Понятие о процессе метаморфизма

При искусственном заводнении газоконденсатного месторождения объем закачиваемой воды зависит от уровня добычи газа и значения поддерживаемого пластового давления. Если используется метод заводнения пласта, достигается одновременная добыча газа и конденсата постоянного состава, что имеет положительное значение для проектирования объектов по переработке конденсата. В то же время возникают дополнительные потери газа и конденсата, вызванные их защемлением при давлении, близком к начальному. Коэффициенты газо - и конденсатоотдачи в зависимости от коэффициента охвата и характера неоднородности пласта по площади и мощности пласта в этом случае уменьшаются.

Разработка  газоконденсатных месторождений  на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи, возможность изменения в широких пределах темпов отбора газа и конденсата. При этом затраты на разработку по сравнению с другими методами минимальные. Однако по сравнению с методом обратной закачки газа в пласт этот метод обеспечивает меньшую конденсатоотдачу. При сравнении различных методов разработки по весу извлекаемых углеводородов эксплуатация газоконденсатных месторождений на истощение равноценна разработке нефтяных месторождений с закачкой газа или воды в пласт. 
 

5. Давление нефтяных и газовых залежей, карта изображения, их назначение. 

     Давление  в залежи, или пластовое  давление, представляет собой давление, которое флюиды оказывают на вмещающие их породы. Давление в залежи на контакте с водой предопределяется гидростатическим давлением в резервуаре на данном уровне.

     В залежи вследствие наличия разницы  между плотностями находящихся в них флюидов возникает избыточное давление Dр_и, представляющее собой разницу между давлением в точке измерения внутри залежи УВ и тем давлением, которое наблюдалось бы в этой точке в случае отсутствия скопления УВ и заполнения всей ловушки пластовой водой: Dр_и =р₃ - р_г,  где рз — давление,   измеренное  в  залежи;  р_г — гидростатическое давление,  соответствующее  высоте точки  замера  в  залежи. Избыточное давление в любой точке нефтяной или газовой залежи определяется по формуле Dр_и = h(r_в—r_н.г), где h — высота точки  определения в нефтяной или газовой залежи над поверхностью раздела с водой;   (r_в—r_н.г) — разница плотностей воды и нефти или газа.

     Избыточное  давление в любой точке газовой шапки рассчитывают по уравнению Dр_и = h_н (r_в—r_н)+ h_г (r_в—r_г), где h_н — высота нефтяной части залежи;  h_г — высота точки определения над разделом газ — нефть. По формуле возможно определение положения разделов газ — нефть, нефть — вода или газ — вода в пространстве по замерам давления в одной скважине, пробуренной на залежь, при условии, что известно положение пьезометрической поверхности в резервуаре.

     Энергетическое  состояние залежи также в значительной степени обусловлено ее температурным режимом и пластовым давлением. Говоря об энергии залежей, следует различать свободную химическую и потенциальную энергию. Запасы свободной химической энергии (основной объект добычи) определяются количеством УВ и их химическим составом — однако энергия, как правило, не используется при разработке. Находящиеся в резервуаре вода, нефть и газ образуют энергетическую систему. Обычно (но далеко не всегда) основной запас потенциальной энергии такой системы определяется энергией воды.¹Изменение пластовых давления и температуры в процессе разработки залежи.

     Разработка  залежей, сопровождающаяся изменением давления (иногда и температуры), нарушает термодинамические равновесия подземных  флюидов и приводит к существенному  изменению состава и свойств  добываемых нефти и газа.

