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-коллектора (рис. 3.8). Газ еще легче, чем нефть, поэтому он обычно находится в самых верхних частях ловушки. Нефть, а также нефть с растворенным газом располагаются ниже, чем чистый газ. Соленая вода находится под нефтью.
Рис. 3.8. Газ, нефть и вода в коллекторе стремятся разделиться в соответствии с величиной их плотности
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 поверхности, 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 скважины.
Классы нефти
Один из основных способов классификации нефти — это классификация согласно плотности по API. 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-видимому, 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 величинами 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-агрессивной 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 10с.
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;
• возможность выхода жидкости и газа из коллектора с достаточной скоростью, после того как он будет открыт для добычи;
• самое важное: количество нефти и газа должно быть достаточным для обеспечения коммерческой эффективности всего предприятия.
Если эти условия выполняются, можно приступать к разработке месторождения.
Глава IV
РАЗРАБОТКА
Мы узнали, как формируется коллектор нефти, имеющий коммерческую ценность. Теперь рассмотрим, что необходимо предпринять на поверхности, если компания планирует пробурить скважину, чтобы испытать, а затем разрабатывать пласт. Работа начинается в отделе по освоению участка.