Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 [ 11 ] 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67

Нормальный

Обратный

Открытый

Поперечный

Рис. 3.5. Другой вид деформаций - сброс

нормальные, обратные, открытые и поперечные, в зависимости от вида смещения (рис. 3.5).

В нормальных и обратных сбросах смещение происходит вверх и вниз, а в случае открытых и поперечных сбросов пласты смещаются в основном в горизонтальном направлении. Сбросы могут быть смещены одновременно и вертикально, и горизонтально.

Другим результатом движения земной коры является уничтожение или частичное предотвращение отложения ряда осадочных пород, которые присутствуют в других местах. Такую глубинную эрозионную поверхность называют несогласное напластование (рис. 3.6). Оно также имеет важное значение, так как может выступать в качестве ловушки.

Движение земной коры - очень важный фактор в геологии нефти, поскольку оно позволяет сформировать структуру (ловушку), которая улавливает нефть и газ. Не забывайте, что нефть или газ продолжает постоянно не-

- Сланец

Несогласное напластование или перерыв в отложении

Угловое несогласие

: Сланец

Рис. 3.6. Несогласное напластование

ремещаться вверх, двигаясь при этом иногда вертикально, иногда горизонтально, пока наконец не оказывается в ловушке, образованной какой-либо деформацией в пласте или слое.

Ловушки делятся на три основных типа - структурные, стратиграфические и комбинированные. В структурных ловушках в породе-коллекторе нефть и/или газ задерживаются вследствие структурных особенностей (складка или сброс). Данные структурные особенности создаются в результате движения земной коры. Стратиграфические ловушки удерживают нефть и/или газ вследствие изменения литологии горной породы, т.е. типа породы или ее пористости. Наконец, комбинированные ловушки включают в себя особенности как структурных, так и стратиграфических ловушек (рис. 3.7).

Таким образом, для накопления залежей нефти и газа необходимы три фактора. Во-первых, нужен источник нефти и газа. Во-вторых, должна быть порода-коллек-

Рис. 3.7. Комбинированная ловушка. Углеводороды накаштива-ются по стуктурному механизму в результате наличия сброса и по стратиграфическому за счет непроницаемого слоя сланцевой породы

гор - пористый пласт, достаточно проницаемый, чтобы ж:идкость могла проходить через него. В-третьих, нужна аовушка или барьер, чтобы жидкость остановилась и стала накапливаться.

Сегрегация нефти и газа и вытеснение нефти из коллектора

Когда нефть попадает в ловушку, она вытесняет оттуда соленую воду, оставшуюся от древнего моря. Нефть всплывает на поверхность соленой воды с той же легкостью, что и на поверхность чистой воды (крупные разливы нефти в море показывают, что это действительно так). Поэтому нефть и газ продолжают перемещаться вверх, оставляя соленую воду в нижней части породы-коллекто-

Рис. 3.8. Газ, нефть и вода в коллекторе стремятся разделиться в соответствии с величиной их плотности

ра (рис. 3.8). Газ еще легче, чем нефть, поэтому он обьгч-но находится в самых верхних частях ловушки. Нефть, а также нефть с растворенным газом располагаются ниже, чем чистый газ. Соленая вода находится под нефтью.

Поскольку вода с растворенной солью тяжелее, чем нефть, она не вытесняется полностью из пространства пор ловушки. Оставшаяся вода, которая называется реликтовой водой, заполняет меньшее пространство пор или образует пленку на поверхности частиц или зерен горной породы. Нефть и газ, таким образом, располагаются в порах, покрытых этой пленкой. Вот почему вода с растворенной солью часто поступает из скважины вместе с нефтью или газом. Когда нефть и газ попадают в ствол скважины, а затем поднимаются к поверности, они увлекают вместе с собой реликтовую воду.

Что же является движущей силой, которая заставляет жидкость из горной породы перемещаться в ствол скважины? Иногда это перепад давления. Жидкости перемещаются из областей с более высоким давлением в области с более низким давлением. Давление в стволе скважины ниже, чем в окружающих слоях горной породы, поэтому нефть, газ и вода текут туда.

Вода также вносит свой вклад в этот процесс. Если в верху коллектора происходит сброс давления, вода начинает снизу подталкивать вышележащие слои нефти и

газа в направлении ствола скважины. Такая ситуация называется водонапорным режимом. Аналогично действует и газонапорный режим. Газ сосуществует с водой и нефтью в коллекторах в двух основных видах - как растворенный газ и как свободный газ. Природный газ остается в растворенном состоянии, если давление достаточно высоко, а температура достаточно низка. Когда нефть выходит на поверхность и давление сбрасывается с помощью разделительного оборудования, газ выделяется из раствора. Свободный газ обычно накапливается в верхней структурной области коллектора, где образует газовую шапку. В случае газонапорного режима ствол скважины пробуривают внутрь слоя нефти. По мере уменьшения количества нефти газ расширяется, сбрасывая давление, и заставляет нефть двигаться в сторону ствола скважины (режимы вытеснения нефти из коллектора более подробно обсуждаются в главе IV).

При эксплуатации скважины предпочтителен газ в растворенном состоянии. До тех пор пока в коллекторе имеется свободный газ в виде газовой шапки, нефть в коллекторе остается насыщенной растворенным газом. Наличие растворенного газа понижает вязкость (или текучесть) нефти и облегчает ее поступление к стволу зкважины.

Классы нефти

Один из основных способов классификации нефти - это классификация согласно плотности по APL Плотность по API - это величина, которую определяют по формуле, предложенной Американским институтом нефти (American Petroleum Institute, API). Основными факторами, от которых зависит плотность сырой нефти, являются, по-ввдимому, температура и давление ее образования. В большей части осадочных бассейнов нефть становится легче (следовательно, плотность по API повышается) с увеличением глубины. Более старые, глубже залегающие горные породы обычно характеризуются высокими вели-

чинами плотности по API, а более молодые, неглубоко залегающие пласты - низкими. Эти величины имеют важное значение для оценки возможностей продажи конкретного класса нефти.

Другим важным пунктом классификации нефти и газа, поступающих в продажу, является количество примесей в них. Примеси присутствуют как отдельные свободные молекулы или как атомы, присоединенные к более крупным молекулам углеводородов. Наиболее широко распространенная примесь, сопутствующая сырой нефти и газу, - это сера. Сера является сильно коррозионно-аг-рессивной примесью, которую необходимо специально удалять на нефтеперерабатыващем заводе. Поэтому цена на высокосернистую нефть оказывается ниже, чем на нефть с низким содержанием серы. Кроме того, сера может представлять опасность при бурении скважин, если она присутствует в виде сероводорода - смертельно опасного газа, который может убить человека всего за 10 с.

Образование, перемещение и накопление нефти являются крайне неэффективными процессами. Всего около 2% органического вещества, рассредоточенного в мелкозернистых горных породах, превращается в нефть или газ и только 0,5% собирается в коллекторах, пригодных для промышленной добычи.

Мировой объем рассредоточенных углеводородов примерно в 200 раз превышает их объем в коллекторах. В частности, это вызвано тем, что породы-коллекторы занимают меньше места в земной коре, чем все осадочные породы, вместе взятые. В предполагаемых областях нефтеносных бассейнов соотношение составляет от 10: 1 до 100: 1.

Наконец, для того чтобы коллектор стал продуктивным, должны быть несколько условий:

• присутствие ловушки, чтобы преграждать путь нефти и газу;

• достаточные толщина и протяженность коллектора и достаточный объем пор для накопления значительного объема углеводородов;