     Для нефтяных залежей снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти  газом вызывает снижение газосодержания пластовой нефти. Вследствие этого  увеличиваются ее вязкость и плотность, уменьшается объемный коэффициент. Однако процессы подземной дегазации практически не отражаются на свойствах добываемой нефти, но приводят к изменению состава попутно добываемого газа. В соответствии с особенностями растворимости газов в нефти при снижении пластового давления в залежи первыми переходят в свободную газовую фазу наименее растворимые азот и метан, затем при еще большем снижении давления освобождаются этан, пропан, бутан и др., а в конечной стадии дегазации — углекислота и сероводород. В соответствии с этим попутные газы могут резко изменить свои состав в процессе разработки на режиме истощения. Увеличение содержания СО₂ в составе попутного газа может быть вызнано его выделением не только из нефти в результате снижения пластового давления, но и из водорастворенного газа. Рост содержания СО₂ за счет его выделения из пластовых вод проявляется при сильном обводнении продукции на заключительной стадии разработки.

     В  нефтяных залежах с газовой  шапкой, содержащей много газоконденсата, при снижении давления конденсат выпадает в жидкую фазу и смешивается с нефтью, в результате чего добываемая жидкая продукция характеризуется  постепенным  уменьшением  плотности  и увеличением  выхода  светлых фракций.

     Для месторождений, нефти которых содержат большое количество парафина, выделение растворенного газа вследствие снижения пластового давления и снижение пластовой температуры вследствие закачки холодной воды могут привести к  выделению парафина  из  растворенного состояния  в  свободную твердую фазу.  Результат этого  процесса — уменьшение содержания парафина в добываемой нефти и снижение ее плотности. Однако кристаллизация  парафина  в  пласте  крайне  нежелательна   для   разработки  нефтяных месторождений,  поскольку  выпавшие кристаллы  парафина  резко  ухудшают условия фильтрации нефти и приводят к снижению коэффициента нефтеотдачи.   Для  рациональной  разработки  таких  месторождений  необходимо  исследовать распределение парафина  в нефтях и условия его кристаллизации при изменении термобарических условий.

Тепловая обработка  забоев скважин и тепловые методы воздействия на нефтяные пласты с парафинистой нефтью обычно приводят к увеличению содержания парафина в добываемой продукции. Пар  и горячая вода способствуют выносу из пласта парафина  с повышенной температурой плавления. При разработке чисто газовых залежей обычно не наблюдается сколько-нибудь   существенных   изменений   содержания   основных   компонентой   газа. Только на заключительных стадиях отбора  газа при резко сниженном пластовом давлении состав газа несколько обогащается компонентами, ранее находившимися  в растворенном состоянии в погребенной  и пластовой   водах, например двуокисью углерода и севодородом. В связи с высокой растворимостью этих газов  в  воде их общее количество в погребенной воде может превышать запасы в  свободной  фазе и при  большом снижении пластового давления выделение этих газов из воды приводит к заметному возрастанию их содержания в составе добываемого газа. В частности, содержание сероводорода к концу разработки некоторых газовых залежей увеличилось в 2 - 4 раза. Для прогноза столь существенных изменений состава газа необходимо подсчитать начальные запасы этих компонентов как в свободном газе, так и в водорастворенном и знать изменения их растворимостей в зависимости от падения  пластового  давления.  Следует также учитывать, что в пустотном пространстве коллекторов многих газовых залежей содержится  помимо  погребенной воды связанная нефть, в которой кислые компоненты газов   (СО₂ и H₂S)  также хорошо растворяются. Поэтому связанная нефть газовых залежей может быть дополнительным источником обогащения газов углекислотой и сероводородом на заключительной стадии разработки. 
 
 
 

     Подавляющая часть месторождений нефти и  газа приурочена к осадочным породам, являющимся хорошими коллекторами нефти. Из минералов, входящих в состав нефтесодержащих пород, наиболее распространены содержащие кремнезем. Значительную роль в составе пород играют также глинистые минералы, слюды и полевые шпаты. Многие залежи нефти и газа приурочены к коллекторам, сложенным в основном карбонатньми породами — известняками, доломитами и др. Небольшое промышленное значение имеют коллекторы, сложенные сланцами и их разновидностями.

     Изредка нефть обнаруживается и в трещинах изверженных пород, но эти скопления  обычно не имеют промышленного значения.

