Концепциях неорганического происхождения нефти и газа

Гипотезы неорганического происхождения нефти и газа появи­лись в начале XIX в. (Гумбольдт и др.). Позднее М. Вертело (1866 г.), А. Биассон (1866 г.), С. Клоэц (1878 г.) предложили свои гипотезы, разработанные на основе проведенных лабораторных исследований по неорганическому синтезу углеводородов.

Д.И. Менделеев в книге "Основы химии", опубликованной в 1877 г., сформулировал ставшую широко известной "карбидную гипотезу". Согласно этой гипотезе по трещинам в земной коре в глубинные недра проникает атмосферная вода, которая вступает в реакцию с карбидом железа и, взаимодействуя с углеродом, образует предельные и непре­дельные углеводороды. Эти углеводороды также по трещинам, разви­тым вдоль горных сооружений, поднимаются в осадочную толщу и скапливаются в виде залежей нефти. Свои предположения Д.И. Мен­делеев подкрепил, получив жидкую углеводородную смесь при обра­ботке марганцовистого чугуна, (с 8 %-ным содержанием углерода) соляной кислотой.

Позже предлагались и другие варианты глубинного происхождения нефти и газа.

Иное направление представлений о неорганическом происхождении нефти и газа развивалось В.Д. Соколовым (1889 г.), который на ос­новании установленного им присутствия углеводородных газов и угле­рода в хвостах комет и водорода в космическом пространстве вы­сказал идею о формировании углеводородов в глубинных недрах Земли еще во время ее образования.

Наиболее последовательно эту гипотезу разрабатывал П.Н. Кропот­кин, по мнению которого углеводороды поступают в осадочную толщу литосферы в результате дегазации мантии. По современным представ­лениям земная кора и верхняя мантия подразделяются на две геосферы: верхнюю - оксисферу (глубиной до нескольких километров) и ниж­нюю - редуктосферу (глубиной до 150 км), характеризующуюся вос­становительной обстановкой во флюидно-газовой фазе, которая содер­жит много водорода, метана и других углеводородов, а также Н₂О, СО и H₂S. значительное количество азота и гелия. Прорыв этих газов по разломам в верхние слои, где они задерживаются в ловушках, глав­ным образом среди осадочных пород, может быть источником местоскопления газа, конденсата и нефти (П.Н. Кропоткин, 1985 г.).

Иных представлений о механизме образования скоплений угле­водородов придерживался Н.А. Кудрявцев. По его мнению, содержавщиеся в пылевом облаке углеводороды при формировании планеты Земля под действием температур в несколько тысяч градусов рас­падались на углеводородные радикалы и водород. Поднимаясь в верх­ние части литосферы уже при относительно невысоких температурах, эти радикалы и водород соединялись, образуя скопления нефти и газа.

Даже из очень краткого рассмотрения различных гипотез проис­хождения нефти и газа видно, насколько сложна эта проблема.

В лабораторных условиях сейчас получают углеводороды синтезом как неорганических, так и органических соединений. То же происходит в природных условиях. Однако совершенно очевидно, что на данной стадии изученности проблемы генезиса нефти и газа наиболее убедитель­ной и подкрепленной фактическим геологическим и физико-химическим материалом является биогенная теория происхождения углеводородов, хотя целый ряд вопросов еще требует дальнейшего углубленного ис­следования.

Теория биогенного происхождения нефти и газа многие десяти­летия служит научной основой поисково-разведочных работ. Отдельные ее положения, в частности о внешних и внутренних источниках образо­вания углеводородов, о формировании и разрушении залежей, исполь­зуются при развитии научных основ разработки нефтяных и газовых местоскоплений.

Билет № 20

Естественные режимы работы пластов. Их эффективность по конечному коэффициенту нефтеизвлечения.

ВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ

При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих регулярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или дождевых вод или -за счет непрерывной закачки воды через систему негнетательных скважин.

Условие существования водонапорного режима : Рпл>Рнас

где Рпл —среднее пластовое давление, Рнас —давление насыщения.

При этом условии свободного газа в пласте нет и фильтруется только нефть или нефть с водой. Проницаемый пластобеспечивает гидродинамическую связь области отбора нефти с областью питания, которой может служить естественный водоем — русло реки. В результате процессов складкообразования пористый и проницаемый пласты могут получить выход на дневную поверхность в районе, например, речного русла , из которого происходит непрерывная подпитка пласта водой при отборе нефти через скважины . Пласт-коллектор должен иметь достаточную проницаемость на всем протяжении от залежи до мест поглощения поверхностных вод.Это и обусловливает активность законтурной воды.

Как правило, пластовое давление в подобных залежах равно гидростатическому давлению столба воды высотой, равной глубине залегания пласта. Причем давление после некоторого снижения в начальной стадии разработки остается в дальнейшем практически постоянным при установленных темпах отбора жидкости (2—8 % от извлекаемых запасов в год).

При водонапорном режиме извлечение нефти сопровождаетсяее замещением законтурной или нагнетаемой водой, что объясняет достаточно стабильные во времени дебиты скважин, пластовое давление и газовый фактор. Стабильность газового фактора обусловлено еще и тем, что при рпл>рнас выделения газа в пласте не происходит, поэтому с каждой тонной нефти добывают только то количество газа, которое было в ней растворено при пластовых условиях / Обводнение скважин происходит относительно быстро. Однако при сильной слоистой неоднородности пласта обводнение скважин может растягиваться во времени, так как по хорошо проницаемым прослоям пластовая вода быстро достигает забоев скважин, а по плохо проницаемым — медленно. При водонапорном режиме происходит достаточно эффективной Апеснение нефти и достигаются наиболее высокие коэффициенты нефтеотдачи.

