Умови залягання покладів вуглеводнів

 

Нафтові і газові поклади розташовуються у верхніх частинах структур, що утворюються пористими породами, перекритими непроникними пластами, у так званих структурних пастках. Природні резервуари нафти і газу за походженням і геометрією можуть бути різними. Проста структурна пастка для вуглеводнів – антиклинальна складка.

Залежно від умов залягання і кількісного співвідношення нафти і газу поклади бувають: 1) газові; 2) газоконденсатні; 3) газонафтові (з газовою шапкою), 4) нафтові (без газової шапки з розчиненим у нафті газом). Нафта, газ і вода розподіляються в покладі відповідно до своїх густин.

Як правило, в продуктивній зоні пласта крім нафти та газу міститься й вода, яка очевидно, залишилася у нафтовій і газовій частинах пластів з часів утворення покладу. Породи нафтових і газових пластів відкладалися у водоймищах і спочатку були змочені й наповнені водою. У процесі накопичення нафта і газ не змогли повністю витіснити воду з пористого середовища. Значною мірою це пояснюється гідрофільністю більшості порід, що складають продуктивні пласти. Вода частково залишається в порах пласта у вигляді якнайтонших плівок, крапельок, а також у субкапілярних порах. Цю капілярно утриману і плівкову воду називають зв'язаною, або похороненою, залишковою, реліктовою і т. д. Зустрічаються поклади із залишком залишкової води від 2 – 3 до 65 – 70 %, у більшості ж випадків вона займає 15 – 25 % об’єму пор породи. Вміст води збільшується з ростом глини залягання порід. Кількість зв'язаної води необхідно знати для оцінки абсолютних запасів нафти, а якість – для правильного вибору води, яку нагнітають при штучному заводнюванні нафтового пласта.

Розділ між нафтою і водою у нафтових родовищах та між газом і водою в газових є перехідною зоною від водної частини пласта до нафтової або газової. Внаслідок капілярного підйому води в порах вміст води по вертикалі поступово змінюється від 100 % у водоносній частині до залишкового водонасичення у верхніх частинах покладу. Потужність цієї перехідної зони може досягати 3 – 5 м і більше.

Так-як пористість і проникність колекторів в межах одного і того ж покладу змінюються в широких межах, вміст зв'язаної води, а також, нафто- і газонасиченість неоднакові на різних ділянках покладу. Водонасиченість і нафтонасиченість порід визначають за результатами аналізу керну з пласта при його розтині, та за геофізичними даними.

Рідини і гази в пластових умовах знаходяться під тиском. Від пластового тиску залежать запас енергії та властивості рідин і газів у пластових умовах. За пластовим тиском, разом з іншими параметрами пласта, визначають запаси газу в покладі, дебіт нафтових і газових свердловин та умови експлуатації покладів.

Початковий пластовий тиск до початку експлуатації залежить від глибини покладу і з певною похибкою може бути визначений за формулою:

 

, (12.1)

 

де Р_{пл..поч.} – початковий пластовий тиск, Па;

10⁴ – перевідний коефіцієнт, Па/м;

Н – глибина залягання пласта, м.

Реальний пластовий тиск дещо відрізняється від прогнозного тиску, визначеного за формулою (12.1). Як правило Р_пл.поч. складає (0,8 – 1,2)10⁴ Н.

У газовому покладі пластовий тиск однаковий по всій площі або змінюється не сильно.

У нафтовому покладі при значних кутах падіння пластів пластовий тиск в різних частинах покладу неоднаковий: на крилах – максимальний, в склепінні – мінімальний (рис. 12.1).

 

 

Рис.12.1. Антиклинальна складка

 

У пластових умовах на реальні тиски в покладі накладаються відповідні зміни тиску по площі, зумовлені зміною глибини залягання пласта. Тому зручніше відносити пластовий тиск у покладі до якоїсь однієї площини. Як правило за таку площину приймають рівень моря або умовну площину первинного положення водо-нафтового контакту. Тиск у пласті, віднесений до цієї умовної площини, називається приведеним.

Якщо пластові тиски у свердловинах 1 і 2 (рис. 12.1) дорівнюють відповідно Р₁ і Р₂, то приведені тиски в них, віднесені до первинного рівня водонафтового контакту, складуть:

 

;; (12.2)

 

де х₁ і х₂ – відстані від вибоїв свердловини до рівня водонафтового контакту;

ρ_р – густина пластової рідини;

g – прискорення вільного падіння.

Зміни пластового тиску реєструються при експлуатації нафтових і газових родовищ. Це дає можливість аналізувати процеси, що відбуваються в пласті. На підставі даних про динаміку зміни пластових тисків розробляються заходи для збільшення ефективності експлуатації родовища.

Із збільшенням глибини залягання пластів підвищується і температура. Відстань по вертикалі, на якій температура гірських порід закономірно підвищується на 1 ⁰С, називається геотермічним ступенем. Середнє значення геотермічного ступеня 33 м. Для різних родовищ він може в невеликих межах змінюватись.

Властивості нафти, води і газу на поверхні сильно відрізняються від їх властивостей в пластових умовах, де вони знаходяться при порівняно високих тисках і температурах. Властивості нафти, води і газів в пластових умовах впливають на закономірності їх руху в пористому середовищі.