УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖАХ

Нефть и газ в нефтяных и газовых залежах насыщают пустоты между зернами, трещины и каверны пород, слагаю­щих пласты. Большинство нефтегазовых месторождений приурочены к осадочным породам — хорошим коллекторам не­фти (пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые и ка­вернозные известняки и доломиты). Иногда нефть обнаружи­вают в трещинах и порах изверженных пород, но эти скоп­ления обычно не имеют промышленного значения.

Горные породы, слагающие нефтяные и газовые место­рождения, в зависимости от их свойств играют разную роль. Одни из них, имеющие большое число крупных пор, — резервуары нефти и газа (нефтяные и газовые залежи). Поро­ды, такие как глины, сланцы и другие, практически непрони­цаемые для пластовых газожидкостных смесей, — естественные покрышки продуктивных коллекторов нефти и газа, спо­собствующие их накоплению. Промышленная ценность мес­торождения определяется не только его размерами, но и в значительной степени физическими свойствами коллекторов, пластовых жидкостей и газов, а также видом и запасом пла­стовой энергии.

Нефтяные и газовые залежи располагаются в верхних ча­стях структур, образуемых пористыми породами, перекрыты­ми непроницаемыми пластами (так называемыми ловушка­ми). Естественные резервуары нефти и газа по происхожде­нию и геометрической форме могут быть самыми различны­ми. Простейшая структурная ловушка — антиклинальная склад­ка. В зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на следу­ющие: 1) чисто газовые; 2) газоконденсатные; 3) газонефтя­ные (с газовой шапкой); 4) нефтяные без газовой шапки с растворенным в нефти газом. Нефть, газ и вода распределя­ются в залежи соответственно своим плотностям.

Как правило, в продуктивной зоне пласта кроме нефти и газа содержится также вода, хотя продукцией скважин при разработке этого пласта может быть безводная нефть. Вода, по всей вероятности, осталась в нефтяной и газовой частях пластов со времени образования залежи. Породы нефтяных и газовых пластов отлагались в водоемах. В процессе накоп­ления нефть и газ не смогли полностью вытеснить воду из пористой среды. В значительной мере это объясняется гидрофильностью большинства пород, слагающих продуктивные пласты. Вода частично остается в порах пласта в виде тон­чайших пленок, капелек в местах контакта зерен породы, а также в субкапиллярных порах. Эту капиллярно удерживае­мую воду называют связанной. Иногда ее именуют также погребенной, остаточной, реликтовой и т. д. По данным С.Л. Закса, исследовавшего породы значительного числа не­фтяных и газовых месторождений СССР, количество связан­ной воды, выраженной в процентах от суммарной емкости пор, может колебаться от долей процента до 70 % и в боль­шинстве коллекторов составляет 20 — 30 %. Установлено, что чем меньше проницаемость пород, тем больше остаточная водонасыщенность. С увеличением количества глинистого ма­териала в породе содержание связанной воды также растет. Изучение свойств и происхождения связанной воды может помочь решению вопроса генезиса нефтяных месторожде­ний; количество связанной воды необходимо знать для оцен­ки абсолютных запасов нефти, а качество — для правильного выбора нагнетаемой воды при искусственном заводнении нефтяного пласта. Состав нагнетаемой воды должен быть подобран так, чтобы при контакте ее со связанной водой в пласте не выпал осадок, способный частично или полностью закрыть поровые каналы.

Раздел между нефтью и водой в нефтяных месторождени­ях и между газом и водой в чисто газовых представляет собой переходную зону от водной части пласта к нефтяной или газовой. Вследствие капиллярного подъема воды в порах «зеркала вод» в пластах не существует и содержание воды по вертикали постепенно изменяется от 100 % в водоносной части до остаточной водонасыщенности в верхних частях залежи. Мощность этой переходной области может достигать 3 — 5 м и более. Так как пористость и проницаемость коллек­торов в пределах одной и той же залежи изменяются в широких пределах, содержание связанной воды, а следова­тельно, нефте- и газонасыщенность также неодинаковы на различных участках залежи. Водо- и нефтенасыщенность по­род определяют по результатам анализа кернов, выбуренных из пласта при его вскрытии, и по геофизическим данным.

Жидкости и газы в пласте находятся под давлением. От пластового давления зависят запас энергии и свойства жидко­стей и газов в пластовых условиях. По давлению, наряду с другими параметрами, определяют запасы газа в залежи, дебит нефтяных и газовых залежей и условия эксплуатации залежей.

Опыт показывает, что начальное пластовое давление (изме­ренное до начала эксплуатации), в Па, зависит от глубины залежи и приближенно может быть определено по формуле [9]

α— переводной коэффициент, Па/м; Н — глубина залегания пласта, м.

Обычно истинное пластовое давление больше или мень­ше давления, вычисленного по формуле (1.1). На практике переводной коэффициент составляет, как правило, α = (0,8÷1,2) 10⁴ Па/м.

В газовой залежи пластовое давление одинаково по всей площади или изменяется незначительно, а в нефтяной при значительных углах падения пластов р_пл в различных частях залежи неодинаково: на крыльях — максимальное, в сводо­вой части — минимальное (рис. 1.1).

Таким образом, на истинные давления в залежи наклады­ваются соответствующие изменения давления по площади, обусловленные изменением глубины залегания пласта.

Поэтому удобнее относить пластовое давление в залежи к какой-либо одной плоскости. Часто за такую плоскость принимают уровень моря или условную плоскость первоначального поло­жения водонефтяного контакта. Давление в пласте, отнесен­ное к этой условной плоскости, называют приведенным. Если пластовые давления в скв. 1 и 2 равны соответственно р_х и р₂, то приведенные давления в них, отнесенные к первона­чальному уровню водонефтяного контакта, составят

где х₁ и х₂ — расстояния от забоев скважины до уровня водонефтяного контакта; ρ — плотность жидкости в пласте; g — ускорение свободного падения.

Изменения пластового давления регистрируются при эксп­луатации нефтяных и газовых месторождений. Это дает воз­можность судить о процессах, происходящих в пласте. На основании данных о динамике изменения пластовых давле­ний разрабатываются мероприятия для увеличения эффек­тивности эксплуатации месторождения.

Рис. 1.1. Изменение пластового давления в зависимости от глубины зале­гания месторождения

С ростом глубины залегания пластов повышается и темпе­ратура. Расстояние по вертикали, на котором температура горных пород закономерно повышается на 1 °С, называется геотермической ступенью. Среднее значение геотермической ступени 33 м; для различных месторождений ее величина неодинакова.

Свойства нефти, воды и газа на поверхности сильно отли­чаются от их свойств в пластовых условиях, где они находят­ся при сравнительно высоких давлениях и температурах. Свойства нефти, воды и газов в пластовых условиях влияют на закономерности их движения в пористой среде.