- •Министерство образования и науки российской федерации
- •1. Краткие сведения о геологии и нефтегазоносности территории западной сибири
- •Краткое геологическое строение Западно-Сибирской
- •Стратиграфия мезозойско-кайнозойских отложений.
- •1.2 Тектоническое строение платформенного мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
- •1.3 Геолого – физические характеристики продуктивных пластов
- •1.4 Состав и физические свойства нефтей
- •1.5 Состав и свойства углеводородных газов
- •1.6 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- •1.6.3 Молекулярно - поверхностные свойства системы "нефть - газ - вода"
- •1.7 Строение залежей углеводородов месторождений Западной Сибири
- •1.8 Классификация ресурсов и запасов нефти и газа
- •2. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •2.1 Геолого - геофизические проблемы разработки нефтяных и
- •2.2 Изучение залежей в процессе геологоразведочных работ
- •2.3 Методы изучения залежей нефти и газа
- •2.4 Интегрированный анализ геолого-геофизической информации
- •2.5 Обработка и интерпретация геолого-геофизической информации
- •2.6 Изучение газожидкостных контактов
- •2.7 Гидродинамические характеристики залежей (текста нет!)
- •2.8 Подсчет запасов нефти и газа
- •2.9 Проектирование разработки нефтяных иесторождений
- •2..9.1 Силы, действующие в продуктивном пласте
- •2.9.2 Режимы работы залежей
- •2.10 Размещение нагнетательных скважин
- •2.11 Геолого - геофизические основы выделения эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях
- •2.12 Принципиальные особенности проектирования
- •2.13 Системы разработки и принципы выбора метода
- •2.14 Системы разработки нефтяных месторождений
- •2.15 Физические основы вытеснения нефти водой
- •2.15.2 Анализ выработки запасов нефти
- •2.16 Построение геолого - технических моделей
- •2.16.7 Рекомендации по созданию и использованию постоянно действующих геолого-технических моделей
- •2.17 Повышение продуктивности скважин и нефтеотдача пластов
- •2.18 Методы повышения нефтеотдачи пластов
- •Уплотнение сеток скважин в процессе разработки месторождений. Плотность сетки скважин (пcc) - это отношение площади залежи f к числу скважин n.
- •2.18.2 Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •Неионогенными пав
- •2.21.5 Техногенные факторы, влияющие на доизвлечение
- •3.1 Условия залегания углеводородов и типы газовых залежей
- •Фазовые состояния и превращения углеводородных систем
- •3.3 Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •3.4 Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.5 Основные принципы проектирования разработки
- •3.5.1 Анализ разработки газовых и газоконденсатных месторождений на основе эволюционного моделирования
- •3.6 Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.6.1 Прогнозирование добычи газа и конденсата
- •3.7 Методы изучения газоконденсатной характеристики месторождения
- •3.7.1 Применение различных методов классификации
- •3.8 Повышение конденсатоотдачи нефтеконденсатных залежей
- •3.9 Оценка начальных и текущих запасов газа
- •3.9.1 Учет объемных и динамических характеристик залежи
- •3.10 Методы геолого - гидродинамического моделирования
- •3.10.1 Системный подход к стратегии эффективной разработки
- •3.10.3 Критерии оптимизации размещения кустов эксплуатационных скважин
- •3.11 Совершенствование методов газогидродинамического моделирования режимов работы газовых скважин
- •3.11.1 Теоретические аспекты моделирования газогидродинамических систем
- •3.12 Принципы построения и инициализации газогидродинамически
- •V. Промыслово-геофизический системный
- •5.1 Понятие системного контроля
- •5.2 Этапность и периодичность исследований и их комплексирование
- •5.3 Решение задач системного контроля
- •5.4 Обеспечение оценок выработки запасов и их подтверждаемость
- •5.5 Планирование и организация системы мониторинга
- •Vι. Системообразующая интерпретация и динамический анализ при геомониторинге и геомоделировании залежей углеводородов
- •6.1 Принципы интерпретации и динамического анализа
- •6.2 Задачи системообразующей интерпретации и динамического
- •Литература
3.1 Условия залегания углеводородов и типы газовых залежей
Углеводородные системы, залегающие на больших глубинах, могут образовывать как нефтяные, так и газоконденсатные залежи, жидкие фазы которых имеют близкие физико-химические свойства [2,3,4,5,6,7,37,38]. В ряде случаев отмечается сходство составов углеводородов газовых и газоконденсатных месторождений. Однако распознавание типа залежи необходимо уже на стадии разведочных работ на новых площадях для оптимальной организации последующей разработки месторождения. В практике отмечались случаи, когда месторождение вводилось в разработку как газовое, а затем через несколько лет эксплуатации устанавливалось наличие нефтяной оторочки. Как правило, газовые залежи разрабатываются без системы ППД (на истощение), поэтому становится очевидным, что в подобных случаях нефтяная оторочка смещается за счет действия краевых вод в газонасыщенную часть резервуара, а последующее извлечение нефти сопровождается большими потерями в нефтеотдаче, нежели при отборах нефти из первоначальных объемов (на 10 % и более).
