1232

Глава I.

ОСНОВЫ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ

НЕФТЯНАЯ (ГАЗОВАЯ) ЗАЛЕЖЬ И НЕФТЯНОЕ

(ГАЗОВОЕ) МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Горные породы, составляющие земную толщу, подразделены на два основных вида — изверженные и осадочные.

лав на поверхности земли (базальт).

О с а д о ч н ы е породы образуются путем осаждения (глав­ ным образом в водной среде) и последующего уплотнения ми­ неральных и органических веществ различного происхождения. Эти породы обычно залегают пластами.

Все горные породы имеют поры — свободные пространства между зернами, т. е. обладают пористостью. Но промышленные скопления нефти (газа) содержатся главным образом в осадоч­ ных породах — песках, песчаниках, известняках, являющихся хорошими коллекторами для жидкостей и газов. Эти породы обладают проницаемостью, т. е. способностью пропускать жид­ кости и газы через систему многочисленных каналов, связываю­ щих пустоты в породе.

Нефть и газ встречаются в природе в виде скоплений, зале­ гающих на глубинах от нескольких десятков метров до несколь­ ких километров от земной поверхности. Пласты пористой

Он характеризует структуру земли в целом, ее областей, районов и небольших участков.

Совокупность залежей нефти и газа, сконцентрированных в недрах на одной и той же территории и подчиненных в процес­ се образования единой тектонической структуре, н а з ы в а е т с я

всего лишь из одной залежи нефти (газа), понятия о нефтяном (газовом) месторождении и нефтяной (газовой) залежи совпа­ дают.

ОСНОВНЫЕ СТРУКТУРНЫЕ ФОРМЫ СКЛАДОК НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Пласты осадочных горных пород, первоначально залегавшие горизонтально, в результате воздействия давлений, температур, глубинных разрывов поднимались или опускались в целом либо относительно друг друга, а также лзгибались в складки различ­ ной формы (рис. 1.1, 1.2 и 1.3).

Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются а н-

ной, а центральная часть — с водом. Наклонные боковые час­ ти складок (антиклиналей и синклиналей) образуют к р ыл ь я . Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинако­ вые со всех сторон, называется к у по ло м .

Большинство нефтяных (газовых) залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представ­ ляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогну­ тостей (синклиналей), причем в таких системах породы синкли­ налей заполнены водой, так как они занимают нижнюю часть структуры, нефть (газ) же, если она встречается, заполняет по­ ры пород антиклиналей. Структурами, благоприятными для скопления нефти, помимо антиклиналей, являются также моно­ клинали.

Тип залегания пластов горных пород с одинаковым накло­

Рис. 1.3. Моноклиналь

Рис. 1.4. Структура сброса а

рыв, образуется трещина, вдоль которой пласты смещаются от­ носительно друг друга. При этом образуются разные структры: сбросы, взбросы, надвиги, грабены, горсты.

Сб р о с — смещение блоков горных пород относительно друг друга по вертикальной или крутонаклонной поверхности текто­ нического разрыва. Расстояние по вертикали, на которое смести­

левая сместилась на амплитуду сброса в. Если по той же пло­ скости происходит не падение, а подъем пластов, то такое нару­ шение называют в з б р о с о м (обратным сбросом).

Н а д в и г — разрывное нарушение, при котором одни массы горных пород надвинуты на другие.

Г р а б е н — опущенный по разломам участок земной коры. Г о р с т — приподнятый по разломам участок земной коры. Геологические нарушения оказывают большое влияние на распределение нефти (газа) в недрах Земли — в одних случаях они способствуют ее скоплению, в других, наоборот, могут быть путями обводнения нефтегазонасыщенных пластов или выхода

на поверхность нефти и газа.

НЕФТЬ И ЕЕ СВОЙСТВА

Нефть и нефтяной газ — это сложная смесь углеводородов (соединений углерода с водородом).

Известно множество соединений углерода и водорода, разли­ чающихся характером сцепления атомов углерода и водорода

и их числом в молекуле. В зависимости от этого одни углеводо­

наконец, имеются углеводороды, которые находятся в твердом состоянии (парафины, содержащиеся почти во всех нефтях).

В среднем в нефти содержится 82—87% углерода (С), 11— 14% водорода (Н) и 0,4—1% примесей — соединений, содержа­ щих кислород, азот и серу, асфальтовые и смолистые вещества.

Товарные качества нефтей определяют в лабораторных усло­ виях путем ее разгонки, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в состав нефти, имеет определенную температуру кипения. При подогреве нефть начинает кипеть, и при этом выкипают и испаряются в первую очередь легкие угле­ водороды, имеющие наиболее низкую температуру кипения. При дальнейшем нагревании начинают испаряться более тяжелые.

Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти проводят в интервалах температур до 100, 150, 200, 250, 300 и 350 °С. Па­ ры нефти, подогретой до определенной температуры, собирают и охлаждают,' затем они снова превращаются в жидкость, ха­ рактеризующую группу углеводородов, выкипающих из нефти в данном интервале температур. Таким образом, при подогреве нефти в зависимости от температуры из нее вначале испаряют­ ся самые легкие — бензиновые фракции, затем более тяжелые — керосиновые, соляровые и т. д.

Считают, что фракции нефти, кипящие в интервале 40— 200 °С, бензиновые, 150—300 °С — керосиновые, 300—400 °С — соляровые, при 400 °С и выше — масляные.

По содержанию смолистых веществ нефти подразделяют на три группы: малосмолистые — содержание смол не более 18%; с м о л и с т ы е — содержание смол от 18 до 35%; в ы с о к о с м о ­ л и с т ы е — содержание смол более 35%.

По содержанию парафина нефти делятся также на три груп­

Содержание в нефти большого количества смолистых и пара­ финистых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что вызывает необходимость проведения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.

По содержанию серы нефти подразделяют на м а л о с е р н и ­ стые — содержание серы до 0,5%; с е р н и с т ы е — содержание серы от 0,5 до 2,0%; в ы с о к о с е р н и с т ы е — содержание серы более 2,0%.

Содержание в нефтях сернистых соединений ухудшает их ка­ чество, вызывает осложнения при добыче, перекачке и перера­

ботке нефти вследствие усиленной коррозии металлического обо­ рудования.

О качестве нефти в промысловой практике ориентировочно судят по ее п л о т но с т и . Как известно, п л о т н о с т ь х а р а к ­ т е р и з у е т с я м а с с о й , п р и х о д я щ е й с я на е д и н и ц у о б ъ е м а . Плотность нефти при нормальных условиях колеблет­ ся от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м3 наиболее ценные, так как обыч­ но в них содержится больше бензиновых и масляных фракций.

Важнейшее физическое свойство любой жидкости, в том чис­ ле и нефти, — в я з к о с т ь , т. е. свойство жидкости сопротив­ ляться взаимному перемещению ее частиц при движении.

Различают динамическую и кинематическую вязкости.

З а е д и н и ц у д и н а м и ч е с к о й в я з к о с т и п р и н и м а ­ ют в я з к о с т ь т а к о й ж и д к о с т и , п р и д в и ж е н и и к о т о р о й в о з н и к а е т с и л а в н у т р е н н е г о т р е н и я в 1 Н (Ньютон) на п л о щ а д и 1 м2 м е ж д у с лоя ми, д в и ж у ­ щ и м и с я на р а с с т о я н и и 1 м с о т н о с и т е л ь н о й

ск о р о с т ь ю 1 м/с. Размерность динамической вязкости:

[р]= Па-с (паскаль• секунда).

Вязкость пластовых жидкостей, в том числе и нефти, обычно намного ниже 1 Па-с. В промысловой практике для удобства принято пользоваться единицей вязкости, в 1000 раз меньшей — мПа-с (миллипаскаль-секунда). Так, вязкость пресной воды при температуре + 2 0 °С составляет 1 мПа-с.

Вязкость нефтей, добываемых в СССР, в зависимости от их характеристики и температуры изменяется от 1 до нескольких десятков мПа-с. Встречаются нефти с вязкостью 100 и даже

ской вязкости к плотности, измеряют ее в м2/с.

Иногда для оценки качества нефти и нефтепродуктов поль­ зуются относительной (условной) вязкостью, показывающей во сколько раз вязкость данной жидкости больше или меньше вяз­ кости воды при определенной температуре. Измерения проводят обычно путем сравнения времени истечения из отверстия виско­ зиметра Энглера равных объемов исследуемой жидкости и во­ ды. Результаты определений выражают в градусах условной вязкости °ВУ*, где индекс t указывает температуру измерения.

З а ч и с л о г р а д у с о в у с л о в н о й в я з к о с т и при д а н н о й т е м п е р а т у р е п р и н и м а ю т о т н о ш е н и е в р е ­ ме ни и с т е ч е н и я из в и с к о з и м е т р а Э н г л е р а 200 см3 и с п ы т у е м о й ж и д к о с т и ко в р е м е н и и с т е ч е н и я

растворенного в нефти газа вязкость нефти также значительно уменьшается.

На нефтяных месторождениях обычно наблюдается увеличе­ ние температуры с глубиной. Кроме того, в нефти, как правило,

всегда содержится определенное количество растворенного га­ за. Поэтому вязкость нефти в пластовых условиях всегда мень­ ше, чем вязкость на поверхности.

