Условия залегания нефти, газа, воды и их свойства

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

Учреждение образования

«Гомельский государственный университет

имени Франциска Скорины»

Геолого-географический факультет

Кафедра геологии и разведки полезных ископаемых

Условия залегания нефти, газа и воды и их свойства

СУРС

Выполнил

студент группы ГР-43 Золотой Ю.Л.

Проверил

Старший преподаватель Абрамович А.А.

Гомель 2013

Содержание

1. Нефте-, газо- и водонасыщенность

2. Свойства нефти и природных газов

3. Макро- и микрокомпоненты в нефтях

4. Свойства природных вод и их подразделения по условиям залегания

1. Нефте-, газо- и водонасыщенность

Полагают, что нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты первоначально были полностью насыщены водой. При образовании залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части пластов, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора.

Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной части пустот. Для нефтегазопромысловой геологии интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве.

Определение коэффициентов нефтегазоводонасыщенности занимает большое место в промысловой геологии.

Коэффициентом нефтенасыщенности Кн (газонасыщенности Кг) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства.

Коэффициентом водонасыщенности Кв коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.

Иногда Кн, Кг, Кк выражают в процентах от объема открытого пустотного пространства.

Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями:

для нефтенасыщенного коллектора Кн + Кв = 1;

для газонасыщенного коллектора Кг + Кв = 1;

для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды еще и остаточную нефть Кг + Кн + Кв = 1;

Изучение водонасыщенности имеет большое значение не только для количественной оценки нефтегазонасыщенности. Важно выяснить и качественную роль водонасыщенности. Содержание в породах-коллекторах остаточной воды и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей.

По мнению ряда исследователей, к гидрофобным следует относить породы, содержащие менее 10 % остаточной воды (Кв ? 0,1). При значении коэффициента водонасыщенности более 0,1 породы считают гидрофильными.

Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллекторы обусловлена тем, что в первых процесс вытеснения нефти из пустотного пространства при прочих равных условиях и высокой проницаемости протекает значительно легче, чем во вторых.

В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в подвижном состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды.

В гидрофобном коллекторе часть нефти, образуя пленку на стенках пустот, не участвует в процессе движения, вследствие чего увеличиваются потери нефти в пласте. Эти особенности следует изучать и учитывать при подсчете запасов и проектировании разработки, определяя величину конечного нефтеизвлечения при возможных системах разработки.

В зависимости от условий формирования залежей, характеристики пород-коллекторов, их емкостного объема и фильтрационных свойств, характера смачиваемости и других параметров, значение начальной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов находится в пределах 97-50% при соответствующей начальной водонасыщенности 3-50%.

Водонасыщенность SВ - отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности:

.

Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%, в зависимости от созревания пласта.

Для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

SН + SВ = 1.

Для газонефтяных месторождений:

SВ + SН + SГ = 1.

Пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность SВ < 25%.

Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

При водонасыщенности до 25% нефте- и газонасыщенность пород максимальная: 45-77%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю.

При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.

2. Свойства нефти и природных газов

Нефть - горючая маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов.

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного.

В нефти встречаются следующие группы углеводородов:

* метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2;

* нафтеновые - СnН2ni;

* ароматические - СnH2n-6.

Преобладают углеводороды метанового ряда.

Рассмотрим основные физические свойства нефти.

Плотность - отношение массы к объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м3. Измеряется плотность ареометром. Ареометр - прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу).

Вязкость - свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Она зависит от силы взаимодействия между молекулами жидкости. Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости . За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Пас), т. е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м2 поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Пас относится к числу высоковязких.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т. е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м2/с.

Испаряемость. Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

В пластовых условиях свойства нефти существенно отличаются от атмосферных условий.

Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий: высокие давления, повышенные температуры, наличие растворенного газа в нефти и др. Наиболее характерной чертой пластовой нефти является содержание в ней значительного количества растворенного газа, который при снижении пластового давления выделяется из нефти (нефть становится более вязкой и уменьшается ее объем).

В пластовых условиях изменяется плотность нефти, она всегда меньше плотности нефти на поверхности.