В отличие от естественного водонапорного режима при искусственном непрерывный напор воды, вытесняющей нефть, создают ее нагнетанием с поверхности через систему нагнетательных скважин. В таком случае пласт-коллектор не обязательно должен иметь выход на дневную поверхность для получения непрерывного питания.

При водонапорном режиме количество отобранной жидкости из залежи (нефть, вода) всегда равно количеству вторгшейся в залежь законтурной воды в пластовых термодинамических условиях.

Перераспределение давления в пласте, которое происходит при изменении отборов жидкости из скважин, должно при этом режиме происходить быстро (теоретически мгновенно), поэтому этот режим еще называют жестким. Депрессионная воронка вокруг скважины устанавливается также мгновенно. Этот режим теоретически изучен наиболее полно. В настоящее время более 80 % всей добываемой нефти получается из месторождений, разрабатываемых в условиях водонапорного режима (главным образом искусственного).

УПРУГИЙ РЕЖИМ

При этом режиме вытеснение нефти происходит под действием упругого расширения самой нефти, окружающей нефтяную залежь воды и скелета пласта. Обязательным условием существования этого режима (как и водонапорного) является превышение пластового давления над давлением насыщения (рпл>рнас). Пласт должен быть замкнутым, но достаточно большим, чтобы его упругой энергии хватило для извлечения основных запасов нефти.Объемный коэффициент упругости среды определяется как доля первоначального объема этой среды, на которую изменяется этот объем при изменении давления на единицу.

Поскольку отрицательному приращению давления соответствует положительное приращение объема, то впереди ставится знак минус.

Твердый скелет пористого пласта при изменении внутреннего давления деформируется вследствие изменения объема самих частиц оседания кровли пласта при уменьшении внутри-порового давления, что приводит к уменьшению пористости и к дополнительному вытеснению жидкости. Из экспериментальных данных известно:

для воды

Обычно для оценки сжимаемости пласта пользуются приведенным коэффициентом сжимаемости, который называют коэффициентом упругости пласта. Это усредненный коэффициент-объемной сжимаемости некоторой фиктивной среды, имеющей объем, равный объему реального пласта с насыщающими его жидкостями, совокупное упругое приращение которых равно-упругому приращению объема фиктивной среды.

Согласно определению можно найти упругие приращения

объемов воды, нефти и породы для единичного элемента объема пласта

Это и будет наиболее общее выражение для приведенного объемного коэффициента упругости пластовой системы.

При экспериментальном определении рп часто упругую деформацию породы относят не к истинному объему твердого скелета, а ко всему видимому объему породы V. При этом в (11.46) множитель (1—т)=\. Кроме того, полагая, что ав=0, а ан=аж=1, т. е. что все поры заполнены однородной жидкостью с коэффициентом Р=рж, получим

Р=/прж+Рп.

В таком видеэта формула и встречается в литературе.

Упругий режим, относящийся к режиму истощения, существенно неустановившийся. Давление в пласте по мере отбора жидкости падает. Для него характерны непрерывно разрастающаяся вокруг скважины воронка депрессии, систематическое падение дебита во времени при сохранении постоянства депрессии или систематическое увеличение депрессии во времени при сохранении дебита. Однако во всех случаях при упругом режиме газовый фактор должен оставаться постоянным по тем же причинам, что и при водонапорном режиме. Темп падения среднего пластового давления может быть различным в зависимости от общего запаса упругой энергии в пласте (от размеров окружающего залежь водного бассейна).

РЕЖИМ ГАЗОВОЙ ШАПКИ

Этот режим проявляется в таких геологических условиях,.

при которых источником пластовой энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке. Для этого необходимо, чтобы залежь была изолирована по периферии непроницаемыми породами или тектоническими нарушениями. Законтурная вода, если она имеется, не должна быть активной. Нефтяная залежь должна находиться в контакте с газовой шапкой. При таких условиях начальное пластовое давление будет равно давлению насыщения, так как дренирование залежи происходит при непрерывном расширении газовой шапки и нефть постоянно находится в контакте с газом.

Темп изменения среднего пластового давления при разработке такой залежи может быть различным в зависимости от темпов разработки и от соотношения объемов газовой шапки и нефтенасыщенной части залежи.

Таким образом, разработка месторождения при режиме газовой шапки неизбежно сопровождается падением пластового давления со всеми вытекающими из этого последствиями

(уменьшение дебитов, сокращение периода фонтанирования, переход нефтяных скважин на газ и др.). В реальных условиях разработка такого месторождения может быть осуществлена в условиях смешанного режима с помощью искусственного поддержания пластового давления закачкой воды в законтурную область или закачкой газа в газовую шапку. Конечная нефтеотдача в условиях режима газовой шапки не достигает тех величин, что при режимах вытеснения нефти водой, и не превышает по приблизительным оценкам 0,4—0,5.

Для этого режима характерен закономерный рост газового фактора и переход скважин на добычу чистого газа по мере выработки запасов нефти и расширения газовой шапки. Режим газовой шапки в общем имеет подчиненное значение и сравнительно небольшое распространение. Продукция скважин, как правило, безводная.

Поиск по сайту: