Физическое состояние нефти и газа при различных условиях в залежи

Углеводороды в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях — газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей.

При большом количестве газ располагается в виде газовой шапки в повышенной части структуры. При этом часть жидких углеводородов нефти в виде паров содержится и в газовой фазе. Под высоким давлением в пласте плотность газа приближается по величине к плотности легких углеводородных жидкостей. В таких условиях некоторое количество углеводородов растворяется в сжатом газе. В результате нефть иногда оказывается в значительной степени растворенной в сжатом газе. Если же количество газа в залежи по сравнению с объемом нефти мало, а давление достаточно высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь залегает в однофазном (жидком) состоянии.

Поэтому 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).

В связи с чрезвычайно широким разнообразием сочетания давления, температуры и состава углеводородов природных залежей нефти и газа 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.

Упомянутые выше цвет и плотность конденсата, как определяющие характеристики, необходимо считать условными. По данным А. Г. Дурмишьяна в поровом пространстве многих газовых и газоконденсатных месторождений Советского Союза содержится наряду с остаточной водой также и остаточная нефть. По залежи горизонта VII Карадагского газоконденсатного месторождения, например, количество связанной нефти в газовой части пласта в среднем составляет 12% от объема пор, достигая местами 27%. Поэтому из некоторых скважин, расположенных далеко от нефтяной оторочки, извлекается конденсат с темной окраской, который содержит смолы.

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 (об этом см. в последующих разделах).

Обычно считалось, что углеводороды находятся в земной коре лишь в свободном, жидком или газообразном состоянии. Из скоплений углеводородов образуются нефтяные, газовые и газоконденсатные залежи.

В последние годы группой советских ученых доказано существование газогидратных залежей, содержащих газ в пластах в твердом (гидратном) состоянии. Наличие такого газа в земной коре обусловлено свойством его при определенных давлениях и температурах соединяться с водой и образовывать гидраты. Газогидратные залежи резко отличны по физическим параметрам от залежей, содержащих углеводороды в свободном состоянии. Поэтому подсчет запасов газа и разработка таких залежей во многом отличаются от применяемых для обычных месторождений природного газа.

В структуре газогидратов молекулы воды образуют ажурный каркас (то есть «решётку хозяина»), в котором имеются полости. Эти полости могут занимать молекулы газа («молекулы - гости») (Рис.2.1).

Рис.2.1

Запасы углеводородного сырья в газогидратном виде оцениваются как ~2·10¹⁶ м³, что заметно превышает запасы топлива на Земле во всех остальных видах вместе взятых.

Расположение газогидратных залежей в земной коре определяется термодинамической характеристикой разреза, составом газа и минерализацией пластовых вод.

Районы распространения газогидратных залежей в основном приурочены к зоне распространения вечной мерзлоты. Глубина залегания газогидратных залежей достигает 2 –2,5 тыс. м.

В процессе разработки месторождений физическое состояние и свойства углеводородов с изменением давления и температуры не остаются постоянными. Для правильного установления технологического режима эксплуатации месторождения и систем сбора нефти и газа необходимо знать изменение состояний и свойств углеводородов в широком диапазоне давления и температур.