Содержание

1. Закономерности и изменения свойств нефти и газа в залежах и месторождениях.

2. Давление и температура  в залежах. Список литературы

3

7

1

1. Закономерности и изменения свойств нефти и газа в залежах и месторождениях

В процессе разработки большинства залежей нефти и газа свойства до­бываемой продукции в той или иной степени изменяются по мере извлечения запасов. Это происходит как вследствие продвижения к забоям скважин но­вых порций нефти и газа из участков, удаленных от скважин и характери­зующихся иными свойствами этих флюидов, чем в непосредственной бли­зости к добывающим скважинам, так и в результате физико-химических из­менений нефтей и газов, происходящих под влиянием внедряющейся в за­лежи воды и изменения пластовых давления и температуры. Поэтому для обоснованных прогнозов изменений свойств нефти и газа в процессе разра­ботки необходимо иметь четкие представления: а) о закономерностях изме­нения свойств нефти и газа по объему залежи до начала разработки; б) о процессах физико-химического взаимодействия нефтей и газов с водами, поступающими в продуктивный пласт (особенно с закачиваемыми водами иного состава, чем пластовая вода); в) о направлениях перемещения флюи­дов в продуктивном пласте в результате эксплуатации скважин; г) об изме­нениях пластовых давления и температуры в течение периода разработки залежи.[1]

Закономерности   изменения  свойств  нефти  и  газа по объему залежи. Полное единообразие свойств нефти и растворенного в ней газа в преде­лах одной залежи — довольно редкое явление. Для нефтяных залежей обычно изменения свойств достаточно закономерны и проявляются прежде всего в увеличении плотности, в том числе оптической плотности, вязкости, содержания асфальто-смолистых веществ, парафина и серы по мере возра­стания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве в мощных пластах. Фактическое изменение плотности в пределах большинства залежей обычно не превышает 0,05-0,07 г/см3. Однако очень часто градиент нарастания плотности и ее абсолютные значения резко воз­растают в непосредственной близости к водонефтяному контакту (ВНК, рис. 1,1, 2), где могут встречаться полутвердые асфальты и твердые битумы. Иногда эти малоподвижные нефтяные вещества образуют монолитный слой в подошве залежи, который полностью или частично запечатывает залежь, изолируя ее от законтурной водоносной зоны. Нередко плотность нефти выше изолирующего слоя практически постоянна (рис. 1,3). В залежах «от­крытого» типа, приуроченных к пластам, выходящим на дневную поверхность, и запечатанных с головы асфальто-кировыми породами, плотность нефти с увеличением глубины уменьшается, достигает минимума, а затем увеличи­вается по мере приближения к ВНК (рис. 1,4).

Рис. 1. Принципиальная схема изменения плотности нефти по объему залежей (по  А. А. Карцеву)

Описанные закономерности наиболее характерны для высоких залежей месторождений складчатых об­ластей. Основной причиной их образования является гравитационная диффе­ренциация (расслоение) нефтей по плотности внутри залежи, подобно рас­слоению газа, нефти и воды в пределах пласта. Существенное изменение свойств нефтей в зоне ВНК и в верхних частях нефтяных залежей откры­того типа связано с окислительными процессами.

Для залежей платформенных областей с невысоким этажом нефтеносно­сти и обширной зоной ВНК гравитационное расслоение проявляется гораздо слабее и основное влияние па изменение свойств нефтей оказывают окисли­тельные процессы в зоне, подстилаемой подошвенной водой. ............