Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

Физические свойства газов

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:

,                                                       (13)

где  — молекулярная масса i-го компонента;  — объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16 - 20.

Плотность газа  рассчитывается по формуле:

,                                                (14)

где  — объем 1 моля газа при стандартных условиях. Обычно значение  находится в пределах 0.73 – 1.0 кг/м³. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху  равной отношению плотности газа  к плотности воздуха  взятой при тех же давлении и температуре:

.                                                            (15)

Если   и  определяются при стандартных условиях, то  кг/м³ и кг/м³.

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

,                                 (16)

где , , ,× — давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях.

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

 

1.3.3 Газоконденсат

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 (C₅+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 месторождений от 1500 до 25 000 м³/м³.

Стабильный  конденсат состоит только из жидких УВ — пентана и высших (C₆+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 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 конденсатных 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. 

 

1.3.4 Газогидраты

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 (слабой 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. 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).

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. 

 

1.3.5 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.

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

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

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.

·                Подошвенной называется вода, залегающая под водо-нефтяным контактом (газо-водяным контактом).

·                К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов.

v      К чужим (посторонним) относятся воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше или ниже данного нефтегазоносного.

v      К техногенными или искусственно введенными, 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.

Газосодержание пластовой воды не превышает 1.5 – 2.0 м³/м³, обычно оно равно 0.2 – 0.5 м³/м³. 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.

Объемный коэффициент пластовой воды нефтяных и газовых месторождений  зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давления и температуры и колеблется от 0.8 до 1.2.

Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры.

Вязкость пластовой  воды зависит в первую очередь, от температуры, а также от минерализации и химического состава. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0.2 – 1.5 мПа×с. 

 

1.4 МЕТОДЫ ПОИСКА И  РАЗВЕДКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ  МЕСТОРОЖДЕНИЙ 

 

1.4.1 Геофизические  методы

В ходе поисково-разведочных работ применяются геологические, геофизические, методы, а также бурение скважин и их исследование.

К геофизическим  методам относятся сейсморазведка, электроразведка и магниторазведка.

Сейсмическая  разведка (Рисунок 1.11) основана на использовании закономерностей распространения в земной коре искусственно создаваемых упругих волн. Волны создаются одним из следующих способов:

1.               взрывом специальных зарядов в скважинах глубиной до 30 м;

2.               вибраторами;

3.               преобразователями взрывной энергии в механическую.

Рисунок 1.11 —  Принципиальная схема сейсморазведки

1 — источник  упругих волн; 2 — сейсмоприемники; 3 — сейсмостанция 

 

Скорость распространения сейсмических волн в породах различной плотности неодинакова: чем плотнее порода, тем быстрее проникают сквозь нее волны. На границе раздела двух сред с различной плотностью упругие колебания частично отражаются, возвращаясь к поверхности земли, а частично преломившись, продолжают свое движение вглубь недр до новой поверхности раздела. Отраженные сейсмические волны улавливаются сейсмоприемниками. Расшифровывая затем полученные графики колебаний земной поверхности, специалисты определяют глубину залегания пород, отразивших волны, и угол их наклона.

Электрическая разведка основана на различной электропроводности горных пород. Так, граниты, известняки, песчаники, насыщенные соленой минерализованной водой, хорошо проводят электрический ток, а глины, песчаники, насыщенные нефтью, обладают очень низкой электропроводностью.

Принципиальная  схема электроразведки с поверхности  земли приведена на рисунке 1.12. Через металлические стержни А и В сквозь грунт пропускается электрический ток, а с помощью стержней М и N и специальной аппаратуры исследуется искусственно созданное электрическое поле. На основании выполненных замеров определяют электрическое сопротивление горных пород. Высокое электросопротивление является косвенным признаком наличия нефти или газа. 

 

Рисунок 1.12 —  Принципиальная схема электроразведки  

 

Гравиразведка основана на зависимости силы тяжести на поверхности Земли от плотности горных пород. Породы, насыщенные нефтью или газом, имеют меньшую плотность, чем те же породы, содержащие воду. Задачей гравиразведки является определение мест с аномалию низкой силой тяжести.

Магниторазведка основана на различной магнитной проницаемости горных пород. Наша планета — это огромный магнит, вокруг которого расположено магнитное поле. В зависимости от состава горных пород, наличия нефти и газа это магнитное поле искажается в различной степени. Часто магнитомеры устанавливают на самолеты, которые на определенной высоте совершают облеты исследуемой территории. Аэромагнитная съемка позволяет выявить антиклинали на глубине до 7 км, даже если их высота составляет не более 200...300 м.

Геологическими  и геофизическими методами, главным  образом, выявляют строение толщи осадочных пород и возможные ловушки для нефти и газа. 

 

1.4.2 Исследование  скважин в процессе бурения 

 

Бурение скважин применяется  с целью поиска залежей и при  проведении геологоразведочных работ  по ее изучению с целью оценки запасов  нефти и газа и подготовки ее к  разработке.

Еще в процессе бурения  отбирают керн — цилиндрические образцы пород, залегающих на различной глубине в перспективных частях геологического разреза на обнаружение залежей углеводородов.

Исследование керна  позволяет установить его нефтегазоносность и определить емкостные и фильтрационные свойства пород слагающих залежь. По завершению бурения обязательной процедурой является исследование скважин геофизическими методами.

Наиболее распространенный способ геофизических исследований скважин — электрокаротаж. В этом случае в скважину после извлечения бурильных труб опускают на электрическом кабеле приборы позволяющие определять электрические свойства пород пройденных скважиной. Результаты измерений представляются в виде электрокаротажных диаграмм. Расшифровывая их, определяют интервалы залегания проницаемых пластов и характер флюидов находящихся в их поровом пространстве.