,2 —0,5 м33. В составе водорастворенного газа преобладает метан, затем следует азот, углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон.

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации воды их растворимость уменьшается.

Сжимаемость воды — обратимое изменение объема воды, находящейся в пластовых условиях, при изменении давления. Значение коэффициента сжимаемости колеблется в пределах (3+5)10—4 МПа—1. Сжимаемость воды, содержащей растворенный газ, увеличивается; сжимаемость минерализованной воды уменьшается с увеличением концентрации солей. Это свойство играет существенную роль при формировании режимов залежей.

Объемный коэффициент пластовой воды нефтяных и газовых месторождений Вв зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давления и температуры и колеблется от 0,8 до 1,2. Наиболее влияют на его величину пластовая температура и минерализация.

Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры. В большинстве случаев она меньше плотности в поверхностных условиях (не более чем на 20 %), поскольку пластовая температура выше стандартной. Однако в условиях пониженных пластовых температур, например, в зоне развития многолетнемерзлых пород, плотность воды может быть равной плотности воды в поверхностных условиях или даже больше ее.

Вязкость пластовой воды зависит в первую очередь, от температуры, а также от минерализации и химического состава. Газосодержание и давление оказывают меньшее влияние. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2—1,5 мПа-с.

Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено. Это имеет существенное значение для разработки нефтяных залежей с заводнением — уменьшение поверхностного натяжения повышает ее вымывающую способность, что способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти водой.

Электропроводность воды зависит от ее минерализации. Пресные воды плохо проводят или почти не проводят электрический ток. Минерализованные воды относятся к хорошим проводникам. Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измерения которого принят 1 Ом-м. Знание удельного сопротивления подземных вод необходимо для интерпретации материалов электрометрии скважин.

Все рассмотренные физические свойства подземных вод наиболее надежно определяются по глубинным пробам, отбор которых осуществляется специальными глубинными герметичными пробоотборниками. При отсутствии таких определений эти свойства могут быть с меньшей точностью установлены по специальным графикам, приведенным в монографиях по физике пласта или в справочниках.

Техногенные воды по своим свойствам обычно отличаются по минерализации от пластовых. Они менее минерализованы. Исходя из экологических соображений, там, где это возможно, для нагнетания в пласт используют воду, попутно добываемую вместе с нефтью, в полном ее виде или в смеси с поверхностной водой. В результате в состав попутной воды могут входить пластовая и ранее закачанная вода.

Энергетическая характеристика залежей нефти и газа  »
Библиотека »