Сжимаемость - способность нефти (газа, пластовой воды) изменять свой объем под действием давления. При увеличении давления нефть сжимается.

Газосодержание - важная характеристика нефти в пластовых условиях. Это количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти.

Газовый фактор - отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20 , к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре; показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов месторождения. По закону Генри, растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

3. Макро- и микрокомпоненты в нефтях

Природные углеводородные газы находятся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторождения, либо в растворенном виде содержится в нефтяных залежах. Такие газы называются нефтяными или попутными, так как их добывают попутно с нефтью.

Рассмотрим физические свойства природного газа.

Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см3, кг/м3) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 0 плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,7 до 1,5 кг/м3(в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов).

На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворенном состоянии в нефти и выделяется из раствора только при снижении давления. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа из раствора.

Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0є С обычно не превышает 0,01 мПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость.

Теплоемкость газа - количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 1єС . Весовая теплоемкость газа измеряется в кДж/кг, а объемная - в кДж/м3.

Теплота сгорания газа какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м3и является основным показателем, характеризующим газ или топливо.

Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ сконденсируется, т. е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние. Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.

Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление - это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, например, критическое давление для метана приблизительно равно 4,7 МПа, а критическая температура - 82,5єС

Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определенных соотношениях с воздухом и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня.

Минимальные и максимальные содержания газа в газовоздушных смесях, при которых может произойти их воспламенение, называются верхним и нижним пределом взрываемости. Для метана эти пределы составляют от 5 до 15 %. Эта смесь называется гремучей и давление при взрыве достигает 0,8 МПа.

Влагосодержание и гидраты природных газов. Состав гидратов природных газов. Гидратами углеводородных газов называются кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют различную кристаллическую структуру.

Свойство гидратов газов позволяет рассматривать их как твердые растворы. Исследования показывают, что содержание водяного пара в газообразной фазе в системе газ - гидрат меньше, чем в системе газ - вода.

Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата.

4. Свойства природных вод и их подразделения по условиям залегания

нефть газ микрокомпонент природный

Свойства природных вод

Пластовые воды являются обычным спутником нефти.

Вода обладает способностью смачивать породу и потому она обволакивает тончайшей пленкой отдельные зерна ее, а также занимает наиболее мелкие поровые пространства. Вода, залегающая в одном и том же пласте вместе с нефтью или газом, называется пластовой. В нефтегазоносных залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной.

Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, формировались, в основном, в водных бассейнах. Поэтому еще до проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и позднее углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от плотности. При этом вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, так как основные минералы, входящие в состав нефтесодержащих пород, гидрофильные, т. е. лучше смачиваются водой, чем нефтью. Поэтому вода при вытеснении 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 субкапиллярных каналах. Эта вода находится под действием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие перепады давлений, возникающие в пласте при его эксплуатации, и поэтому остается неподвижной при разработке нефтегазовой залежи.

В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90 % от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и в виде коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи.

Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO4), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся некоторые минеральные вещества, углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.

Воды нефтяных месторождений могут содержать бактерии органических веществ, которые придают различную окраску (розовую, красную, молочную).

Рассмотрим основные физические свойства пластовых вод.

Минерализация воды характеризуется количеством растворенных в ней минеральных солей. Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т. е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора.

На практике для классификации вод принимают классификацию Пальмера, который рассматривает воду как раствор солей. Каждая соль, растворяясь в воде, придает ей определенные свойства. Например, раствор поваренной соли делает воду нейтральной. Жесткость придают воде сульфаты кальция и магния, образующие "вторичную соленость".

Плотность воды зависит от степени ее минерализации и от температуры и составляет примерно от 1010 до 1080 кг/м3 и более.

Растворимость газов в воде значительно ниже растворимости их в нефтях. Рост минерализации воды способствует уменьшению растворимости в ней газа.

Электропроводность находится в прямой зависимости от минерализации вод. Пластовые воды являются электролитом.

