Властивості нафти і газу в покладах і родовищах їх закономірності та зміни

Зміст

1. Закономірності та зміни властивостей нафти і газу в покладах і родовищах

У процесі розробки більшості покладів нафти і газу властивості продукції, що видобувається в тій чи іншій мірі змінюються у міру вилучення запасів. Це відбувається як внаслідок просування до вибоїв свердловин нових порцій нафти і газу із ділянок, віддалених від свердловин і характеризуються іншими властивостями цих флюїдів, ніж в безпосередній близькості до видобувних свердловинах, так і в результаті фізико-хімічних змін нафт і газів, що відбуваються під впливом внедряющейся в поклади води і зміни пластових тиску і температури. Тому для обгрунтованих прогнозів змін властивостей нафти і газу в процесі розробки необхідно мати чіткі уявлення: а) про закономірності зміни властивостей нафти і газу за обсягом поклади до початку розробки; б) про процеси фізико-хімічної взаємодії нафт і газів з води, які надходять у продуктивний пласт (особливо з закачується водами іншого складу, ніж пластова вода); в) про напрямки переміщення флюїдів у продуктивному пласті в результаті експлуатації свердловин; г) про зміни пластових тиску і температури протягом періоду розробки покладу. ¹

Закономірності зміни властивостей нафти і газу за обсягом поклади. Повне однаковість властивостей нафти і розчиненого в ній газу в межах однієї поклади - досить рідкісне явище. Для нафтових покладів зазвичай зміни властивостей достатньо закономірні і проявляються перш за все у збільшенні щільності, в тому числі оптичної щільності, в'язкості, утримання асфальто-смолистих речовин, парафіну і сірки в міру зростання глибини залягання пласта, тобто від склепіння до крил і від покрівлі до підошви у потужних пластах. Фактична зміна щільності в межах більшості покладів зазвичай не перевищує 0,05-0,07 г / см ^3. Однак дуже часто градієнт наростання щільності і її абсолютні значення різко зростають в безпосередній близькості до водонефтяного контакту (ВНК, рис. 1,1, 2), де можуть зустрічатися напівтверді асфальти і тверді бітуми. Іноді ці малорухливі нафтові речовини утворюють монолітний шар в підошві поклади, який повністю або частково запечатує поклад, ізолюючи її від законтурне водоносної зони. Нерідко щільність нафти вище ізолюючого шару практично постійна (рис. 1,3). У покладах «відкритого» типу, приурочених до пластів, що виходять на денну поверхню, і запечатаних з голови асфальто-Кіров породами, щільність нафти зі збільшенням глибини зменшується, досягає мінімуму, а потім збільшується у міру наближення до ВНК (рис. 1,4).

Рис. 1. Принципова схема зміни густини нафти за обсягом покладів (за А. А. Карцеву)

Описані закономірності найбільш характерні для високих покладів родовищ складчастих областей. Основною причиною їх утворення є гравітаційна диференціація (розшарування) нафт за густиною всередині поклади, подібно розшарування газу, нафти і води в межах пласта. Істотна зміна властивостей нафт в зоні ВНК і у верхніх частинах нафтових покладів відкритого типу пов'язане з окисними процесами.

Для покладів платформних областей з невисоким поверхом нафтоносності і великою зоною ВНК гравітаційне розшарування проявляється набагато слабше і основний вплив па зміну властивостей нафт надають окислювальні процеси в зоні, підстилаються підошовної водою. Ступінь їх впливу зменшується у напрямку від зовнішнього контуру нафтоносності до внутрішнього. Також більш інтенсивно вони проявляються в лобових частинах покладів, омиваних свіжими порціями пластових вод. Нафта у тилових ділянках зазвичай менш схильна до впливу окисних процесів. Тому для платформних покладів звичайно щільність нафти, її в'язкість, вміст асфальто-смолистих речовин і ін концентрично збільшуються за площею від центральних ділянок до периферійних, досягаючи максимальних значень в «лобових» (по відношенню до напрямку тиску пластових вод) частинах покладів. ¹

Деякі платформні поклади нафти характеризуються односпрямованим лінійним зміною властивостей нафти за площею, що не пов'язане явним чином з положенням внутрішнього контуру і водонафтової зони.

Одночасно зі збільшенням густини нафти, як правило, ростуть її в'язкість зміст асфальто-смолистих речовин і парафіну, а також зменшуються газосодержание і тиск насичення розчинених газів.