     Осадочные горные породы (исключая карбонатные) состоят из зерен отдельных минералов  различной величины, сцементированных в той или иной степени глинистыми, известковистыми и другими веществами. Химический состав пород нефтяных и  газовых месторождений может поэтому отличаться большим разнообразием компонентов. Основные составляющие песчаных коллекторов и песчаников — зерна кварца, полевого шпата, слюды, глауконита и других минералов.

     Нефть и газ в нефтяных и газовых  залежах располагаются в пустотах между зернами, в трещинах и кавернах пород, слагающих пласт.

     Наличие коллектора, обладающего лишь поровым  пространством, — недостаточное  условие существования нефтяной залежи. Нефть в промышленных количествах  обычно находят только в тех коллекторах, которые совместно с окружающими их породами образуют ловушки различных форм, удобные для накопления нефти (антиклинальные складки, моноклинали, ограниченные сбросами или другими нарушениями складчатости, ловушки литологического типа, образовавшиеся вследствие фациальных, изменений пород, окружающих коллектор нефти, и др.).

     Многообразие  условий залегания нефти и  газа и геологического строения залежей  безгранично. Однако большинство из них обладает некоторыми общими чертами  строения, характерными для определенных групп месторождений. Это обстоятельство дает возможность учитывать особенности строения залежи и условий залегания нефти в процессах их разработки и эксплуатации.

     До  вскрытия месторождения скважинами все физические параметры пласта — температура, давление, распределение нефти, воды и газа в залежи — находятся в состоянии, установившемся в течение геологических периодов, прошедших с момента формирования залежи.

     С вскрытием пласта и началом его  эксплуатации эти установившиеся условия  нарушаются, и наступает динамический период в истории залежи, сопровождающийся изменением свойств пластовых жидкостей, их движением и перераспределением в пористой среде. Закономерности движения нефти, газа и воды и изменения всех их параметров зависят не только от условий эксплуатации и разработки залежи, но и от начальных условий пласта. Поэтому изучение особенности строения залежи и условий первоначального залегания нефти, газа и воды чрезвычайно важно для разработки.

     Нефть и газ располагаются в залежи обычно соответственно плотностям — в верхней части ловушки залегает газ, ниже располагается нефть и еще ниже вода. В газовой залежи, не содержащей нефти, газ залегает непосредственно над водой.

     Весьма  сложное строение переходных зон  от воды к нефти и от нефти или  воды к газу. Вследствие капиллярного подъема воды в порах пласта «зеркала вод» не существует и содержание воды по вертикали постепенно изменяется от 100% в водоносной части до величины содержания «связанной» воды в повышенных частях залежи. Мощность переходной зоны может достигать 3—5 м и больше.

     Коллекторы  нефти и газа меняются по минеральному составу и другим физическим свойствам  по вертикали и горизонтали. Линзы  песчаников и пропластки песка иногда без каких-либо закономерностей  переходят в глинистые породы.

     В связи с изменением свойств пород по залежи в различных ее частях не одинакова также и нефте -, водо- и газонасыщенность пород. Жидкость и газы в пласте находятся под давлением, величина которого растет с глубиной залежи.

     Градиент  давления, т. е. прирост давления на 1 ж глубины, колеблется в значительных пределах — от 6 до 15 кн/м² , а в среднем приближенно принимается равным 10 кн/м². Давление, под которым находятся нефть, вода и газ в месторождении, принято называть пластовым давлением.

     В газовой залежи оно одинаково  по всей площади или же изменяется незначительно. В связи с большей плотностью нефти и воды по сравнению с газом в нефтяном месторождении при значительных углах падения пластов давление в различных частях залежи не одинаково — в сводовых частях оно меньше, в крыльевых больше. По мере извлечения нефти и газа давление в залежах обычно падает, что сказывается на состоянии их содержимого.

     Так же как и давление, по мере углубления в недра земли возрастает температура. Глубина в метрах, необходимая  для повышения температуры на 1 град, называется геотермической ступенью.