Под геологической неоднородностью изучаемого объекта разработки следует понимать всякую изменчивость характера и степени литолого-физических свойств слагающих его пород по площади и разрезу.
42.
Макроненоднородность коллектора. Макронеоднородность изучаемого объекта характеризуется в разрезе чередованием пород коллекторов с практически непроницаемыми породами. На границе этих пород основные параметры продуктивных пластов будут изменяться резко и скачкообразно.
43.
Микронеоднородность отражает структурные, текстурные и другие особенности строения выделенной для изучения «однородной» породы. Коллекторские свойства в этом случае изменяются более плавно и непрерывно.
Поскольку месторождения в основном многопластовые и, как правило, единый эксплуатационный объект содержит значительное число пластов и пропластков, скоррелированных по площади, то геологическую неоднородность целесообразно изучать по разрезу и по площади. Изучение неоднородности этих видов позволит не только охарактеризовать изменчивость величин параметров по объему, влияющих на распределение запасов нефти в недрах и их выработку, но и увязать эту изменчивость с условиями осадконакопления и последующими геологическими процессами.
Кроме того, при изучении геологической неоднородности весьма важно выделить генетически однородные (с точки зрения геологической истории) объекты исследования. Так как на начальных этапах исследования залежи мы не имеем достаточной информации о распределении литолого-физических свойств по резервуару коллектора для предварительных оценочных расчетов реальный пласт заменяется его моделью.
44.
Детерминированные модели пласта. Модель пласта – это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения.
Модели пластов с известной степенью условности подразделяют на детерминированные и вероятностно-статистические.
Детерминированные модели — это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов. Другими словами, детерминированная модель при все более детальном учете особенностей пласта должна стать похожей на “фотографию” пласта. Практическое применение детерминированных моделей пластов стало возможным благодаря широкому развитию быстродействующей вычислительной техники и соответствующих математических методов. При расчете данных процессов. разработки нефтяного месторождения с использованием детерминированной модели всю площадь пласта или его объем разбивают на определенное число ячеек, в зависимости от заданной точности расчета, сложности процесса разработки и мощности ЭВМ. Каждой ячейке придают те свойства, которые присущи пласту в области, соответствующей ее положению.
45.
Вероятностно-статистические модели не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный. К числу наиболее известных и чаще всего используемых в теории и практике разработки нефтяных месторождений вероятностно-статистических моделей пластов относятся следующие.
Модель однородного пласта. В этой модели основные параметры реального пласта (пористость, проницаемость), изменяющиеся от точки к точке, осредняют. Часто, используя модель такого пласта, принимают гипотезу и о его изотропности, т.е. равенстве проницаемостей в любом направлении, исходящем рассматриваемой точки пласта. Модель зонально-неоднородного пласта, свойства которого не изменяются по толщине, а на его площади выделяются зоны прямоугольной или квадратной формы с различными свойствами. Каждую зону можно рассматривать как элементарный однородный объем пласта (сторона квадрата) размером больше или равным расстоянию между соседними скважинами.
Модель слоисто-неоднородного пласта представляет собой пласт, в пределах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой, характеризующиеся различными свойствами. По площади распространения свойства каждого слоя остаются неизменными. Сумма всех слоев равна общей нефтенасыщенной толщине пласта, т. е. 
, где n –число слоев.
Модель зонально-неоднородноrо и слоисто-неоднородноrо пласта объединяет характеристики предыдущих двух моделей. Модель пласта с двойной пористостью представляет собой пласт, сложенный породами с первичной (гранулярной) и вторичной (трещиноватой) пористостью. По первичной пористости определяют запасы углеводородов в пласте. Модель зонально-неоднородного и слоисто- неоднородного пласта с двойной пористостью объединяет характеристики двух предыдущих моделей и наиболее полно отражает особенности реальных продуктивных пластов. На основе этой модели трудно определять показатели процесса разработки месторождения.
46.
Тема 2. УГЛЕВОДОРОДНОЕ СОДЕРЖИМОЕ КОЛЛЕКТОРОВ.
НЕФТЬ И ГАЗ; ИХ СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
Виды залежей углеводородов. в зависимости от условий залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на:
1) чистогазовые;
2) газоконденсатные;
3) газонефтяные (с большой газовой шапкой и нефтяной оторочкой);
4) нефтяные (с различным содержанием попутного газа);
5) газогидратные (залежи твердых углеводородов).
1.