НЕФТЯНЫЕ ГАЗЫ И ИХ СВОЙСТВА

Газы, добываемые из нефтегазовых залежей вместе с нефтью,

ваемых из нефтяных и газовых месторождений, метана содер­ жится от 40 до 95%.

Одной из основных характеристик углеводородных газов яв­ ляется о т н о с и т е л ь н а я п л о т н о с т ь , под которой пони­ мают отношение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных условиях. Относительная плот­ ность нефтяных газов колеблется от 0,554 для метана до 2,49 для пентана и выше. Чем больше в нефтяном газе легких угле­

метан и этан находятся в газообразном состоянии. Следующие за ними по относительной плотности пропан — С3Н8 (1,522) и

вают природный газ, который не содержит тяжелых углеводоро­ дов или содержит их в незначительных количествах. Ж и р н ы м г а з о м называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в та­ ких количествах, когда из него целесообразно получать сжижен­ ные газы или газовые бензины.

На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м3 которого содержится более 60 г газового бензина. При меньшем содержании газового бензина газ называют сухим. С тяжелыми нефтями добывают преимущественно сухой газ, состоящий главным образом из метана.

В нефтяных газах, кроме углеводородов, содержатся в не­ значительных количествах углекислый газ, сероводород и др.

Состояние газа характеризуется давлением р, температурой Т и объемом V. Соотношения между этими параметрами опре­ деляются законами газового состояния идеального газа. Однако при одних и тех же условиях состояние реальных газов (в том числе и природного, нефтяного) значительно отклоняется от со­ стояния идеальных газов. Согласно кинетической теории газов, и д е а л ь н ы м считается газ, молекулы которого не взаимодей­ ствуют друг с другом, в то время как в действительности моле­ кулы реальных газов взаимодействуют между собой под влия­ нием сил притяжения. С повышением давления молекулы газа

сближаются и внешние силы, сжимающие газ, увеличивают силы притяжения между молекулами. В результате при одних и тех же условиях реальные газы сжимаются сильнее, чем это следует согласно законам для идеальных газов. Когда реальный газ сжат до больших давлений, межмолекулярные расстояния сокра­ щаются настолько, что отталкивающие силы начинают оказы­ вать большие сопротивления дальнейшему уменьшению объема. При этом реальный газ сжимается в меньшей степени, чем идеальный. Эти отклонения свойств реальных и идеальных га­ зов настолько значительны, что на практике ими пренебрегать нельзя.

Степень отклонения сжимаемости реальных газов от идеаль­ ных характеризуется к о э ф ф и ц и е н т о м с ж и м а е м о с т и —

где Vr— объем растворенного газа, приведенный к атмосферно­ му давлению, м3; а — коэффициент растворимости, Па-1; р — аб­

объема жидкости при повышении давления на единицу. Коэф­ фициент растворимости в зависимости от условий растворения

состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температу­ ры. Если в пласте имеется свободный газ (например, при на­ личии газовой шапки), то давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению или близко к нему.

Если при постоянной температуре повышать давление како­ го-либо газа, то после достижения определенного значения дав­

ления, этот газ сконденсируется, т. е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная темпе­ ратура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя пере­ вести в жидкое состояние.

Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется к р и т и ч е с к о й т е м п е р а т у р о й .

Давление, соответствующее критической температуре, назы­ вается к р и т и ч е с к и м д а в л е н ие м . Таким образом, крити­ ческое давление — это предельное давление, при котором и ме­ нее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни была низка температура. Так, например, критическое давление для метана «4,7 МПа, а критическая температура ми­ нус 82,5 °С.

ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ, ИХ ХАРАКТЕРИСТИКА

Пластовые воды имеются в большинстве нефтегазовых мес­ торождений и являются обычным спутником нефти. Помимо пластов, в которых вода залегает вместе с нефтью, встречаются и чисто водоносные пласты. В нефтегазоносных залежах распре­ деление жидкостей и газов соответствует их плотностям: верх­ нюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не толь­ ко в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту

проникновения в них нефти поровое пространство между зерна­ ми породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и после них углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и га­ зов в зависимости от их плотности. При этом вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, так как основные минералы, вхо­ дящие в состав нефтесодержащих пород, гидрофильные, т. е. лучше смачиваются водой, чем нефтью. Поэтому вода при вы­ теснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удерживалась в пластах в виде тончайших пленок на поверхности зерен песка или кальцита и в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зернами и в суб­ капиллярных каналах. Эта вода находится под действием ка­ пиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие перепады давлений, возникающие в пласте при его эксплуата­ ции, и поэтому остается неподвижной при разработке нефтега­ зовых залежей.