ВІКІСТОРІНКА
Навигация:
Інформатика
Історія
Автоматизація
Адміністрування
Антропологія
Архітектура
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Військова наука
Виробництво
Географія
Геологія
Господарство
Демографія
Екологія
Економіка
Електроніка
Енергетика
Журналістика
Кінематографія
Комп'ютеризація
Креслення
Кулінарія
Культура
Культура
Лінгвістика
Література
Лексикологія
Логіка
Маркетинг
Математика
Медицина
Менеджмент
Металургія
Метрологія
Мистецтво
Музика
Наукознавство
Освіта
Охорона Праці
Підприємництво
Педагогіка
Поліграфія
Право
Приладобудування
Програмування
Психологія
Радіозв'язок
Релігія
Риторика
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Статистика
Технології
Торгівля
Транспорт
Фізіологія
Фізика
Філософія
Фінанси
Фармакологія


НАЯВНОСТІ КОЛЕКТОРІВ НАФТИ І ГАЗУ

НА ГЛИБИНАХ ПОНАД 7000 м

Пошуки нафтових і газових покладів на великих глибинах (6—7 тис. м і більше) — дуже актуальна проблема. Проте можливість зна­ходження на великих глибинах природних резервуарів, в яких можуть фор­муватись поклади вуглеводнів, є питанням дискусійним тому, що під дією геостатичного і тектонічного тиску та температури на великих глибинах колекторні властивості порід можуть значно погіршуватись. Тим не менш буріння надглибоких свердловин засвідчує, що і на таких глибинах існують природні резервуари, з яких під час випробування отримані припливи води і навіть вуглеводневих сполук. Яскравим прикладом цього, як уже зазнача­лося, може бути випробування надглибокої свердловини на Кольському півострові, де отримані припливи води з глибини 8—9 тис. м. Безпосеред­ньо в Карпатах у свердловинах Луги-1 і Шевченкове-1 зафіксовано також проникні інтервали на дуже великих глибинах.

Наявність порід з колекторними властивостями на великих глибинах, на нашу думку, може бути пов'язана з розущільненням гірських порід, що вира­жається у збільшенні відкритої пористості з розкриттям існуючих та виник­ненням нових тріщин у гірських породах під дією високонапірних флюїдів, що існують в осадовій оболонці земної кори, куди вони проникають із різних джерел, тобто під дією надгідростатичних пластових тисків (НГПТ).


Для підтвердження думки про існування розущільнення порід і форму­вання проникних порід на великих глибинах в ІФНТУНГ у різні періоди проводили лабораторні експерименти на установці УІПК-1М (рис. 6.8). Керн аргілітів поміщали між циліндричними зразками пісковиків про­никністю (83,6...84,0)10"3 мкм2, завдовжки 368 і 384 мм, діаметром 2,7 • 10~3 м. Пісковики насичували пластовою водою (мінералізація 0,100 кг/л №С1). Після гідрообтискання (40 МПа) за температури 20 °С у середині системи тиск доводили до 37 МПа. Зроблено п'ять експериментів тривалістю від 4 до 21 доби. У трьох випадках вже через 4 доби в аргілітах під дією тиску рідини, що витискалась із пісковиків, формувались тріщини і в системі розпочиналась вільна фільтрація. У двох випадках були отримані результа­ти, які засвідчили розущільнення аргілітів без ефекту гідророзриву. Так, в аргіліті відкрита пористість збільшилась від 0,40 до 1,60 %, об'ємна маса зменшилась від 2590 до 2550 кг/м3. Експеримент тривав 14 діб. При прове­денні аналогічного експерименту з аргілітами протягом 21 доби відкрита пористість збільшилась від 2,20 до 8,50 %, а об'ємна маса зменшилась від 2610 до 2440 кг/м3. Дані стосовно експерименту наведено в табл. 6.3.

Отже, експерименти показали можливість розущільнення гірських по­рід під тиском рідин, що вторгаються в них.


Проводились також аналогічні експерименти з мергелями. Під час ви­пробування мергелі протягом ЗО діб практично не зазнали змін, незважаю­чи на те, що тиск у системі збільшувався до 85 МПа при гідрообтисканні зразка в 100 МПа. Це показало, що мергелі розущільненню практично не піддаються і тому їх можна вважати породами-покришками.

Наявність чергування товщ порід, що розущільнюються, з товщами по­рід, що розущільнюються дуже слабко або не розущільнюються, можна по­в'язувати з існуванням на великих глибинах умов для утворення колекторів нафти і газу та покришок для них, тобто природних резервуарів, що під дією інших факторів сприятиме формуванню промислових скупчень вуглеводнів.

КЛАСИФІКАЦІЯ КОЛЕКТОРІВ

Спираючись на дані щодо пористості і проникності гірсь­ких порід, всі відомі колектори нафти і газу можна поділити на дві великі групи: міжгранулярні (порові) і тріщинуваті.

