Термобарические условия в недрах земной коры

Давление в пласте до начала его разработки (начальное пластовое давление) зависит от глубины залегания пласта и приближенно может быть определено по формуле

Р_пл.нач = Нrg, (3)

где Р_пл.нач - начальное пластовое давление, Па; Н - глубина залегания пласта, м; r - плотность жидкости, кг/м²; g - ускорение свободного падения тела, м/с².

Пластовое давление обычно не совпадает с расчетным (3), так как определяется не только с учетом условий притока жидкости в пласт и отбора ее. Это объясняется рядом причин: силой тяжести вышележащих горных пород (горным давлением), тектоническими силами, температурой, химическими процессами. Наиболее точно пластовое давление определяется при помощи спускаемых в скважину манометров. При известной плотности жидкости или газа, заполняющих скважину, пластовое давление с достаточной для практических целей точностью определяется расчетным путем:

Р_пл = Нrg + p_у (4)

где Р_пл и p_у – давление в пласте и на устье скважины, Па.

Такая скважина при открытом устье изливается.

При недохождении уровня жидкости в скважине до устья, пластовое давление составит

Р_пл = Н₁rg (5)

где Н₁ – высота столба жидкости в скважине, м.

Определенное в какой-либо точке пласта пластовое давление характерно для пласта в целом только при пологом его залегании. Когда углы падения крыльев пласта значительные, пластовое давление на этих участках будет большим, а в замковой части – меньшим. Для удобства давление в пласте относят к какой-нибудь одной плоскости, например, к уровню моря или к условной плоскости – первоначальному водонефтяному контакту в пласте. Пластовое давление, отнесенное к условной плоскости, называется приведенным пластовым давлением.

Представляет интерес динамика тепловых полей земной коре. Влияние теплового излучения Солнца сказывается до весьма незначительных глубин. Граница раздела влияния внешнего и внутреннего тепловых полей Земли является слой с постоянной отрицательной или положительной температурой. Ниже слоя с постоянной температурой температура в земной коре закономерно возрастает с глубиной. Расстояние по вертикали (в м) в земной коре (ниже зоны постоянной температуры), на котором температура горных пород повышается на 1°С, называется геотермической ступенью. Установлено, что значение геотермической ступени колеблется в верхних слоях земной коры в пределах 11-120 м, среднее ее значение составляет около 33 м. Для характеристики изменения температуры с глубиной иногда пользуются геотермическим градиентом - приростом температуры в °С горных пород на каждые 100 м углубления от зоны постоянной температуры. В среднем геотермический градиент равен 3° С.

Происхождение нефти и газа

В недрах земной коры под влиянием давления, температуры и других факторов нефть и газ переходят из одного физического состояния в другое. В результате таких преобразований появляются новые продукты, отличающиеся качественно от ранее существовавшего вещества. Нефть и газ способны перемещаться из материнских пород, где они образовались, в другие породы. Все это очень осложняет исследования вопросов происхождения нефти.

В настоящее время существует две основных гипотезы происхождения нефти и природного газа.

Основные положения гипотезы неорганического происхождения нефти и природного газа были сформулированы в 1877 г. Д. И. Менделеевым, предполагавшим, что углеводороды могут образоваться в недрах Земли при действии перегретого водяного пара на карбиды тяжелых металлов в условиях высоких температур и давлений, что приводит к образованию не жидкой нефти, а паров углеводородов, т. е. составных частей нефти и природного газа.

Основоположник гипотезы органического происхождения нефти и природного газа М. В. Ломоносов еще в 1759 г. объяснил происхождение нефти разложением в недрах Земли без доступа кислорода органических остатков животных и растительных организмов под действием высокой температуры и давления. В результате такого разложения органических остатков образуются углеводороды - составная часть нефти и газа. Нефть в виде мельчайших включений пропитывает горную породу, подвергающуюся с течением времени все большему и большему горному давлению в связи с увеличением мощности накапливающихся осадочных пород. Под влиянием горного давления она перемещается в более пористые породы (песчаники, известняки), образуя залежи.

Физические свойства нефти

По химическому составу нефть - сложное соединение углерода и водорода. Такие соединения называются углеводородами. Известно огромное количество различных по своим свойствам углеводородов, отличающихся друг от друга числом атомов углерода и водорода в молекуле и характером их сцепления.

Кроме углерода и водорода, в нефтях содержатся в небольших количествах кислород, азот и сера, в ничтожных количествах в виде следов -хлор, фосфор, йод и другие химические элементы.

В нефтях встречаются следующие группы углеводородов: 1) метановые (парафиновые); 2) нафтеновые и 3) ароматические. Обычно нефти бывают смешанного типа с преобладанием в их составе той или иной группы углеводородов и в зависимости от этого называются парафиновыми нафтеновыми или ароматическими.

Наиболее распространены в природных условиях углеводороды метанового ряда: метан СН₄ этан С₂Н₆, пропан – С₃Н₈ и др. Эти углеводороды называют также предельными или насыщенными, что подчеркивает их небольшую химическую активность, а также плохую способность вступать в соединение с атомами других веществ.

Углеводороды от метана до бутана (C₄H₁₀) включительно при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии. Из них состоит нефтяной газ. Углеводородные соединения, входящие в состав нефти и содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (C₅H₁₂ – C₁₇H₃₆), - жидкие вещества. Углеводороды, с содержащие в молекулах свыше 17 атомов углерода – твердые вещества (парафины и церезины, содержащиеся во всех нефтях).

Физические свойства и качественная характеристика нефтей и нефтяных газов зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или смежных групп. Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти большого количества смолистых и парафиновых соединений делает ее малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующего транспортирования.

Фракционный состав нефтей и их товарные качества определяются путем лабораторной разгонки, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в ее состав, имеет свою определенную точку кипения. Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. Например, у пентана точка кипения равна 36° С, у гексана - 69° С. У тяжелых углеводородов точки кипения более высокие - до 300° С и выше. Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, характеризует фракционный состав нефти.

Плотность. На промысле первичная характеристика нефти определяется по ее плотности (от 760 до 980 кг/м³). Наиболее ценные из них легкие, с плотностью до 880 кг/м³ (содержат больше бензиновых, масляных фракций).

Вязкость. Нефти обладают самой различной вязкостью (внутреннее трение), в несколько раз превышающей вязкость воды. С повышением температуры вязкость любой жидкости (в том числе и нефти) резко уменьшается. Например, при повышении температуры многих бакинских нефтей от 10 до 30° С уменьшается их вязкость в 2 раза. Вязкость нефти в нефтяных пластах всегда меньше, чем на поверхности. С точки зрения добычи нефти это весьма благоприятный фактор, так как чем меньше ее вязкость, тем меньше расход энергии на добычу и перекачку каждой тонны нефти. Во время перекачки вязких нефтей и мазутов их обычно подогревают.

Физические свойства нефти в пластовых условиях (живой) значительно отличаются от свойств дегазированной нефти. Это объясняется влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа.

В условиях пластового давления в нефти всегда растворено определенное количество газа, достигающее иногда 300-400 м³ на 1 м³ нефти. Растворенный газ резко снижает плотность и вязкость нефти и увеличивает ее сжимаемость и объем.

Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после ее дегазации, т. е. при "нормальных" условиях, носит название объемного коэффициента нефти:

b = V_пл /V_нор

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м³ дегазированной нефти. Этот коэффициент всегда больше единицы. У некоторых нефтей он равен 3.

Знание физических характеристик нефти в пластовых условиях необходимо при подсчете запасов нефти и газа, составлении технологических схем разработки нефтяных месторождений, выборе техники и технологии для извлечения нефти из пласта.