3. Основы физики нефтегазосодержащих пластов

Особенности физико-механических свойств

пород - коллекторов нети и газа

На ранней стадии развития нефтяного дела существовало мнение, что нефть в земной коре скапливается в пустотах больших размеров или в трещинах. С развитием бурения скважин это представление изменилось (идеи Д. И. Менделеева). Достоверно известно, что нефть и газ в земной коре находится в осадочных горных породах с большим числом мелких сообщающихся пустот (микротрещин и пор).

При характеристике и оценке свойств горных пород часто смешивают и отождествляют два различных понятия - проницаемость и пористость.

Абсолютная или теоретическая пористость - суммарный объем всех пустот в породе, зависит от формы слагающих породу зерен, характера их взаимного расположения и наличия цементирующего вещества. Отношение суммарного объема пустот в породе ко всему объему породы – коэффициент пористости:

k_п = V_п/V 100 %,

где V_п - суммарный объем всех пустот в породе; V – объем породы.

Проницаемость - способность породы пропускать при перепаде давления жидкость и газ. Существуют породы хорошо проницаемые и плохо проницаемые. Абсолютно непроницаемых пород нет. Проницаемость не характеризует количественное содержание жидкости в породе - лишь определяет способность передвижения по поровым каналам жидкости и газов.

Наименее плотная укладка равновеликих зерен-шариков с пересекающейся группой рядов под углом 90° - максимальное теоретическое значение коэффициента пористости равное 47,6 %. При пересечении двух групп рядов под углом 60° - теоретически минимальный коэффициент пористости, равный 25,8 %. Все другие формы расположения зерен-шариков дадут промежуточные значения пористости, т. е. 25,8 – 47,6 %.

Но значение коэффициента пористости горной породы обусловливается не только формой слагающих ее зерен, но и степенью их отсортированности, наличием цементирующего вещества, связующего зерна, а также трещиноватостью породы. Все это обусловливает значительные колебания коэффициентов пористости различных горных пород.

Не все поры в горной породе сообщаются друг с другом. Объем пустот породы, взаимно сообщающихся между собой, называется эффективной пористостью. Открытые поры в горной породе насыщаются водой, нефтью или газом, а изолированные поры на том же участке могут содержать другие вещества. Отношение общего объема пустот в породе V_п^', заполненных водой, нефтью или газом, к суммарному объему всех пустот в породе V_п называют коэффициентом насыщения:

k_н = V_п'/V_п 100 %, (2)

а проницаемость - способность проникновения жидкости или газа через породу.

Насыщение пор нефтью, водой и газом и движение последних по поровым каналам зависят от размера пор. В поры большого диаметра жидкость проникает легко; под влиянием силы тяжести она может перемещаться по поровым каналам на значительные расстояния. Проникновение жидкости в поры малого диаметра (капиллярные поры) достигается при больших давлениях. Движение жидкости по поровым каналам в этом случае становится затруднительным. К хорошо проницаемым породам относятся пески, рыхлые песчаники, кавернозные и трещиноватые известняки; к плохо проницаемым породам - глины, гипсы, ангидриты, сланцы, глинистые известняки, песчаники и конгломераты с глинистым цементом. В порах части осадочных горных пород может содержаться большое количество воды, нефти и газа.

Пористые и трещиноватые горные породы, проницаемые для жидкостей и газа и способные быть, их вместилищем, называются коллекторами.

Вместилищем для воды, нефти и газа в недрах земной коры служит коллектор, кровлю и подошву которого составляют пласты, сложенные плохо проницаемыми породами. Такой коллектор называют природным резервуаром. Существуют природные резервуары различных типов (рис. 8): мощная толща проницаемых пород, состоящих из нескольких пластов, не отделенных плохо проницаемыми породами, покрываемых и подстилаемых плохо проницаемыми породами, называется массивным резервуаром. Пример: Массивным природным резервуаром может служить мощная толща трещиноватых известняков, ограниченная в кровле и подошве глинистыми пластами. Встречаются также природные литологически ограниченные резервуары, в которых проницаемая порода окружена со всех сторон плохо проницаемой породой.

Большинство природных резервуаров насыщено водой. Нефть и газ, образовавшиеся при определенных условиях, попав в природный резервуар, заполненный водой, мигрировать (плотности нефти, газа и воды различные). Сначала нефть и газ перемещаются до кровли подземного резервуара, а затем, если пласт наклонный, вдоль его кровли до выхода на поверхность земной коры или до какого-либо препятствия. Выходящая на поверхность нефть поглощается породой, окружающей место обнажения пласта, а газ улетучивается в атмосферу, попадая в ловушку, скапливается вблизи препятствия.