Основна їх різниця полягає у тому, що ємнісні і фільтраційні властивос­ті міжгранулярних колекторів (найчастіше пісковиків) визначаються перева­жно структурою порового простору. В тріщинуватих колекторах фільтрація нафти і газу зумовлюється передусім тріщинами. Ємнісні фактори для трі­щинуватих теригенних колекторів ті самі, що і для міжгранулярних колекто­рів — міжзернові пори плюс порожнинні тріщини, а в карбонатних поро­дах — каверни, мікрокарстові пустоти, стилолітові порожнини і тріщини.

Роль самих тріщин у загальній місткості тріщинуватого колектору, як правило, не є основною і лише інколи зростає в зонах дроблення гірських порід диз'юнктивних дислокацій.

Тріщинуваті колектори характеризуються різноманітністю і складністю їх будови, наявністю в них мікротріщин, роль яких є основною у фільтрації флюїдів. Проте не слід змішувати тріщинуваті колектори з порово-тріщи-нуватими, оскільки у тріщинуватому колекторі міжгранулярна пористість майже відсутня і він характеризується лише йому властивими особливо­стями, а в порово-тріщинуватому колекторі певну роль відіграє також зви­чайна пористість порід. Більша частина наявних у тріщинуватих породах пустот, що поєднуються широко розвинутою в них сіткою мікротріщин, визначає тип колектору (рис. 6.9).


Конкретні числові величини об'ємів пустот і паралельних тріщин у по­роді визначають з великими труднощами, і до того ж приблизно, тому що науково обґрунтовану загальну методику визначення цих параметрів ще не розроблено.

До теперішнього часу запропоновано декілька класифікацій колекторів теригенного (уламкового) і карбонатного складу, проте жодна з них не от­римала практичного застосування. Це пояснюється тим, що важко створи­ти універсальну класифікацію колекторів, яка відображала б усі їхні вла­стивості і не лише мала б академічний інтерес, а й задовольняла би запи­там промисловості, надаючи істотну допомогу у пошуках, розвідці і роз­робці нафтових і газових родовищ. У різних опублікованих класифікаціях за основу взято різні ознаки колекторів: в одних розглядають морфологію і генезис порових просторів (І.М. Губкин), в інших — поділ за формою їх порових просторів (ГТ.П. Авдусин і М.А. Цветкова), у третіх — за проник­ністю (А.Р. Алієв, Р.І. Теодорович), далі — за ознаками, що характеризу­ють різні генетичні типи колекторів (Н.Б. Вассоєвич), і нарешті, — за ефек­тивною пористістю і проникністю (А.А. Хаїн) тощо.

Деякі дослідники за умовами фільтрації виділяють два типи колекто­рів — міжгранулярні і тріщинні, а за характером їх ємності — кавернозний, карстовий, змішаний і порово-тріщинний, які, у свою чергу, поділяють за переважним значенням тієї або іншої структури пустот (рис. 6.10).

Наведена класифікація колекторів тріщин може виявитися корисною на практиці, оскільки виділення в розрізі того або іншого типу колектору тріщини сприяє вибору належного методу розвідки і розробки родовища, а


також обліку необхідних параметрів (пористість, коефіцієнти нафтонасиче-ності й нафтовіддачі) для підрахунку запасів нафти і газу.

В існуючих класифікаціях колекторів за їх властивостями відсутні об'єктивні дані стосовно зв'язку цих властивостей з можливою продуктив­ністю свердловин або з умовами розподілу і поширення покладів нафти і газу. Тому потрібне проведення більш широкого дослідження властивостей тріщинних порід на основі комплексних літолого-петрографічних і проми­слових спостережень з метою створення промислової класифікації.

Природні колектори дуже різноманітні за будовою і найчастіше пред­ставлені змішаними типами з переважанням того або іншого основного типу. Характерною межею тріщинуватих порід є розвиток у них мікротрі-щинуватості. В табл. 6.4 наведено стислу схему класифікації продуктивної частини розрізу (родовищ кинзебулатовського типу) за типом тріщину­ватості (за даними досліджень В.К. Громова). В усіх районах поширені пе­реважно дві системи тріщин. Простягання однієї з них, як правило, збіга­ється з простяганням шарів, іншої — з напрямком падіння шарів. Спора­дично з'являються діагональні системи тріщин.

Іншою характеристикою тріщинуватості є густота тріщин, яка тісно пов'язана з літологією порід. Звичайно найбільшим тріщиноутворенням відрізняються кременисті породи, потім глинисті й вапняковисті. В піща­них породах загалом відзначена мінімальна тріщинуватість. Інтенсивність тріщинуватості не залежить від товщини шару, що доведено на великому фактичному матеріалі.

Вивчення тріщин у шліфах показало, що мікротрішини розвинуті тією чи іншою мірою в усіх літологічних типах гірських порід. Якнайменшу кількість тріщин мають пісковики і алевроліти, проте і в них відзначаються відкриті тріщини і тріщини, заповнені різною речовиною.


Розподіл тріщинуватості в розрізі залежить від літологічних різновидів порід, а розподіл максимального тріщиноутворення за площею тісно пов'я­заний з тектонічними явищами, не контрольованими товщиною породи. Є дані, що, незалежно від умов, максимуми тріщинуватості переважно розмі­щуються на склепіннях структур, іноді вони приурочені до вигинів шарів. Водночас на структурах платформного типу максимуми тріщинуватості спорадично поширені також по крилах складок, на структурах геосинклі­нального типу — уздовж осей.

Згідно з викладеною характеристикою тріщинуватих порід, для визна­чення їх пористості (ємності) в процесі підрахунку запасів основну увагу слід надавати вивченню міжзернової пористості. Проте в деяких випадках при з'ясуванні ємності колектору необхідно враховувати і пористість трі­щини, якщо міжзернова, або вторинна, пористість дорівнює першим оди­ницям відсотка, а тріщинна — 1 % і більше.

КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ

1. Що таке породи-колектори?

2. Що таке гранулометричний склад порід-колекторів?

3. Як визначити пористість порід?

4. Що таке первинна і вторинна пористість порід?

5. Чим відрізняються загальна, відкрита і ефективна пористість порід?

6. Що таке проникність порід?

7. Що таке абсолютна, фазова (ефективна) і відносна проникність порід?

8. Що таке тріщинуватість порід?

9. Які існують показники, що характеризують тріщинуватість порід?

 

10. Що таке п'єзопровідність?

11. Що таке гідропровідність порід?

12. Як впливають термодинамічні умови на зміну колекторних
властивостей порід?

13. Що таке незворотне зменшення коефіцієнта пористості осадових
порід?

14. Чи можлива наявність колекторів нафти і газу на великих глибинах
(7000 м і більше) у земній корі?

15. Що таке розущільнення гірських порід?

16. Які фактори впливають на розущільнення гірських порід?

17. Які існують класифікації колекторів?



 


 


 


температур (переважно понад 300 °С) вуглеводневі сполуки поступово роз­кладаються. Найстійкішим термічно є метан.

Невуглеводневі сполуки нафти — це органічні сполуки сірки, кисню, азоту або всі разом узяті.

Сірка в нафті може бути в малих кількостях у вільному стані, у вигляді сірководню, розчиненого в нафті, і в органічних сполуках. Вміст сполук сірки у 10—12 разів перевищує загальний вміст самої сірки. Із сполук сірки відомі меркаптани, сульфіди, дисульфіди та циклічні (тіофани і тіофени).

Меркаптани (тіоспирти, тіоли) — це сполуки, в яких до вуглеводнево­го радикала приєднані групи 8Н. Вони мають дуже неприємний запах і спричинюють корозію металів. Сульфіди (тіоефіри, тіоалкани) мають будо­ву типу К—8—К, де Я — радикал метанового або ароматичного ряду вугле­воднів. Дисульфіди мають будову К—8—8—К. Тіофани і тіофени є цик­лічними сульфідами, де в кільці один атом вуглецю заміщений на атом сір­ки. В цілому сполуки сірки вважаються шкідливими домішками, які зни­жують якість продуктів переробки, призводять до корозії обладнання та от­руєння повітря.

Кисень у нафті утворює кілька груп сполук: нафтові (нафтенові і жир­ні) кислоти, феноли і кетони. Найпоширенішими є нафтенові кислоти — похідні нафтенових вуглеводнів, де один атом водню заміщений на карбо­ксильну групу СООН.

Азотні сполуки найменш вивчені порівняно з іншими сполуками наф­ти. Серед них виділяють нейтральні (аміни, піридини, хіноліни) та основні (індоли, окремі піроли, карбазоли). Серед азотних сполук є група порфіри­нів, які вважають продуктами перетворення хлорофілу рослин і гемогло­біну крові. Вони мають складну будову, куди входять і метали, зокрема ва­надій і нікель. їх присутність у нафті вважають доказом біогенного поход­ження нафти.

Смоли та асфальтени є найскладнішими сполуками нафти, де вугле­водневі радикали пов'язані між собою, а також з сіркою, киснем і азотом. Вміст смолисто-асфальтенових речовин у нафті коливається від 1—2 до 60—70 %. Смоли мають напіврідку консистенцію. Асфальтени є порошко­подібними речовинами і нерозчинні в легких вуглеводнях. Молекулярна маса смол 500—1000, асфальтенів — 1000—6000 г/моль. Густина їх від 1000 до 1140 кг/м3. Смол у нафті завжди значно більше, ніж асфальтенів. Під дією різних факторів (нагрівання, дія світла, сірчаної кислоти) смоли мо­жуть перейти в асфальтени. Смоли й асфальтени визначають колір нафти. Використовують їх для одержання різних бітумів і для технічних цілей.

Газові конденсати мають аналогічний з нафтою склад, тільки в них відсутні асфальтени (як нерозчинні в легких вуглеводнях) і мало смол (як погано розчинні).

Фізичні властивості.Нафта — масляниста речовина від рідкої до густої смолеподібної консистенції. Колір її змінюється від чорного і темно-корич­невого до жовтого та світло-жовтого, іноді з зеленкуватим або синюватим відтінком.

Густина нафти — це її маса в одиниці об'єму. Зручно виражати густи­ну нафти через безрозмірну величину, тобто через відношення густини


нафти до густини води за температури 4 °С. Густину нафти і нафтопро­дуктів визначають за стандартною температурою (20 °С).

Густина нафти залежить від вмісту смолисто-асфальтенових сполук, фракційного складу нафти, молекулярної маси вуглеводнів та будови мо­лекул, що становлять основну частину нафти. У пластах унаслідок розчи­нення газу та підвищеної температури густина нафти на 5—30 % менша за її густину в стандартних умовах. Найбільше впливають на густину смо-листо-асфальтенові сполуки, наявність яких зумовлює її збільшення. На­явність низькокиплячих сполук має зворотну дію і веде до зниження гус­тини нафти.

Абсолютна більшість нафт у стандартних умовах має густину в межах 0,76—0,99 (760—990 кг/м3). Як виняток, є нафти з густиною, що виходить за ці межі.

В'язкість нафти у поверхневих умовах варіює в дуже широких межах — від 1—2МПа-с до кількох сотень, у пластових умовах — від десятих часток до сотень міліпаскаль на секунду. В'язкість нафти залежить від її хімічного складу, температури, тиску та кількості розчиненого газу.

Поверхневий натяг характеризує рідини тільки на межі фаз. Він впли­ває на розподіл нафти, газу і води в поровому просторі порід. На межі нафти з повітрям він становить 17—35, на межі з водою 15—27 мН/м. По­рівняно з водою нафта має менший поверхневий натяг удвічі-втричі.

Молекулярна маса нафти коливається переважно в межах 200—300 і лише іноді може перевищувати 600 г/моль. Нафта характеризується темпе­ратурою початку кипіння, яка становить 60—120 °С, і продовжує кипіти при нагріванні до 300 °С і вище.

Температура застигання нафти становить від -40 до 20—40 °С. Загу­щення нафт може відбуватися внаслідок випаровування легких фракцій.

Теплотворна здатність нафти — 41000—46000 кДж.

Нафта є оптично активною, тобто здатна повертати площину поляри­зації світла здебільшого вправо на 1—2°. Під дією ультрафіолетового про­міння вона світиться в голубих, жовто-бурих і бурих тонах з різною інтен­сивністю. На основі їх люмінесценції існують методи виявлення нафти і бітумів у гірських породах.

Нафта і природний газ є діелектриками. Нафта добре розчиняється в усіх органічних розчинниках і сама є органічним розчинником. Вона легко розчиняє в собі вуглеводневі гази, погано розчиняється у воді і погано роз­чиняє воду. З підвищенням температури розчинність нафти у воді збіль­шується, за температури понад 200 °С різко зростає. У цілому розчинність рідких вуглеводнів у пластових водах коливається від декількох грамів до 1—2 кг в їм3 води. Збільшення мінералізації води зменшує розчинність вуглеводнів.

Класифікація нафт

Нафти за складом дистилятної частини поділяють на п'ять класів: метанову, метанонафтенову, нафтенову, метанонафтеноароматичну і нафтеноароматичну; за вмістом сірки — на малосірчисту (до 0,5 %), сір-


чисту (0,5—2 %) і високосірчисту (понад 2 %); за вмістом фракцій, що ви­кипають до температури 350 °С, — на три типи: Т, (понад 45 %), Т2 (30— 45 %), Т3 (менше 30 %); за вмістом базових масел — на групи: М, (понад

25 %), М2 (20-25 %), М3 (15-20 %) і М4 (менше 15 %); за вмістом твердих
парафінів — на три види: П, (менше 1,5 %), П2 (1,5—6,0 %) і П3 (понад
6 %). На практиці застосовується умовний поділ нафти на легку, середню і
важку з густиною відповідно до 850, 850—950 і понад 950 кг/м3. За вмістом
смол і асфальтенів нафту поділяють на малосмолисту (до 10 %), смолисту
(10—20 %) і високосмолисту (понад 20 %).

© 2013 wikipage.com.ua - Дякуємо за посилання на wikipage.com.ua | Контакти