|
Углеводороды [нафтиды]
составляют лишь незначительную часть флюидов, содержащихся в
породах-коллекторах, однако для геологов-нефтяников и нефтяной промышленности
открытие месторождений и добыча этой небольшой составляющей пластовых флюидов
имеет первостепенное значение. С экономической точки зрения нефть во всем
мире является самым важным видом углеводородов, представителем нафтидов (petroleum); за ней следует природный газ, а затем
газоконденсатные жидкости.
Твердые и полутвердые нафтиды имеют в целом
подчиненное значение, хотя местами представляют определенную практическую
ценность. Химический состав поступающих из скважин жидких нафтидов, или нефти
(crude oil),
особенно их асфальтово-смолистых компонентов, варьирует в широких пределах;
столь же большим разнообразием отличаются и такие их физические свойства, как
цвет, плотность и вязкость. В большинстве случаев добываемые нефти маслянисты
на ощупь. Они могут быть как непрозрачными, так и полупрозрачными в тонком
слое, а окраска их в отраженном свете меняется от бурой до красноватой и
желтой со слабым зеленоватым оттенком.
Типичные нефти характеризуются консистенцией, средней
между консистенциями молока и сливок. Однако если рассматривать нефти во всем
их многообразии, то их консистенции весьма изменчивы; с одной стороны, мы
имеем бесцветные жидкости, близкие по консистенции к бензину, а с другой -
густые, вязкие черные асфальты. Нефти не смешиваются с водой и, за
исключением очень редких случаев, когда они обладают более высокой, чем вода,
плотностью или сильно загрязнены примесями минеральных веществ, всплывают в
ней. Когда нефть достигает устья скважины, из нее в большинстве случаев
начинают выделяться многочисленные пузырьки растворенного в ней газа, что
связано с падением давления. Нефти растворимы в эфире, ацетоне, сероуглероде,
бензоле, хлороформе и кипящем спирте.
Измерение количества нефти
Количество нефти измеряется в баррелях, тоннах, в
процентах от объема порового пространства, акр-футах или в баррелях на
акр-фут породы-коллектора [48]. Наиболее распространенной единицей измерения
является баррель, равный 42 американским (винчестерским) галлонам и имеющий
средний вес 310 фунтов. Другие единицы перечислены в таблицах пересчета в
Приложении (см. табл. А-3).
При совместном извлечении нефти и газа из
фонтанирующей скважины их смесь сначала поступает в сепаратор, где газ
отделяется от нефти. Затем нефть попадает в резервуар, где и замеряется ее
объем. При насосном методе эксплуатации на поверхность извлекается одна нефть
или нефть с небольшим содержанием газа; она перекачивается непосредственно в
особым образом калиброванный резервуар, в котором одному вертикальному дюйму
отвечает определенное количество нефти в галлонах или баррелях. Чтобы
определить объем нефти, изливающейся из высокопродуктивных скважин, в случае
отсутствия поблизости хранилищ с достаточной емкостью или трубопроводов для
приема всего поступающего из недр притока, измеряется расход нефти за
непродолжительное время, например за один час, четыре или шесть часов, а
затем путем умножения полученного количества на соответствующий коэффициент
вычисляют суточную производительность скважины. Объем нефти в баррелях,
который скважина дает или способна давать за сутки в первый период
эксплуатации, носит название ее начального дебита.
Запасы нефти, содержащейся в коллекторах (oil in place) [пластовая нефть; ее запасы
‑ это геологические запасы], подсчитывают в зависимости от преследуемой
цели различными методами [49]. Основной метод измерения объема пластовой
нефти заключается в умножении объема норового пространства в акр-футах,
вычисленного по данным анализа керна и электрокаротажа скважин, на
коэффициент нефтенасыщенности керна. Для подсчета количества промышленной
нефти или ее извлекаемых запасов, приведенных к условиям дневной поверхности,
в баррелях, объем пластовой нефти умножается на коэффициент усадки ( shrinkage factor) (см. стр. 191), который представляет собой меру
уменьшения объема нефти за счет выделения растворенного в ней газа при
поступлении на поверхность (см. стр. 192), и на коэффициент нефтеотдачи (recovery factor),
являющийся мерой поддающейся извлечению пластовой нефти в процентах.
Нефтеотдача изменяется в зависимости от пористости и проницаемости
пород-коллекторов, а также от типа пластовой энергии1 и опыта
нефтедобычи в условиях, близких к рассматриваемым. Описанные методы,
известные как объемные, или методы определения насыщенности пород, могут быть
применены на ранних стадиях разработки нефтяных месторождений, поскольку они
не подвержены влиянию регулирования добычи и искусственного ограничения производительности
скважин.
Другой распространенный метод подсчета запасов нефти в
коллекторах известен под названием метода кривых падения добычи (кривых
разработки). Он используется при наличии данных о свободном и неограниченном
отборе нефти [50] и заключается в построении графиков изменения
производительности одной или нескольких скважин в течение длительного периода
разработки залежи и последующей экстраполяции полученных кривых падения
добычи на будущее. Кривые разработки могут строиться с применением
прямоугольной, полулогарифмической или двойной логарифмической сетки;
логарифмические графики имеют то преимущество, что позволяют проецировать
рассматриваемые кривые в виде прямых линий. Рассчитанная таким способом
ожидаемая в будущем производительность всех скважин месторождения может быть
просуммирована, что дает в результате подсчет общих извлекаемых запасов
нефти, еще оставшейся в природном резервуаре. Это наиболее надежный и
достоверный метод подсчета извлекаемых запасов нефти, когда история разработки
залежи насчитывает несколько лет и, таким образом, имеются необходимые данные
для построения кривых падения добычи. Однако в условиях регулируемой и
искусственно сокращаемой добычи этот метод не дает удовлетворительных
результатов.
|