Ловушка - часть природного резервуара, в котором со временем устанавливается равновесное состояние воды, нефти и газа. Плотность газа наименьшая, и он скапливается в верхней части ловушки. Ниже газа располагается нефть. Вода, как более тяжелая жидкость, скапливается в нижней части ловушки.

Из различного типа ловушек в природе наиболее распространены сводовые и экранированные ловушки (рис. 9). Сводовые ловушки образуются в антиклинальных складках, когда в кровле и подошве последних располагаются плохо проницаемые породы. Нефть и газ всплывают над водой, содержащейся в проницаемом пласте, попадая в свод антиклинали и оказываясь в ловушке (рис. 9, а). Препятствием (экраном) для миграции нефти и газа является плохо проницаемая кровля в сводовой части антиклинальной складки. Для образования ловушки не обязательно, чтобы проницаемый пласт имел форму антиклинальной складки. Ловушка может образоваться в хорошо проницаемых породах на некотором протяжении ограниченных плохо проницаемыми породами - литологически экранированная (рис. 9, б). Образовавшаяся в местах контакта по трещине пористого пласта и плохо проницаемой породы - тектонически экранированными ловушка (рис. 9, в). Когда нефть и газ, находящиеся в наклонно залегающем пористом пласте, контактируют с горизонтально залегающими, плохо проницаемыми породами, которые служат экраном для нефти и газа и образуют стратиграфически экранированные ловушки (рис. 9, е).

Ловушка любой формы, накопившая значительное количество нефти и газа называется залежью. Форма и размер залежи обусловливаются формой и размером ловушки.

Основные элементы нефтегазовой залежи (рис. 10):

Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтегазовой залежи, или поверхностью водонефтяного раздела. Линия пересечения этой поверхности с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой пласта - внутренним контуром нефтеносности.

Газовая шапка - скопление свободного газа над нефтью в залежи. Линия пересечения поверхности нефтегазового раздела с кровлей пласта называется внешним контуром газоносности, а с подошвой пласта -внутренним контуром газоносности.

При отсутствии в пласте нефти возможно образование чисто газовой залежи с внешним и внутренним контурами газоносности. В нефтегазовых ловушках, образовавшихся в массивных природных резервуарах, внутренние контуры нефтеносности и газоносности отсутствуют (рис. 11). В газовых ловушках, сформировавшихся в массивных природных резервуарах, имеется только внешний контур газоносности. При недостаточном для полного заполнения пласта (по всей мощности) содержании нефти или газа в сводовой нефтегазовой ловушке, внутренний контур газоносности или даже внутренний контур нефтеносности будут отсутствовать. При равенстве давление в залежи давлению насыщения нефти или газом при данной температуре в пласте вероятно формирование газовой шапки. При превышении пластового давления над давлением насыщения, весь газ растворяется в нефти.

Геометрические размеры залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки, высотой нефтяной части нефтегазовой залежи - расстояние от подошвы до газонефтяного раздела. Длина залежи определяется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении большой оси залежи с внешним контуром нефтеносности. Ширина залежи характеризуется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении малой оси залежи с контуром нефтеносности. Большая и малая оси залежи проводятся взаимно перпендикулярно с центром их пересечения в своде залежи.

Кроме сводовых пластовых и массивных нефтегазовых и газовых залежей, существуют пластовые экранированные и литологически ограниченные залежи нефти и газа.

Трем основным типам природных резервуаров соответствуют три основные группы залежей нефти и газа:

1) пластовые залежи (сводовые и экранированные);

2) массивные залежи;

3) литологически ограниченные залежи.

Совокупность залежей одной и той же группы, находящихся в недрах земной коры единой площади понимается как месторождение нефти и газа. При этом следует понимать условность этого термина, так как нефть и газ никогда не залегают в месте своего образования. Поэтому под термином "месторождение" надо понимать не место рождения нефти и газа, а место залегания ловушки, в которую попали эти полезные ископаемые вследствие миграции.

В земной коре существует две основных геологических структуры - геосинклинали и платформы, что и предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса:

1 класс - месторождения, сформировавшиеся в геосинклинальных (складчатых) областях;

II класс - месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.

Характерные представители 1 класса - месторождения Северного Кавказа и юго-восточной части Кавказского хребта, а также Крыма, Восточных Карпат, Туркмении, Ферганы, Узбекистана, Таджикистана и о. Сахалина. Все месторождения нефти и газа, расположенные между Волгой и Уралом, в Западной Сибири, относятся к месторождениям II класса.

Термобарические условия в недрах земной коры

Давление в пласте до начала его разработки (начальное пластовое давление) зависит от глубины залегания пласта и приближенно может быть определено по формуле

Р_пл.нач = Нg, (3)

где Р_пл.нач - начальное пластовое давление, Па; Н - глубина залегания пласта, м;  - плотность жидкости, кг/м²; g - ускорение свободного падения тела, м/с².