Особенности газоконденсатных месторождений. Резко очерченных границ, разделяющих месторождения на отдельные типы, не существует.
В газонефтепромысловой литературе США залежи углеводородов по величине газоконденсатного фактора, плотности и цвету извлекаемых жидких углеводородов иногда условно подразделяют на газовые, газоконденсатные или газонефтяные. Газоконденсатный фактор определяется как отношение количества газа в м3, приходящееся на 1 м3 получаемой жидкой продукции — конденсата. К газоконденсатным относят залежи, из которых добывают слабоокрашенные или бесцветные углеводородные жидкости с плотностью 740 – 780 кг/м3 с газоконденсатным фактором от 900 до 1100 м3/м3.
Газоконденсатный фактор жирных газов (богатых тяжелыми фракциями) составляет 10 000—18 000 м3/м3, а плотность конденсата — меньше 740 кг/м3.
Следует отметить, что в 1 м3 нефти содержание растворенного газа может достигать до 1000 м3 и даже более. С этой точки зрения между нефтегазовыми и газоконденсатными месторождениями не существует строгой границы раздела. Поэтому нефтью принято называть все углеводороды, которые в пластовых условиях находятся в жидком состоянии. Для более обоснованного подразделения залежей углеводородов на газовые, газоконденсатные или газонефтяные пользуются характеристиками фазовых превращений, протекающих по-разному в зависимости от состава углеводородов и условий в залежи.
2.
Углеводородный состав нефтей. По элементарному составу многие нефти более чем на 99% состоят из углерода и водорода. В небольших количествах в нефти содержатся кислород, азот, сера и в очень малых количествах хлор, йод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний, а иногда радий.
Наиболее широко в нефти представлены углеводороды метанового или парафинового ряда общего состава СnН2n+2 и полиметиленовые углеводороды или нафтены (СnН2n). Кроме парафинов и нафтенов, одна из постоянных составных частей нефти — ароматические углеводороды, но они весьма редко бывают главной ее составной частью. Большой интерес для промысловой практики представляют некоторые другие классы органических соединений, на присутствие которых указывает содержание в нефти кислорода, азота, серы и других элементов. Количество этих соединений (нафтеновые кислоты, асфальтены, смолы и т. д.) в составе природных нефтей незначительно. Но кислород и серосодержащие вещества существенно влияют на свойства поверхностей раздела в пласте, на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве и, следовательно, на закономерности движения жидкостей и газов. Это обусловливается сравнительно высокой поверхностной активностью большинства кислород- и серосодержащих соединений нефти, так как в результате адсорбции на поверхности поровых каналов и других поверхностях раздела изменяются их свойства. С этими веществами также тесно связаны процессы, имеющие важное промысловое значение — образование и разрушение нефтеводяных эмульсий, выделение из нефти и отложение парафина в эксплуатационных трубах и в поровых каналах пласта.
3.
Парафины. Очищенный парафин представляет собой бесцветную или белую кристаллическую массу, не растворимую в воде. Хорошо растворяется парафин в эфире, хлороформе, бензоле, минеральных маслах.
Плотность чистого парафина колеблется от 907 до 915 кг/м3 при 15° С. Температура плавления парафина ввиду неоднородности его химического состава находится в пределах 40—60° С.
Состав и природа нефтяного парафина очень сложны. Установлено, что он состоит из двух групп твердых углеводородов, резко отличающихся друг от друга по свойствам, — парафинов и церезинов.
4. Парафинами называют углеводороды состава С17 — С35, имеющие температуру плавления 27—71° С. Нефтяные церезины имеют более высокую относительную молекулярную массу (состав их С3б—С5б), а температура плавления их 65—88° С. При одной и той же температуре плавления церезины по сравнению с парафинами имеют более высокую плотность и вязкость.
Кислородные соединения нефти. Кислород содержится в смолистых и кислых веществах нефти (нафтеновые и жирные кислоты, фенолы).
Нафтеновые кислоты представляют собой производные полиметиленовых углеводородов, содержащие карбоксильную группу с общей эмпирической формулой СnН2n+202. Нафтеновые кислоты — либо жидкие, либо кристаллические вещества, мало растворимые в воде, имеющие высокую плотность. Нафтеновые кислоты содержатся во всех нефтях, но содержание их незначительно — от сотых долей процента до 2%.
Содержание фенолов, жирных кислот и их производных в нефти не превышает 4—10% от содержания нафтеновых кислот, но состав их очень разнообразен. Так, например, в ряде нефтей были найдены жирные кислоты от муравьиной до высших (уксусная, пальмитиновая, стеариновая и др.).