Для газових покладів у багатьох випадках спостерігається відносна стабільність складу газів за обсягом покладів, особливо покладів сухого газу, де переважає компонент - метан. Тим не менш, незважаючи на високу дифузійну активність газів, мінливість їх складу в межах єдиної поклади - далеко не рідкісне явище. Найбільш різко вона виявляється в змісті кислих компонентів - вуглекислоти СО ₂ і особливо сірководню Н ₂ S. У розподілі сірководню звичайно спостерігається зональність, що виражається в закономірний зміну концентрацій сірководню по площі. Явних закономірних зміні концентрації по висоті поклади зазвичай немає.

Газоконденсатні поклади без нафтової облямівки з невисоким поверхом газоносності і невисоким конденсатогазовим фактором, як правило, мають досить стабільний склад газу, склад і вихід конденсату. Однак при висоті газоконденсатной поклади більше 300 м починають помітно проявлятися процеси гравітаційного розшарування, приводячи до збільшення вмісту конденсату вниз по падінню пласта, особливо різко - для поклади з високим поверхом газоносності і нафтової облямівкою. У цьому випадку вміст конденсату в знижених ділянках поклади може бути в кілька разів вище, ніж у зведенні поклади. Відомі, зокрема, приклади, коли конденсатогазовий фактор у свердловинах прісводной частини поклади становив 180 см ³ / м ^3, а поблизу газонафтового контакту - 780 см ³ / м ^3, тобто в межах однієї поклади зміст конденсату змінювалося в 4 рази. Коливання в 1,5-2 рази звичайні для багатьох родовищ з високими поверхами газоносності при виході конденсату більше 100 см ³ / м ^3.

Фізико-хімічна взаємодія нафт і газів із вступниками в пласт водами. Просування води в нафтовий пласт при розробці в умовах водонапірного режиму призводить до зміни сформованого рівноваги між пластовими водами і нафти, приводячи до процесів взаємного розчинення, хімічним н біохімічних реакцій. Особливо активна в цьому відношенні вода, штучно струснутою в пласти підтримки пластового тиску, хімічний склад якої, як правило, різко різниться від складу пластових вод. Основним процесом, що призводить до зміни властивостей нафти; є біохімічне окислення вуглеводнів за рахунок сульфатів, розчинених у воді. Хімічно цей процес виражається рівнянням типу

CaSO ₄ + СН ₄ = СаСО ₃ + Н ₂ O + H ₂ S;

7 CaSO ₄ + З ₉ Н ₂₀ = 7СаСО ₃ + 2СО ₂ + ДТ ₂ О + 7 H ₂ S.

Легкі парафінові вуглеводні при відновленні сульфатів окислюються до двоокису вуглецю і води, а важкі, починаючи з С ₁₀ Н _22, перетворюються на полінафтенати. Однак незалежно від кінцевих пунктів окислення вуглеводнів відновлення сульфатів у всіх випадках призводить до втрати легких фракцій нафти, збільшення її щільності і в'язкості і збагаченню нафти (і води) сірководнем і вуглекислим газом, що також знижує рН води. Сірководневе зараження - одне з найважливіших наслідків цього процесу і в той же час надійний індикатор його протікання.

В даний час можна вважати доведеним, що процес відновлення сульфатів за рахунок окиснення нафти і освіти сірководню при розробці нафтових родовищ відбувається біогенним шляхом у результаті життєдіяльності бактерій Сульфат (Desulfovibrio desulfuricans).

Спеціальними лабораторними дослідженнями було встановлено, що життєдіяльність Сульфат бактерії пригнічується при температурі вище 80-90 ° С і мінералізації води більше 100-150 г / л. Промислові спостереження підтверджують ці дані.

Сірководень відзначений у тих покладах, в які в процесі розробки закачують поверхневі прісні і морські води або підземні води неглибоких горизонтів, і невідомий при закачуванні високомінералізованих пластових або стічних вод (розсолів). У всіх випадках сірководневого зараження нафтових пластів в нафті і попутної воді були виявлені Сульфат бактерії, максимальна їхня кількість сягала 10 ⁴ / 10 ⁷ клітин в 1 мл води (Ромашкінское родовище).

У глибокі нафтові пласти бактерії заносять разом з нагнітається водою. У природних умовах Сульфат бактерії зустрічаються в річкових і морських водах, але особливо численні у водах неглибоких підземних горизонтів, що містять вуглеводні. Сульфати вельми поширені в морській і прісній водах, містяться в деяких пластових водах, а також вилуговуються закачиваемой водою з гіпсоносних порід.

