1.3. Условия залегания нефти в пласте

Давление в нефтяном пласте до начала разработки называется начальным пластовым давлением (Р_П). Оно зависит от глубины залегания пласта и приблизительно равно гидростатическому давлению столба воды:

где Р_П – начальное пластовое давление, Па;

ρ – плотность воды, кг/м³;

g – ускорение свободного падения, м/с²;

Н – глубина залегания пласта, м.

Например, на глубине 2 км гидростатическое давление составляет около 20 МПа или 200 ат. На самом деле из-за притока жидкости в пласт и отбора ее, давления вышележащих пород, действия тектонических сил, пластовое давление отличается от гидростатического. Обычно пластовое давление меньше. Но иногда пластовое давление превышает гидростатическое. Такие пласты называют пластами с аномально высоким давлением. Чем больше давление, тем больше запасы энергии пласта и тем больше нефти и газа можно извлечь из залежи.

Температура в пластах повышается с увеличением глубины их залегания. Геотермическая ступень – число метров погружения в глубь Земли для повышения температуры на 1^оС. В среднем на Земле геотермическая ступень составляет 33 м.

В зависимости от давления и температуры продукция пласта может находиться в различных состояниях (жидком, газообразном, двухфазном). Если в смеси преобладают тяжелые углеводороды, пластовое давление велико, пластовая температура относительно мала, то смесь находится в жидком состоянии и такие месторождения называются нефтяными.

Если в пластовой смеси преобладает метан – это чисто газовое месторождение (содержание метана составляет, как правило, более 90%).

Наличие в смеси некоторого количества тяжелых углеводородов не означает, что она обязательно будет в двухфазном состоянии. При высоком давлении в пласте в сжатом газе растворяются жидкие углеводороды, образуются газоконденсатные месторождения.

В газонефтяных месторождениях под действием высокого давления часть газа растворена в нефти и в пластовой воде.

По мере разработки месторождения давление в пласте (Р_П) снижается, растворённый газ начинает выделяться из нефти. Давление, при котором начинается выделение газа из нефти, называется давлением насыщения (Р_НАС). Чем легче нефть и чем тяжелее газ, меньше Р_НАС.

Начальное пластовое давление в залежи может быть выше давления насыщения (Р_П > Р_НАС). Тогда весь газ будет находиться в растворенном состоянии, и нефть может быть недонасыщенна газом.

Если Р_П < Р_НАС, не весь газ будет растворен в нефти, часть его образует газовую шапку.

В любом случае, по мере разработки месторождения наступает момент, когда пластовое давление становится ниже давления насыщения, образуется искусственная газовая шапка. Вследствие падения давления газ выделяется также при движении нефти по стволу скважины, в трубопроводах.

Геологические запасы нефти в залежи – это объём нефти, залегающий в порах пласта:

где G – геологические запасы нефти, т;

F – площадь нефтеносности, м²;

h_ЭФ – эффективная мощность пласта, м;

ε_ЭФ – коэффициент эффективной пористости породы;

m – коэффициент нефтенасыщенности пласта;

ρ_Н – плотность нефти при нормальных условиях, кг/м³;

b – объёмный коэффициент нефти.

Промышленные запасы нефти – это объём нефти, извлекаемый при наиболее полном и рациональном использовании современных технологий.

Коэффициент нефтеотдачи – это отношение количества добытой нефти из пласта к её геологическим запасам.