Пластовое давление обычно не совпадает с расчетным (3), так как определяется не только с учетом условий притока жидкости в пласт и отбора ее. Это объясняется рядом причин: силой тяжести вышележащих горных пород (горным давлением), тектоническими силами, температурой, химическими процессами. Наиболее точно пластовое давление определяется при помощи спускаемых в скважину манометров. При известной плотности жидкости или газа, заполняющих скважину, пластовое давление с достаточной для практических целей точностью определяется расчетным путем:

Р_пл = Нg + p_у (4)

где Р_пл и p_у – давление в пласте и на устье скважины, Па.

Такая скважина при открытом устье изливается.

При недохождении уровня жидкости в скважине до устья, пластовое давление составит

Р_пл = Н₁g (5)

где Н₁ – высота столба жидкости в скважине, м.

Определенное в какой-либо точке пласта пластовое давление характерно для пласта в целом только при пологом его залегании. Когда углы падения крыльев пласта значительные, пластовое давление на этих участках будет большим, а в замковой части – меньшим. Для удобства давление в пласте относят к какой-нибудь одной плоскости, например, к уровню моря или к условной плоскости – первоначальному водонефтяному контакту в пласте. Пластовое давление, отнесенное к условной плоскости, называется приведенным пластовым давлением.

Представляет интерес динамика тепловых полей земной коре. Влияние теплового излучения Солнца сказывается до весьма незначительных глубин. Граница раздела влияния внешнего и внутреннего тепловых полей Земли является слой с постоянной отрицательной или положительной температурой. Ниже слоя с постоянной температурой температура в земной коре закономерно возрастает с глубиной. Расстояние по вертикали (в м) в земной коре (ниже зоны постоянной температуры), на котором температура горных пород повышается на 1°С, называется геотермической ступенью. Установлено, что значение геотермической ступени колеблется в верхних слоях земной коры в пределах 11-120 м, среднее ее значение составляет около 33 м. Для характеристики изменения температуры с глубиной иногда пользуются геотермическим градиентом - приростом температуры в °С горных пород на каждые 100 м углубления от зоны постоянной температуры. В среднем геотермический градиент равен 3° С.

Происхождение нефти и газа

В недрах земной коры под влиянием давления, температуры и других факторов нефть и газ переходят из одного физического состояния в другое. В результате таких преобразований появляются новые продукты, отличающиеся качественно от ранее существовавшего вещества. Нефть и газ способны перемещаться из материнских пород, где они образовались, в другие породы. Все это очень осложняет исследования вопросов происхождения нефти.

В настоящее время существует две основных гипотезы происхождения нефти и природного газа.

Основные положения гипотезы неорганического происхождения нефти и природного газа были сформулированы в 1877 г. Д. И. Менделеевым, предполагавшим, что углеводороды могут образоваться в недрах Земли при действии перегретого водяного пара на карбиды тяжелых металлов в условиях высоких температур и давлений, что приводит к образованию не жидкой нефти, а паров углеводородов, т. е. составных частей нефти и природного газа.

Основоположник гипотезы органического происхождения нефти и природного газа М. В. Ломоносов еще в 1759 г. объяснил происхождение нефти разложением в недрах Земли без доступа кислорода органических остатков животных и растительных организмов под действием высокой температуры и давления. В результате такого разложения органических остатков образуются углеводороды - составная часть нефти и газа. Нефть в виде мельчайших включений пропитывает горную породу, подвергающуюся с течением времени все большему и большему горному давлению в связи с увеличением мощности накапливающихся осадочных пород. Под влиянием горного давления она перемещается в более пористые породы (песчаники, известняки), образуя залежи.

Физические свойства нефти

По химическому составу нефть - сложное соединение углерода и водорода. Такие соединения называются углеводородами. Известно огромное количество различных по своим свойствам углеводородов, отличающихся друг от друга числом атомов углерода и водорода в молекуле и характером их сцепления.

Кроме углерода и водорода, в нефтях содержатся в небольших количествах кислород, азот и сера, в ничтожных количествах в виде следов -хлор, фосфор, йод и другие химические элементы.

В нефтях встречаются следующие группы углеводородов: 1) метановые (парафиновые); 2) нафтеновые и 3) ароматические. Обычно нефти бывают смешанного типа с преобладанием в их составе той или иной группы углеводородов и в зависимости от этого называются парафиновыми нафтеновыми или ароматическими.

Наиболее распространены в природных условиях углеводороды метанового ряда: метан СН₄ этан С₂Н₆, пропан – С₃Н₈ и др. Эти углеводороды называют также предельными или насыщенными, что подчеркивает их небольшую химическую активность, а также плохую способность вступать в соединение с атомами других веществ.