Промислові спостереження показують, що зазвичай сірководень з'являється в привибійній зоні нагнітальних свердловин через рік після закачування води, що містить Сульфат бактерії. У міру процесу розробки він досягає вибоїв експлуатаційних свердловин, концентруючись головним чином у попутних водах. Максимальні змісту досягають декількох сотень міліграмів на 1 л, нерідкі концентрації до 100 мл / л, звичайні значення 40-50 мл / л. З появою сірководневої води в експлуатаційних свердловинах помітно збільшується швидкість корозії нафтопромислового обладнання. В даний час боротьбі з сірководневим зараженням нафтових пластів приділяється велика увага.

До зміни складу нафти і розчиненого газу в процесі розробки при нагнітанні в пласт води призводить також виборче розчинення ряду компонентів у воді. Найбільш високою розчинністю у воді володіють метан і азот, їх вміст у попутному газі в процесі розробки з заводнением зазвичай помітно зменшується. Зменшення газосодержания пластової нафти за рахунок видалення найбільш розчинних компонентів газу призводить до вельми помітного зниження тиску насичення, збільшення щільності й в'язкості пластової нафти. ¹

2. Тиск і температура в покладах

У розроблюваних покладах відома температура від близької до нуля в газогідратних покладах до перших сотень градусів у глибоко залягають пластах. Так, наприклад, в вкв. 1 Беневук (Техас, США) температура на глибині 7266 м досягає 291 ⁰ С.

Температура в покладах залежить від глибини їх залягання і геотермічних особливостей відповідної ділянки земної кори. Найбільш характерними показниками температурної обстановки в надрах є геотермічна щабель і геотермічний градієнт. Зміна температури в покладах робить істотний вплив на що містяться в них нафту і газ. Так, підвищення температури викликає зниження в'язкості нафти і води і збільшення в'язкості газів. Зміна температури пласта веде до зміни обсягу газу, води і породи. При збільшенні температури в ізольованому резервуарі підвищується тиск. Значне зростання температури може призвести до істотної перебудови вуглеводневих молекул. Зі зміною температури пов'язана зміна співвідношення фаз у поклади і розчинності газів у нафті і воді. З підвищенням температури, як правило, збільшується розчинність солей у воді і росте мінералізація вод. Зі зростанням мінералізації зменшується розчинність газів у воді.

Тиск в поклади, або пластовий тиск, являє собою тиск, який чинять на флюїди вміщають їх породи. Тиск в поклади на контакті з водою зумовлюється гідростатичним тиском у резервуарі на даному рівні.

У поклади внаслідок наявності різниці між густиною знаходяться в них флюїдів виникає надлишковий тиск D р _і, що представляє собою різницю між тиском в точці вимірювання всередині поклади УВ і тим тиском, яке спостерігалося б у цій точці в разі відсутності скупчення УВ і заповнення всієї пастки пластової водою : D р _і = р ₃ - р _р, де рз - тиск, виміряний в поклади; р _р - гідростатичний тиск, що відповідає висоті точки виміру в поклади. Надмірний тиск у будь-якій точці нафтової або газової поклади визначається за формулою D р _і = H (r _в - r _Н.Г), де h - висота точки визначення в нафтовій або газового покладу над поверхнею розділу з водою; (r _в - r _Н.Г) - різниця густин води і нафти або газу.

Надмірний тиск у будь-якій точці газової шапки розраховують за рівнянням D р _і = h _н (r _в - r _н) + h _г (r _в - r _г), де h _н - висота нафтової частини покладу; h _г - висота точки визначення над розділом газ - нафта. За формулою можливе визначення положення розділів газ - нафта, нафта - вода або газ - вода в просторі за вимірами тиску в одній свердловині, пробуреної на поклад, за умови, що відомо положення п'єзометричного поверхні в резервуарі.

Енергетичний стан поклади також у значній мірі обумовлено її температурним режимом і пластовим тиском. Говорячи про енергію покладів, слід розрізняти вільну хімічну і потенційну енергію. Запаси вільної хімічної енергії (основний об'єкт видобутку) визначаються кількістю УВ і їх хімічним складом - однак енергія, як правило, не використовується при розробці. Знаходяться в резервуарі вода, нафта і газ утворюють енергетичну систему. Зазвичай (але далеко не завжди) основний запас потенційної енергії такої системи визначається енергією води. ¹

Зміна пластових тиску і температури в процесі розробки покладу.

Розробка покладів, що супроводжується зміною тиску (іноді і температури), порушує термодинамічні рівноваги підземних флюїдів і призводить до суттєвої зміни складу та властивостей видобута нафта і газ.