Условия залегания подземных вод

По условиям залегания подземных вод верхнюю, изученную часть литосферы принято разделять на зону аэрации и зону насыщения,

В зоне аэрации, соприкасающейся с атмосферой, часть пор и пустот в породах заполнена воздухом, часть -- водой, причем вода частично находится в виде пара. Мощность зоны аэрации колеблется от нуля до нескольких сот метров. Зона аэрации обычно отсутствует там, где грунтовые воды достигают дневной поверхности, т. е. где расположены болота, а также там, где поверхность земли сложена водоупорами. Максимальной мощности зона аэрации достигает в горах, сложенных массивными проницаемыми породами.

В зоне насыщения пустоты и поры пород почти сплошь заполнены водой. Исключение составляют лишь сравнительно небольшие объемы, занятые залежами нефти и газа.

Однако в водоупорных породах (глинах) водонасыщение неравномерно -- в них встречаются участки, недонасыщенные водой.

Нижняя граница зоны насыщения обычно совпадает с поверхностью ненарушенных массивных пород кристаллического фундамента, практически лишенных водопроницаемости; верхняя, иногда довольно

значительная, часть фундамента часто обладает заметной проницаемостью главным образом вследствие трещиноватости.

Если мощность осадочной толщи очень велика (10 км и более), нижняя граница зоны насыщения пород капельно-жидкими водами может определяться температурными (геотермическими) условиями. Критическая температура воды равна 364° С, но при больших давлениях она повышается. При геотермической ступени 30 м, нередкой в нефтегазоносных районах, на глубине 10 км температура должна быть близкой к критической. На достигнутых бурением глубинах (около 7 км) в песчаных породах наблюдается перегретая жидкая вода,

При очень большой мощности осадочной толщи пористость нижних песчаных пластов должна быть очень низкой, и в некоторых случаях эти пласты могут быть практически водоупорными.

В магматических очагах и вблизи них вода может находиться в перегретом состоянии, в виде пара, надкритического газа, наконец, в диссоциированном состоянии. В вулканических районах, где геотермическая ступень аномально мала, мощность зоны насыщения пород жидкими водами может сокращаться до минимума.

По условиям залегания (рис. 2) свободные подземные воды разделяются на верховодки (в зоне аэрации), грунтовые воды (на границе зон аэрации и насыщения) и напорные воды (в зоне насыщения).

Верховодки -- жидкие воды в зоне аэрации. Они залегают обычно в виде небольших линз, располагаясь поверх водоупоров, имеющих узкоместное развитие, среди рыхлых наносов. Верховодки преимущественно носят сезонный характер.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Грунтовые воды представляют собой воды первого от дневной поверхности сплошного (т. е. имеющего значительную площадь развития) водоносного горизонта, у которого нет водоупорной кровли. Горизонт грунтовых вод снизу ограничен водоупорным ложем, которое и обусловливает его существование. Сверху горизонт грунтовых вод ограничен свободной поверхностью, зеркалом грунтовых вод. Зеркало грунтовых вод считается границей

Поровые воды приурочены преимущественно к обломочным, зернистым коллекторам, где пористость обусловлена расположением минеральных зерен (песчано-алевролитовые породы) -- пористость первичного происхождения, т. е. образовалась вместе с породой. Зернистые коллекторы обычно имеют пластовую- форму залегания, т. е. мощность их невелика по отношению к площади развития. Вследствие этого поровые воды именуются часто также пластовыми.

Среди форм скоплений поровых (пластовых) вод выделяются: водоносный пласт, водоносный горизонт, водоносный комплекс. К сожалению, разные авторы вкладывают в эти понятия несколько различное содержание (И. К. Зайцев, М. В. Седенко и др.).

Трещинные воды находятся в карбонатных, магматических и метаморфических породах. Эти коллекторы часто характеризуются массивной формой залегания, т. е. мощность их значительна даже при сравнении с площадью развития.

Для трещинных вод основными формами скоплений служат водоносные трещинные зоны, среди которых различаются зоны региональной и локальной трещиноватости; первые возникают в основном вследствие процессов выветривания, вторые имеют тектоническое происхождение.

При наличии в породе одновременно сообщающихся пор (первичного или вторичного происхождения) и трещин наблюдаются воды переходного типа -- порово-трещинные или трещин-но-поровые. Они характерны для трещиноватых, сильно цементированных песчаников, для доломитов и некоторых других пород.