Углеводороды от метана до бутана (C₄H₁₀) включительно при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии. Из них состоит нефтяной газ. Углеводородные соединения, входящие в состав нефти и содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (C₅H₁₂ – C₁₇H₃₆), - жидкие вещества. Углеводороды, с содержащие в молекулах свыше 17 атомов углерода – твердые вещества (парафины и церезины, содержащиеся во всех нефтях).

Физические свойства и качественная характеристика нефтей и нефтяных газов зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или смежных групп. Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти большого количества смолистых и парафиновых соединений делает ее малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующего транспортирования.

Фракционный состав нефтей и их товарные качества определяются путем лабораторной разгонки, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в ее состав, имеет свою определенную точку кипения. Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. Например, у пентана точка кипения равна 36° С, у гексана - 69° С. У тяжелых углеводородов точки кипения более высокие - до 300° С и выше. Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, характеризует фракционный состав нефти.

Плотность. На промысле первичная характеристика нефти определяется по ее плотности (от 760 до 980 кг/м³). Наиболее ценные из них легкие, с плотностью до 880 кг/м³ (содержат больше бензиновых, масляных фракций).

Вязкость. Нефти обладают самой различной вязкостью (внутреннее трение), в несколько раз превышающей вязкость воды. С повышением температуры вязкость любой жидкости (в том числе и нефти) резко уменьшается. Например, при повышении температуры многих бакинских нефтей от 10 до 30° С уменьшается их вязкость в 2 раза. Вязкость нефти в нефтяных пластах всегда меньше, чем на поверхности. С точки зрения добычи нефти это весьма благоприятный фактор, так как чем меньше ее вязкость, тем меньше расход энергии на добычу и перекачку каждой тонны нефти. Во время перекачки вязких нефтей и мазутов их обычно подогревают.

Физические свойства нефти в пластовых условиях (живой) значительно отличаются от свойств дегазированной нефти. Это объясняется влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа.

В условиях пластового давления в нефти всегда растворено определенное количество газа, достигающее иногда 300-400 м³ на 1 м³ нефти. Растворенный газ резко снижает плотность и вязкость нефти и увеличивает ее сжимаемость и объем.

Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после ее дегазации, т. е. при "нормальных" условиях, носит название объемного коэффициента нефти:

b = V_пл /V_нор

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м³ дегазированной нефти. Этот коэффициент всегда больше единицы. У некоторых нефтей он равен 3.

Знание физических характеристик нефти в пластовых условиях необходимо при подсчете запасов нефти и газа, составлении технологических схем разработки нефтяных месторождений, выборе техники и технологии для извлечения нефти из пласта.

Физические свойства природного газа

Горючие газы нефтяных и газовых месторождений по химической природе сходны с нефтью. Как и нефть, они являются смесью различных углеводородов: метана, этана, пропана, бутана, пентана. Самый легкий из всех углеводородов - метан; в газах, добываемых из нефтяных и газовых месторождений, его содержится от 40 до 95 % и более.

Отдельные углеводороды, входящие в состав нефтяных газов, отличаются друг от друга физическими свойствами. Это, естественно, отражается и на физических свойствах нефтяного газа. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов (метана и этана), тем легче этот газ и меньше его теплота сгорания. В тяжелых нефтяных газах, наоборот, содержание метана и этана незначительно.

При атмосферных условиях, при температуре 0° С и выше, метан и этан всегда находятся в газообразном состоянии. Пропан и бутан также относятся к газам, но они очень легко переходят в жидкость даже при очень малых давлениях.

Давление, необходимое для перевода того или иного углеводорода из газообразного состояния в жидкое, повышается с ростом температуры. При данной температуре оно тем больше, чем ниже плотность углеводорода. Метан, который при нормальных условиях нельзя превратить в жидкость, обладает наибольшей упругостью паров, его критическая температура равна - 82,1° С (а также этан).

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых (от пропана и выше) углеводородов газы разделяются на две группы - сухие и жирные:

Сухой газ - естественный газ, в котором не содержатся тяжелые углеводороды или содержание их незначительно.

Жирный - газ, в котором тяжелые углеводороды содержатся в количествах, для получения сжиженных газов или газовых бензинов.

Сухим на практике считается газ, в 1 м³ которого содержится менее 60 г газового бензина; и жирным, если в 1 м³ содержится 60 - 70 г газового бензина.

Более жирные газы сопутствуют обычно легким нефтям. С тяжелыми нефтями, наоборот, добывают по преимуществу сухой газ, состоящий главным образом из метана.

Нефтяные газы содержат кроме углеводородов в незначительных количествах углекислый газ, азот, сероводород, гелий и т.п.

Одним из основных физических параметров нефтяного газа является его плотность, колеблющаяся от 0,72 у метана до 3,2 кг/м³ у пентана.