Для нафтових покладів зниження пластового тиску нижче тиску насичення нафти газом викликає зниження газосодержания пластової нафти. Внаслідок цього збільшуються її в'язкість і щільність, зменшується об'ємний коефіцієнт. Проте процеси підземної дегазації практично не позначаються на властивостях видобутої нафти, але приводять до зміни складу попутно видобування газу. Відповідно до особливостей розчинності газів у нафті при зниженні пластового тиску в покладі першими переходять у вільну газову фазу найменш розчинні азот і метан, потім при ще більшому зниженні тиску звільняються етан, пропан, бутан і ін, а в кінцевій стадії дегазації - вуглекислота й сірководень. Відповідно до цього попутні гази можуть різко змінити свої складу в процесі розробки на режимі виснаження. Збільшення вмісту СО ₂ у складі попутного газу може бути дізнався його виділенням не тільки з нафти в результаті зниження пластового тиску, але і з водорастворенного газу. Зростання вмісту СО ₂ за рахунок його виділення з пластових вод проявляється при сильному обводнюванні продукції на заключній стадії розробки. ²

У нафтових покладах з газовою шапкою, що містить багато газоконденсату, при зниженні тиску конденсат випадає в рідку фазу і змішується з нафтою, в результаті чого видобута рідка продукція характеризується поступовим зменшенням щільності і збільшенням виходу світлих фракцій.

Для родовищ, нафти яких містять велику кількість парафіну, виділення розчиненого газу внаслідок зниження пластового тиску і зниження пластової температури внаслідок закачування холодної води можуть призвести до виділення парафіну з розчиненого стану у вільний тверду фазу. Результат цього процесу - зменшення вмісту парафіну в видобутої нафти і зниження її щільності. Однак кристалізація парафіну в пласті вкрай небажана для розробки нафтових родовищ, оскільки випали кристали парафіну різко погіршують умови фільтрації нафти і призводять до зниження коефіцієнта нафтовіддачі. Для раціональної розробки таких родовищ необхідно дослідити розподіл парафіну в нафтах і умови його кристалізації при зміні термобаричних умов.

Теплова обробка вибоїв свердловин і теплові методи впливу на нафтові пласти з парафінистих нафтою зазвичай призводять до збільшення вмісту парафіну в видобутої продукції. Пара і гаряча вода сприяють виносу з пласта парафіну з підвищеною температурою плавлення. При розробці суто газових покладів звичайно не спостерігається скільки-небудь істотних змін вмісту основних компонентою газу. Тільки на заключних стадіях відбору газу при різко зниженому пластовому тиску складу газу дещо збагачується компонентами, раніше перебували в розчиненому стані в похованою і пластової водах, наприклад двоокисом вуглецю і севодородом. У зв'язку з високою розчинністю цих газів у воді їх загальна кількість у похованою воді може перевищувати запаси у вільній фазі і при великому зниженні пластового тиску виділення цих газів з води призводить до помітного зростання їх вмісту в складі видобування газу. Зокрема, вміст сірководню до кінця розробки деяких газових покладів збільшилася в 2 - 4 рази. Для прогнозу таких істотних змін складу газу необхідно підрахувати початкові запаси цих компонентів як у вільному газі, так і в водорастворенном і знати зміни їх розчинності в залежності від падіння пластового тиску. Слід також враховувати, що в пустотні простори колекторів багатьох газових покладів міститься крім похованою води пов'язана нафту, в якій кислі компоненти газів (СО ₂ і H ₂ S) також добре розчиняються. Тому пов'язана нафту газових покладів може бути додатковим джерелом збагачення газів вуглекислотою і сірководнем на заключній стадії розробки. ¹

Список літератури

1. Габріелянц Г. А. Геологія нафтових і газових родовищ. - М.: Надра, 2003. - 285 с.

2. Єременко Н. А. Довідник по геології нафти і газу. - М.: Надра, 2002. - 485 с.

3. Проблеми освоєння родовищ Уренгойського комплексу. - М.: Надра, 2003.-464 з

4. Соколов В. Л., Фурсов О. Я. Пошуки і розвідка нафтових і газових родовищ. - М.: Надра, 2000. - 296 с.

5. Довідник нафтопромислової геології / Под ред. М. Є. Бикова. - М.: Надра, 2001. - 525 с.

6. Супутник нафтогазопромислового геолога: Довідник / За ред. І. П. Чаловского. - М.: Надра, 2000. - 376 с.