Породы, содержащие трещинные воды, отличаются большей водо-обильностью по сравнению с обычными пористыми коллекторами. Дебит источников, вытекающих из трещиноватых карбонатных толщ, составляет нередко десятки кубометров в секунду, тогда как для песчаных пластов такие величины неизвестны.

При очень больших размерах во до вмещающих трещин и в случае когда трещины секут различные в отношении водоносности горизонты'

встречаются ж ильные воды. Резкого различия между водами трещинного и жильного типа нет. Жильные воды развиты главным образом в зонах крупных тектонических разрывов и дают наибольшие дебиты.

Обычно особо выделяют карстовые воды, залегающие и движущиеся в системах крупных пустот, образованных растворяющим действием вод в таких породах, как известняки, гипсы и т. п. В областях современного карста наблюдается пестрое чередование грунтовых, безнапорных межпластовых и напорных вод. В зонах древнего погребенного карста воды чаще относятся к напорным.

Изучение древнего карста имеет немаловажное значение для гидрогеологии нефтяных и газовых месторождений. Во-первых, проходка скважинами древних карстовых пустот вызывает осложнения бурового процесса -- провалы инструмента и потери циркуляции раствора, нередко весьма большие. Во-вторых, древние карстовые полости иногда служат прекрасными вместилищами нефтяных скоплений. Наконец, в-третьих, эти же полости могут служить и для сброса в них отработанных промысловых вод при применении искусственной закачки вод в нефтяные залежи (расположенные в том же разрезе, выше или ниже, или на соседних площадях).

Своеобразны условия залегания подземных вод в зонах развития многолетней и многовековой (вечной) мерзлоты. Там выделяют: 1) надмерзлотные воды, залегающие выше мерзлой толщи и соответствующие грунтовым водам (водоупорным ложем служит толща мерзлых пород, в которых нет жидкой воды); 2) межмерзлотные воды, развитые спорадически внутри мерзлой толщи; 3) подмерзлотные воды, как правило, напорные.

Вечная мерзлота очень широко распространена; в Советском Союзе она занимает около половины территории. Важное значение имеет вечная мерзлота для гидрогеологии нефтяных и газовых месторождений: многие месторождения газа и нефти, в том числе крупнейшие, расположены на территории распространения вечной мерзлоты (крайний северо-восток Европейской части СССР, север Западной Сибири, Якутия и др.). Выявленные до сих пор залежи нефти и газа в этих областях контактируют с подмерзлотными водами. Однако известно существование залежей и в пределах самой мерзлой толщи, которая в некоторых местах достигает мощности 800 м и более (в бассейне р. Вилюй, например). Кроме того, скважины, бурящиеся на газовые и нефтяные горизонты, расположенные под мерзлой толщей, должны проходить через последнюю, что должно сказываться на особенностях гидрогеологических наблюдений при бурении и эксплуатации. Все эти вопросы еще слабо разработаны.

Среди подмерзлотных вод выделяются переохлажденные рассолы, или криопэги (Н. И. Толстихин, О. Н. Толстихин). Они находятся в жидком состоянии при отрицательных температурах вследствие высокого содержания в них солей. Мощность переохлажденной зоны, занимаемой такими рассолами, может быть очень велика (много сотен метров) и может значительно превышать мощность собственно мерзлой зоны. Возможность контакта криопэгов с залежами нефти и газа ставит новые исследовательские задачи перед гидрогеологией нефтяных и газовых месторождений. Промерзание подземных вод оказывает разнообразное влияние на гидрогеологические условия. Часть воды мигрирует из водоносных пород в глинистые водоупоры. Возникает криогенный водоупор из мерзлых пород различной мощности. В процессе промерзания происходит увеличение гидростатического напора (создается криогенный напор). Возникают особые формы нахождения подземных вод -- водоносные талики, пронизывающие мерзлую зону в виде труб и каналов (сходны с жильными водами). Наконец, развивается и твердая фаза подземных вод -- скопления подземных льдов.

Новейшая сводка по вопросам гидрогеологии мерзлой зоны литосферы -- криогидрогеологии -- представлена в работе Н. А. Вельми-ной (1970).

Размещено на Allbest.ru