Поэтому очевидна необходимость объективного определения типа вновь открытой залежи или месторождения. На практике известны случаи использования ряда признаков, отличающих газовые факторы залежи от газоконденсатных, а последние от нефтяных. Они позволяют уже по первым пробам из поисково-разведочных скважин прогнозировать типы залежей.
Из наиболее важных признаков следует отметить следующие:
1) газы газоконденсатных залежей характеризуются меньшими значениями отношений концентрации этана (С2) и пропана (С3) по сравнению с газами чисто газовых залежей;
2) содержание С4 в ГКЗ в 2-15 раз меньше, чем С2;
3) в газах ГКЗ и ГЗ, в отличие от газов НЗ, содержание С2 и Сз с увеличением числа углеводородных атомов в молекуле уменьшается;
4) при ГФ = 9001100 м3/м3 при плотности стабильной жидкой фазы меньше 0,78 г/см3, месторождение – ГКЗ; при ρж > 0,78 г/см3 и ГФ < 630650 м3/м3 – месторождения НЗ.
Однако на основе только ГФ, плотности и цвета конденсата не всегда удается определить тип залежи, поэтому необходим комплексный подход.
Известно, что конденсаты ГКЗ отличаются от нефтей вязкостью, величиной молекулярной массы, фракционным составом. Вязкость конденсата большинства ГКЗ не превышает 1,51,0 мПа·с (при 20ОС) и в них не содержится асфальтенов (в отличие от нефтей).
Максимальное содержание ароматических углеводородов в конденсатах приходится на фракции, выкипающие в пределах 120150 ОС или 150200 ОС. В более высоко кипящих фракциях содержание их уменьшается. У нефтей же с повышением температуры кипения количество ароматических углеводородов почти всегда возрастает.
Известно, что ГКЗ является газовой шапкой НЗ, если в газе содержится С5+ более 1,75 % (мольная концентрация) или выход стабильного конденсата составляет более 80 см3/м3, при этом пластовое давление обычно выше 16 МПа.
Однако следует учитывать, что состав и количество конденсата определяется рядом следующих факторов:
1) с повышением давления увеличивается растворимость в нем углеводородов С2+;
2) повышение температуры способствует увеличению в газовой фазе растворимости тяжелых углеводородов.
Эти факторы, а не контакт с нефтью, могут быть причиной высокого содержания в газе С5+. Свое влияние на залежь оказывают условия миграции углеводородов при образовании (генезисе) залежи, когда может сохраниться высокое содержание С5+, при соответствующих давлениях и температурах. Таким образом, могут встречаться ГКЗ с относительно высоким содержанием С5+, но не подстилаемые нефтяной оторочкой. Все указанное доказывает необходимость учета дополнительных признаков присутствия нефтяной оторочки.
Установлено также, что в конденсатах ГКЗ с нефтяными оторочками содержание метановых углеводородов во фракции 60200ОС обычно превышает 55 %. Содержание азота в газе ГКЗ, контактирующих с нефтью, превышает 3,3 % (по молекулярной концентрации). В газах ГКЗ без нефтяной оторочки содержание N2 колеблется в пределах 0,62,3 %. Это объясняется высокой упругостью паров азота, который при контакте нефти с газом переходит в газовую фазу.
Облегчает прогноз наличия оторочки установленный факт: если по площади залежи отмечается неоднородность состава газа, то это является одним из признаков наличия нефтяной оторочки в ГКЗ. Физически это объясняется медленной диффузией углеводородов из нефти в газовую часть залежи, и даже в течение геологического масштаба времени не всегда наступает выравнивание свойств и состава газа в резервуаре.
Поэтому логично считать, что возможно образование нефтяной оторочки вследствие выделения конденсата в новом месте из газа, мигрировавшего в процессе образования залежи из областей с более высокими давлениями и температурами.
Каждая из природных систем углеводородов образует тот или иной тип залежей.
В определенных условиях природный газ может образовывать твердые соединения - гидраты или газогидратные залежи (например, Мессояхское месторождение на севере Красноярского края).
Гидраты газов представляют собой твердые соединения, в которых молекулы газов при определенных давлениях и температурах заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды за счет прочной водородной связи. Молекулы воды при образовании гидрата и сооружении «ажурных» полостей как бы раздвигаются молекулами газа, заключенными в эти полости. Удельный вес воды в гидратном состоянии возрастает до 1,261,32 см3/г (плотность льда составляет 1,09 см3/г).
Элементарная ячейка гидрата газа состоит из определенного количества молекул воды и газа. Молярное соотношение воды и газа зависит от размера молекул газа - гидратообразователя. В зависимости от характеристики исходного газа один объем воды в гидратном состоянии связывает от 70 до 300 объемов газа [1].
Процесс образования гидрата определяется составом газа, состоянием воды, внешним давлением и температурой. Для заданной температуры повышение давления (выше значений равновесной кривой системы) сопровождается соединением молекул газа с молекулами воды и образованием гидрата. Обратное понижение Р (или повышение Т при неизменном Р) сопровождается разложением гидрата на газ и воду.
На рисунке 3.1 приведены равновесные кривые гидратообразования отдельных углеводородных компонентов и природных смесей с относительной плотностью 0,60,8 по воздуху.
Плотность гидратов отдельных газов изменяется в довольно широких пределах: от 0,8 до 1,8 г/см3. Природные газы образуют гидраты с плотностью в диапазоне 0,91,1 г/см3.
Процесс образования гидратов происходит с выделением тепла от 14 до 134 кДж/моль (418 кДж/кг) при t > 0°С. При t < 0°С теплота гидратообразования составляет 1630 кДж/моль.
Гидраты газов, полученные из пресной воды, обладают в 1015 раз более высокой электропроводностью, чем у льда. Гидраты растворов солей с минерализацией 10 г/л имеют в 34 раза ниже электропроводность, чем исходный раствор.
|
Рисунок 3.1 - Равновесные кривые гидратообразования газов (по Ю.Ф. Макагону)
|
Кристаллогидраты характеризуются высокой механической прочностью, упругостью и низкой проницаемостью. Установлено, что скорость прохождения сейсмоволн через пористую среду, насыщенную газогидратом, на 60100 % выше, чем через аналогичную, не насыщенную гидратом. Формирование газогидратных залежей (ГГЗ) может происходить из недонасыщенных газом пластовых вод. Оказалось, что для формирования и сохранения ГГЗ не обязательны литологические покрышки.
Авторами работ [4,5,37,38] утверждается, что ГГЗ может контактировать с пластовой подошвенной или крыльевой водой, со свободной газовой, газоконденсатной или нефтяной залежью, сверху – со свободной газовой залежью или газонепроницаемыми пластами. ГГЗ приурочены к охлажденным разрезам осадочного чехла земной коры. В пределах материков ГГЗ приурочены к районам распространения многолетнемерзлых пород. На материках глубина залегания таких залежей составляет 7001500 м. Считается, что в экваториальных частях северных морей (с температурой воды около 0°С на глубине) режим гидратообразования благоприятен на глубинах 150500 м. На глубинах около 1 км (даже на экваторе) температура не превышает 5°С, а на глубине 2 км составляет 13°С.
В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции газогидратные залежи выявлены в арктических районах в отложениях, характеризующихся наличием многолетнемёрзлых пород.
Гидраты образуются в подъемных трубах скважин, наземном оборудовании и осложняют их эксплуатацию. Благоприятным условием для их образования является высокая газонасыщенность жидких фаз при достаточном для данных условий водосодержании в системе, т.е. при эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей. Интенсивнее они протекают в зонах развития мерзлых пород. В скважинах гидраты образуют пробки, в состав которых входят парафины, окислы, минеральные компоненты пород - коллекторов.