5.
Сернистые соединения нефти. Нефти Российской федерации содержат от долей процента до 5—6% серы. Она присутствует в нефтях и в свободном состоянии и в виде сероводорода, но в основном входит в состав различных сернистых соединений и смолистых веществ.
Из органических сернистых соединений в нефти найдены меркаптаны, сульфиды, дисульфиды и др. Сернистые соединения — вредные примеси нефти.
6.
Асфальто-смолистые вещества - высокомолекулярные органические соединения, в состав которых входят углерод, водород, кислород, сера и азот.
Основная масса асфальто-смолистых веществ состоит из большого числа нейтральных соединений неизвестного строения и непостоянного состава. Различные составляющие асфальто-смолистых веществ отличаются по физическим свойствам, например, растворимостью в углеводородах. На этой основе асфальто-смолистые вещества делятся на:
1) нейтральные смолы, растворимые в легком бензине (петролейном эфире);
2) асфальтены, не растворимые в петролейном эфире, но растворимые в бензоле;
3) асфальтогеновые кислоты и их ангидриды — вещества кислого характера, не растворимые в петролейном эфире, но растворимые в бензоле. Большая часть асфальто-смолистых веществ нефти представлена нейтральными смолами, которые в чистом виде — жидкие или полужидкие вещества от темно-желтого до коричневого цвета плотностью 1000—1070 кг/м3. Темная окраска нефти обусловлена в основном присутствием в ней нейтральных смол.
К особенностям нейтральных смол относится их способность превращаться в асфальтены. Асфальтены по химическим свойствам близки к смолам и являются также нейтральными веществами. Они представляют собой кислородные полициклические соединения, содержащие, кроме углерода и водорода, также серу и азот. Асфальтогеновые кислоты — смолистые вещества кислого характера. В их состав входят углерод, водород, кислород и сера (до 3%). Содержатся они в нефти в небольших количествах. По внешнему виду асфальтогеновые кислоты — вязкие смолообразные вещества темного цвета плотностью больше единицы.
7.
Классификация нефтей. В зависимости от содержания легких, тяжелых и твердых углеводородов, а также различных примесей нефти делятся на классы и подклассы. По количеству серы нефти делятся на три класса: малосернистые (при содержании серы не более 0,5%), сернистые (при содержании серы более 0,5% – 2%) и высокосернистые (более 2%).
По содержанию смол нефти подразделяются на подклассы: малосмолистые (содержание смол ниже 18%), смолистые (от 18 до 35%) и высокосмолистые (выше 35%).
По содержанию парафина (точнее, по застыванию масляных фракций) нефти делятся на три подкласса: малопарафинистые (1,5% по массе), парафинистые (1,5 – 6%) и высокопарафинистые (более 6%) В промысловой практике нефть считается парафинистой при содержании в ней более 2% парафина.
8.
Физические свойства нефти (перечислить).Плотность; динамическую и кинематическую вязкости; Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей
Реологические характеристики нефти в значительной степени определяются содержанием в ней смол, асфальтенов, твердого парафина, порфиринов. Асфальтены за счет плохой растворимости в углеводородах представляют собой коллоидные системы. Мицеллы асфальтенов стабилизируются смолами; Растворимость газов в нефти; Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором растворённый газ начинает выделяться из нефти при изотермическом её расширении в условиях термодинамического равновесия; Сжимаемость нефти; Объемный коэффициент нефти. С количеством растворённого газа в нефти связана величина объёмного коэффициента (b). Величина которого характеризует соотношение объёма нефти в пластовых условиях и после отделения газа на поверхности при дегазации.
9.
Плотность пластовой и товарной нефти. Плотность нефтей определяют специальными ареометрами, пикнометрами или весами Вестфаля.
10. Обычно плотность сепарированной нефти колеблется в пределах 800–940 кг/м3. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: лёгкие (800–860), средние (860–900) и тяжелые с плотностью 900–940 кг/м3. В пластовых условиях под действием растворенного газа и температуры плотность нефти обычно ниже плотности сепарированной нефти.
Вязкость нефти. важнейшее свойство нефтяных систем, определяющее их текучесть. Величины вязкости учитываются при оценке скорости фильтрации в пласте, при выборе типа вытесняющего агента, при расчете мощности насосов, применяемых при добыче нефти и других показателей.
Вязкость - свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении.