Нефтяные залежи и их свойства

Оглавление
ВВЕДЕНИЕ 3
1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 4
1.1. Понятие нефтяной залежи 4
1.2. Параметры залежей нефти 6
1.3. Режимы разработки залежей нефти 8
2.СВОЙСТВА НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 9
2.1. Закономерности и изменения свойств нефти и газа в залежах и месторождениях 9
2.2. Давление и температура в залежах 12
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 15
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 16

ВВЕДЕНИЕ

Нефтяная залежь представляет собой скопление жидких углеводородов в некоторой области земной коры, обусловленное причинами геологического характера. Часто нефтяная залежь имеет контакт с водяным пластом. При этом возможны два основных типа взаимного расположения. Если вода располагается ниже нефтяной залежи на всем ее протяжении, такую воду называют подошвенной. Если контакт с водой происходит в пониженных частях залежи, на ее крыльях в этом случае используется термин - контурная вода. Уровень, на котором расположена граница между нефтью и водой, определяет положение водо-нефтяного контакта.
В ряде случаев на эксплуатацию залежи влияние может оказывать и вода, находящаяся выше или ниже нефтяной залежи, а также вода, находящаяся в пропластах самого нефтяного пласта (промежуточная вода).
При формировании нефтяной залежи может образоваться область, занятая свободным газом, так называемая газовая шапка. Размеры этой области могут быть незначительными, а могут иметь промышленное значение. В этом случае залежь называется нефтегазовой.
В процессе эксплуатации залежи на показатели разработки оказывает существенное влияние наличие контакта с водяной и газовой областями. Поэтому уже на стадии разведки месторождения важно правильно определить тип залежи и оценить соотношение размеров областей, занятых нефтью и газом.
Целью данной работы является изучение нефтяных залежей и их свойств.
Исходя из поставленной цели, нам необходимо решить следующие задачи:
1. Изучить понятие нефтяных залежей.
2.Изучить свойства нефтяных залежей.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Понятие нефтяной залежиПод залежью нефти и горючих газов понимается естественное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой.
Нефтяная залежь обычно подстилается водой: законтурной (за внешним контуром нефтегазоносности) или подошвенной (находящейся под залежью нефти); реже бывает ограничена со всех сторон непроницаемыми породами и не имеет контакта с водой (песчаная линза).
Основные параметры нефтяной залежи: площадь, эффективная мощность, пористость, проницаемость и нефтенасыщенность коллектора, пластовая температура, давление, высотное положение водонефтяного контакта. Кроме того, нефтяные залежи характеризуют по строению коллектора в ловушке (пластовые, массивные); по типу коллектора (поровый, трещинный, кавернозный, смешанный); по типу экрана в ловушке (сводовые, литологически, стратиграфически, тектонически, гидродинамически экранированные и др.); по качеству нефти, плотности, вязкости, структурно-групповому её составу; количеству и составу растворимого в ней газа и других компонентов.
Режимы работ нефтяных залежей при эксплуатации определяются характером проявления движущих сил, обусловливающих приток нефти к эксплуатирующимся скважинам; зависят от геологического строения и физико-химического свойств пласта и нефти, а также от искусственно создаваемых условий разработки. Совокупность залежей, приуроченных к общему участку земной поверхности и подчинённых единой тектонической структуре, образует нефтяное месторождение.[3]
По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.
К однофазным залежам относятся:
а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;
б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.
К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи V’н=Vн/(Vн+Vг) двухфазные залежи подразделяются на:
а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (V`н >> 0,75);
б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50 < V’н < 0,75);
в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < V’н < 0,50);
г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (V’н < 0,25).
В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть.
В двухфазных залежах более легкие углеводороды находятся газообразной форме, более тяжелые – в жидком состоянии. Конденсат частично растворен в нефти, частично в газе. Условная линия раздела жидкой и газовой фаз называется газонефтяной контакт – ГНК рис. 1.1.
Рис.1.1. Нефтегазовая залежь
Нефтяным (нефтяным с газовой или газоконденсатной шапкой, газонефтяным, газоконденсатнонефтяным, нефтегазовым, нефтегазоконденсатным) месторождением называется совокупность приуроченных к единому структурному элементу залежей, связанных общим участком земной поверхности.[3]
В двухфазной залежи (пласте) одновременно находятся две фазы – газообразная (газ) и жидкая (нефть) – непроницаемой границы между ними нет, это единая гидродинамическая система. Извлечение нефти ведет к перераспределению давления в газовой шапке, возникновению двухфазной фильтрации, изменению положения ГНК, внутреннего и внешнего контуров газоносности. Геологические особенности строения пластов характеризуются следующими коэффициентами:
- коэффициент расчлененности
Где ni – число прослоев в i – скважине, N – число всех скважин.
- коэффициент песчанистости:
где hiэф – эффективные толщины пропластков в i – скважине, Hi – общая толщина пласта, вскрытого i – скважиной, N – число скважин
По сложности строения месторождения (залежи) подразделяются на:
-простого строения, приуроченные к тектонически ненарушенным или слабонарушенным структурам, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;
-сложного строения, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих единые залежи на отдельные блоки;
-очень сложного строения, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, делящих залежь на отдельные блоки, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов в пределах этих блоков. К категориям сложного и очень сложного строения следует также относить газонефтяные и нефтегазовые залежи, в которых нефть в подгазовых зонах подстилается подошвенной водой, нефть содержится в тонких оторочках неоднородных пластов.
По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения подразделяются на:
-уникальные, содержащие более 300 млн. т нефти или более 500 млрд. куб. метров газа;
-крупные, содержащие от 30 до 300 млн. т нефти или от 30 до 500 млрд. куб. метров газа;
-средние, содержащие от 10 до 30 млн. т нефти или от 10 до 30 млрд. куб. метров газа;
-мелкие, содержащие менее 10 млн. т нефти или менее 10 млрд. куб. метров газа.[5]
Параметры залежей нефтиОсновными параметрами залежей нефти и газа являются: форма, размеры, тип углеводородов, геологические и промышленные запасы, контуры нефтеносности, газоносности, абсолютные отметки газо-водяных, газо-нефтяных, водонефтяных контактов, пластовое давление, пластовая температура, плотность нефти, абсолютные дебиты в скважинах (притоки за сутки), тип коллектора по пористости, проницаемости и др.
По типу углеводородов залежи бывают газовые, нефтяные, газо-нефтяные (нефтяные с газовой шапкой), нефтегазовые (газовые с нефтяной оторочкой), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные (газоконденсатные с нефтяной оторочкой).
Форма залежей определяется формой ловушки и резервуаров. По этому показателю различаются следующие типы залежей: пластовые сводовые, массивные сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые тектонически экранированные. Наиболее распространенными являются пластовые сводовые залежи (Рис.4), в плане они имеют округлые, овальные формы. Залежи экранированного типа имеют в разрезе линзовидные, гнездовидные (карманообразные) формы, в плане – козырьковые (заливообразные), кольцевые, полосовидные, рукавообразные (шнурковые) и сложные формы.
Показателями размеров залежей являются: длина, ширина, площадь, толщина, высота, объем.
Высотой залежи называется расстояние по вертикали от водонефтяного или газонефтяного контакта до наивысшей отметки ее кровли.
Промышленные запасы нефти и газа – это количество углеводородов, находящееся в залежи. Измеряются в тоннах (для нефти) и в кубических метрах (для газа). Промышленные запасы считаются по результатам бурения поисковых и разведочных скважин. По степени изученности они подразделяются на категории: высокие (А, Б), средние (С1), низкие (С2). Количество запасов зависит от размеров залежи и коэффициента пористости коллекторов, содержащих нефть и газ. На современном уровне развития техники извлечь всю нефть, находящуюся в залежи, невозможно. Количество нефти и газа, которое может быть извлечено из залежи современными методами, называется извлекаемыми запасами. Для нефти они составляют 15-60% от промышленных запасов. Коэффициент извлечения нефти из пласта, зависит от качества коллектора и самой нефти. Для чисто газовых залежей процент извлекаемых запасов близок к 100%.[5]
Водонефтяным контактом (ВНК) называется поверхность раздела нефти и воды в подошве залежи. Его положение (абсолютная глубина) определяется при разведочных работах бурением скважин и их испытанием. Чаще эта поверхность бывает ровной, плоской, горизонтальной. Она характеризуется соответствующей абсолютной отметкой, а при наклонном ее положении дополнительно определяется угол наклона. Иногда ВНК имеет не плоскую, а неровную, извилистую форму. Для залежей газонефтяного типа кроме ВНК определяют газонефтяной контакт (ГНК), его положение (абсолютную глубину) и контур в плане.
Внешний контур нефтеносности – это линия пересечения ВНК с кровлей залежи. Внутренний контур нефтеносности – линия пересечения ВНК с подошвой залежи. Для газовых залежей определяются внешний и внутренний контуры газоносности.
Газовая шапка – это скопление свободного газа над нефтью в залежи. Наличие свободного газа в нефтяной залежи свидетельствует о том, что давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре, т.е. нефть полностью насыщена газом. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти и газовая шапка не образуется. Параметры газовой шапки определяются отдельно в ходе разведки залежи.
Толщина продуктивного пласта залежи определяется для расчета объема залежи, она равна расстоянию по перпендикуляру от подошвы до кровли пласта. Если продуктивный пласт неоднороден по строению и содержит линзовидные включения непроницаемых пород, то определяют эффективную толщину, равную суммарной мощности проницаемых пропластков, насыщенных углеводородами. Она равна толщине пласта за исключением глинистых пропластков.
Коэффициент нефтенасыщенности – это степень насыщенности пор коллекторов нефтью. Он учитывает, что не все поры заполнены нефтью, а часть пор заполнена водой, сырая нефть всегда содержит воду. Коэффициент нефтенасыщенности в нефтяных залежах колеблется от 0,7 до 1,0, он уменьшается по мере приближения к водонефтяному контакту.
Коэффициент газонасыщенности – степень насыщенности пор коллекторов газом. Определяется для газовых залежей методом отбора и анализа проб сырого газа.
Режимы разработки залежей нефтиРежимом разработки или режимом нефтегазоводоносного пласта называют проявление доминирующей формы пластовой энергии, под действием которой нефть движется к забоям добывающих скважин.
Режимы бывают естественными, когда преобладающими видами энергии являются:
а) энергия напора краевых или подошвенных вод (водонапорный режим);
б) энергия расширения первичной газовой шапки в подгазовых залежах (газонапорный или газовый режим);
в) режим растворенного газа (энергия выделяющегося из нефти растворенного газа);
г) энергия положения нефти в крутопадающих пластах (гравитационный режим).
При упругом расширении жидкости и породы рассматриваются также упругий и упруговодонапорный режимы. При искусственных режимах преобладающим видом энергии является энергия закачиваемых с поверхности земли в пласт вытесняющих – воды (жесткий водонапорный режим) или газа – и других агентов.
Таким образом, выделяют следующие режимы работы нефтяных залежей: водонапорный, газонапорный (газовой шапки), режим растворенного газа, гравитационный. Учитывая влияние на работу пласта упругого расширения жидкостей и породы, рассматривают также упругий и упруговодонапорный режимы. При разработке залежей нефти в них проявляются одновременно различные движущие силы, т.е. различные режимы, но с преобладанием (доминированием) одного из них. [9]
2.СВОЙСТВА НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

2.1. Закономерности и изменения свойств нефти и газа в залежах и месторожденияхФизические свойства нефти и ее состав в пределах одного и того же пласта не постоянны.  При этом иногда наблюдаются общие закономерности их изменения, характерные для многих месторождений.
1. В залежах, окруженных краевой водой, плотность нефти и содержание в ней смол  возрастают с глубиной залегания.
2. Вязкость нефти в пласте увеличивается от купола складки к крыльям.
3. Давление насыщения газом и количество растворенного газа в единице объема нефти уменьшается по направлению к водонефтяному контакту.
4. Объемный коэффициент нефти уменьшается к крыльям складки.
5. В приконтурных частях залежи содержится меньше азота и легких углеводородов.
Особенно резко изменяются свойства нефтей в залежах с круто падающими пластами.
В зависимости от структурных особенностей и строения залежи,  характер изменения свойств нефтей может быть более сложным. Причинами изменения свойств нефтей в пределах залежи являются химические, бактериологические, физико-химические процессы непрерывно происходящие в пласте.  Увеличение плотности нефти от свода к крыльям объясняется, вероятно, окислительными процессами, происходящими более интенсивно именно в приконтурной зоне. Для месторождений Пермского Прикамья и Удмуртии характерно увеличение вязкости нефти с ростом проницаемости пород. Необходимо с самого начала разработки месторождения исследовать пробы нефти, отобранные из различных частей залежи.
В процессе разработки большинства залежей нефти и газа свойства добываемой продукции в той или иной степени изменяются по мере извлечения запасов. Это происходит как вследствие продвижения к забоям скважин новых порций нефти и газа из участков, удаленных от скважин и характеризующихся иными свойствами этих флюидов, чем в непосредственной близости к добывающим скважинам, так и в результате физико-химических изменений нефтей и газов, происходящих под влиянием внедряющейся в залежи воды и изменения пластовых давления и температуры. Поэтому для обоснованных прогнозов изменений свойств нефти и газа в процессе разработки необходимо иметь четкие представления: а) о закономерностях изменения свойств нефти и газа по объему залежи до начала разработки; б) о процессах физико-химического взаимодействия нефтей и газов с водами, поступающими в продуктивный пласт (особенно с закачиваемыми водами иного состава, чем пластовая вода); в) о направлениях перемещения флюидов в продуктивном пласте в результате эксплуатации скважин; г) об изменениях пластовых давления и температуры в течение периода разработки залежи. HYPERLINK "https://www.bestreferat.ru/referat-192892.html" \l "_ftn1" [4]Закономерности изменения свойств нефти и газа по объему залежи. Полное единообразие свойств нефти и растворенного в ней газа в пределах одной залежи — довольно редкое явление. Для нефтяных залежей обычно изменения свойств достаточно закономерны и проявляются прежде всего в увеличении плотности, в том числе оптической плотности, вязкости, содержания асфальто-смолистых веществ, парафина и серы по мере возрастания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве в мощных пластах. Фактическое изменение плотности в пределах большинства залежей обычно не превышает 0,05-0,07 г/см3 . Однако очень часто градиент нарастания плотности и ее абсолютные значения резко возрастают в непосредственной близости к водонефтяному контакту (ВНК, рис. 2,2), где могут встречаться полутвердые асфальты и твердые битумы. Иногда эти малоподвижные нефтяные вещества образуют монолитный слой в подошве залежи, который полностью или частично запечатывает залежь, изолируя ее от законтурной водоносной зоны. Нередко плотность нефти выше изолирующего слоя практически постоянна (рис. 2,3). В залежах «открытого» типа, приуроченных к пластам, выходящим на дневную поверхность, и запечатанных с головы асфальто-кировыми породами, плотность нефти с увеличением глубины уменьшается, достигает минимума, а затем увеличивается по мере приближения к ВНК (рис. 2,4).
Рис. 2. Принципиальная схема изменения плотности нефти по объему залежей (по А. А. Карцеву)
Описанные закономерности наиболее характерны для высоких залежей месторождений складчатых областей. Основной причиной их образования является гравитационная дифференциация (расслоение) нефтей по плотности внутри залежи, подобно расслоению газа, нефти и воды в пределах пласта. Существенное изменение свойств нефтей в зоне ВНК и в верхних частях нефтяных залежей открытого типа связано с окислительными процессами.
Для залежей платформенных областей с невысоким этажом нефтеносности и обширной зоной ВНК гравитационное расслоение проявляется гораздо слабее и основное влияние па изменение свойств нефтей оказывают окислительные процессы в зоне, подстилаемой подошвенной водой. Степень их влияния убывает по направлению от внешнего контура нефтеносности к внутреннему. Также более интенсивно они проявляются в лобовых частях залежей, омываемых свежими порциями пластовых вод.
Нефть в тыловых участках обычно менее подвержена воздействию окислительных процессов. Поэтому для платформенных залежей обычно плотность нефти, ее вязкость, содержание асфальто-смолистых веществ и др. концентрично увеличиваются по площади от центральных участков к периферийным, достигая максимальных значений в «лобовых» (по отношению к направлению давления пластовых вод) частях залежей. HYPERLINK "https://www.bestreferat.ru/referat-192892.html" \l "_ftn2" [7]Некоторые платформенные залежи нефти характеризуются однонаправленным линейным изменением свойств нефти по площади, которое не связано явным образом с положением внутреннего контура и водонефтяной зоны.
Одновременно с увеличением плотности нефти, как правило, растут ее вязкость содержание асфальто-смолистых веществ и парафина, а также уменьшаются газосодержание и давление насыщения растворенных газов.
Для газовых залежей во многих случаях наблюдается относительная стабильность состава газов по объему залежей, особенно залежей сухого газа, где преобладающий компонент — метан. Тем не менее, несмотря на высокую диффузионную активность газов, изменчивость их состава в пределах единой залежи — далеко не редкое явление. Наиболее резко она проявляется в содержании кислых компонентов — углекислоты СО2 и особенно сероводорода Н2 S. В распределении сероводорода обычно наблюдается зональность, выражающаяся в закономерном изменении концентраций сероводорода по площади. Явных закономерных изменении концентрации по высоте залежи обычно нет.
Газоконденсатные залежи без нефтяной оторочки с невысоким этажом газоносности и невысоким конденсатогазовым фактором, как правило, имеют довольно стабильный состав газа, состав и выход конденсата. Однако при высоте газоконденсатной залежи более 300 м начинают заметно проявляться процессы гравитационного расслоения, приводя к увеличению содержания конденсата вниз по падению пласта, особенно резко — для залежи с высоким этажом газоносности и нефтяной оторочкой. В этом случае содержание конденсата в пониженных участках залежи может быть в несколько раз выше, чем в своде залежи.
Известны, в частности, примеры, когда конденсатогазовый фактор в скважинах присводной части залежи составлял 180 см3 /м3 , а вблизи газонефтяного контакта — 780 см3 /м3 , т. е. в пределах одной залежи содержание конденсата изменялось в 4 раза. Колебания в 1,5—2 раза обычны для многих месторождений с высокими этажами газоносности при выходе конденсата более 100 см3 /м3 .
Физико-химическое взаимодействие нефтей с поступающими в пласт водами. Продвижение воды в нефтяной пласт при разработке в условиях водонапорного режима приводит к изменению сложившегося равновесия между пластовыми водами и нефтями, приводя к процессам взаимного растворения, химическим н биохимическим реакциям. Особенно активна в этом отношении вода, искусственно нагнетенная в пласты для поддержания пластового давления, химический состав которой, как правило, резко отличен от состава пластовых вод. [7]
Основным процессом, приводящим к изменению свойств нефти; является биохимическое окисление углеводородов за счет сульфатов, растворенных в воде. Химически этот процесс выражается уравнением типа
CaSO4 + СН4 = СаСО3 + Н2 O + H2 S;7CaSO4 + С9 Н20 = 7СаСО3 + 2СО2 + ЗН2 О + 7H2 S.Легкие парафиновые углеводороды при восстановлении сульфатов окисляются до двуокиси углерода и воды, а тяжелые, начиная с С10 Н22 , превращаются в полинафтенаты. Однако независимо от конечных пунктов окисления углеводородов восстановление сульфатов во всех случаях приводит к потере легких фракций нефти, увеличению ее плотности и вязкости и обогащению нефти (и воды) сероводородом и углекислым газом, что также снижает рН воды. Сероводородное заражение — одно из важнейших последствий этого процесса и в то же время надежный индикатор его протекания.
В настоящее время можно считать доказанным, что процесс восстановления сульфатов за счет окисления нефти и образования сероводорода при разработке нефтяных месторождений происходит биогенным путем в результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (Desulfovibriodesulfuricans).
Специальными лабораторными исследованиями было установлено, что жизнедеятельность сульфатвосстанавливающих бактерии подавляется при температуре выше 80—90 °С и минерализации воды более 100—150 г/л. Промысловые наблюдения подтверждают эти данные.
Сероводород отмечен в тех залежах, в которые в процессе разработки закачивают поверхностные пресные и морские воды или подземные воды неглубоких горизонтов, и неизвестен при закачке высокоминерализованных пластовых или сточных вод (рассолов). Во всех случаях сероводородного заражения нефтяных пластов в нефти и попутной воде были обнаружены сульфатвосстанавливающие бактерии, максимальное их количество достигало 104 / 107 клеток в 1 мл воды (Ромашкинское месторождение).
В глубокие нефтяные пласты бактерии заносят вместе с нагнетаемой водой. В естественных условиях сульфатвосстанавливающие бактерии встречаются в речных и морских водах, но особенно многочисленны в водах неглубоких подземных горизонтов, содержащих углеводороды. Сульфаты весьма распространены в морской и пресной водах, содержатся в некоторых пластовых водах, а также выщелачиваются закачиваемой водой из гипсоносных пород.
Промысловые наблюдения показывают, что обычно сероводород появляется в призабойной зоне нагнетательных скважин через год после закачки воды, содержащей сульфатвосстанавливающие бактерии. По мере процесса разработки он достигает забоев эксплуатационных скважин, концентрируясь главным образом в попутных водах. Максимальные содержания достигают нескольких сот миллиграммов на 1 л, нередки концентрации до 100 мл/л, обычные значения 40—50 мл/л. С появлением сероводородной воды в эксплуатационных скважинах заметно увеличивается скорость коррозии нефтепромыслового оборудования. В настоящее время борьбе с сероводородным заражением нефтяных пластов уделяется большое внимание.
К изменению состава нефти и растворенного газа в процессе разработки при нагнетании в пласт воды приводит также избирательное растворение ряда компонентов в воде. Наиболее высокой растворимостью в воде обладают метан и азот, их содержание в попутном газе в процессе разработки с заводнением обычно заметно уменьшается. Уменьшение газосодержания пластовой нефти за счет удаления наиболее растворимых компонентов газа приводит к весьма заметному снижению давления насыщения, увеличению плотности и вязкости пластовой нефти. HYPERLINK "https://www.bestreferat.ru/referat-192892.html" \l "_ftn3" [1]2.2. Давление и температура в залежахВ разрабатываемых залежах известна температура от близкой к нулю в газогидратных залежах до первых сотен градусов в глубоко залегающих пластах. Температура в залежах зависит от глубины их залегания и геотермических особенностей соответствующего участка земной коры. Наиболее характерными показателями температурной обстановки в недрах являются геотермическая ступень и геотермический градиент. Изменение температуры в залежах оказывает существенное влияние на содержащиеся в них нефть и газ.
Повышение температуры вызывает снижение вязкости нефти и воды и увеличение вязкости газов. Изменение температуры пласта ведет к изменению объема газа, воды и породы. При увеличении температуры в изолированном резервуаре повышается давление. Значительный рост температуры может привести к существенной перестройке углеводородных молекул. С изменением температуры связано изменение соотношения фаз в залежи и растворимости газов в нефти и воде. С повышением температуры, как правило, увеличивается растворимость солей в воде и растет минерализация вод. С ростом минерализации уменьшается растворимость газов в воде.
Давление в залежи, или пластовое давление, представляет собой давление, которое флюиды оказывают на вмещающие их породы. Давление в залежи на контакте с водой предопределяется гидростатическим давлением в резервуаре на данном уровне.
В залежи вследствие наличия разницы между плотностями находящихся в них флюидов возникает избыточное давление Dри , представляющее собой разницу между давлением в точке измерения внутри залежи УВ и тем давлением, которое наблюдалось бы в этой точке в случае отсутствия скопления УВ и заполнения всей ловушки пластовой водой: Dри =р 3 - р г , где рз — давление, измеренное в залежи; р г — гидростатическое давление, соответствующее высоте точки замера в залежи. Избыточное давление в любой точке нефтяной или газовой залежи определяется по формуле Dри = h (rв —rн.г ), где h — высота точки определения в нефтяной или газовой залежи над поверхностью раздела с водой; (rв —rн.г ) — разница плотностей воды и нефти или газа.
Избыточное давление в любой точке газовой шапки рассчитывают по уравнению Dри =h н (rв —rн )+h г (rв —rг ), где h н — высота нефтяной части залежи; h г — высота точки определения над разделом газ — нефть. По формуле возможно определение положения разделов газ — нефть, нефть — вода или газ — вода в пространстве по замерам давления в одной скважине, пробуренной на залежь, при условии, что известно положение пьезометрической поверхности в резервуаре.
Энергетическое состояние залежи также в значительной степени обусловлено ее температурным режимом и пластовым давлением. Говоря об энергии залежей, следует различать свободную химическую и потенциальную энергию. Запасы свободной химической энергии (основной объект добычи) определяются количеством УВ и их химическим составом — однако энергия, как правило, не используется при разработке. Находящиеся в резервуаре вода, нефть и газ образуют энергетическую систему. Обычно (но далеко не всегда) основной запас потенциальной энергии такой системы определяется энергией воды. HYPERLINK "https://www.bestreferat.ru/referat-192892.html" \l "_ftn4" [8]Изменение пластовых давления и температуры в процессе разработки залежи.
Разработка залежей, сопровождающаяся изменением давления (иногда и температуры), нарушает термодинамические равновесия подземных флюидов и приводит к существенному изменению состава и свойств добываемых нефти и газа.
Для нефтяных залежей снижение пластового давления ниже давления насыщения нефти газом вызывает снижение газосодержания пластовой нефти. Вследствие этого увеличиваются ее вязкость и плотность, уменьшается объемный коэффициент. Однако процессы подземной дегазации практически не отражаются на свойствах добываемой нефти, но приводят к изменению состава попутно добываемого газа. В соответствии с особенностями растворимости газов в нефти при снижении пластового давления в залежи первыми переходят в свободную газовую фазу наименее растворимые азот и метан, затем при еще большем снижении давления освобождаются этан, пропан, бутан и др., а в конечной стадии дегазации — углекислота и сероводород. В соответствии с этим попутные газы могут резко изменить свои состав в процессе разработки на режиме истощения. Увеличение содержания СО2 в составе попутного газа может быть вызнано его выделением не только из нефти в результате снижения пластового давления, но и из водорастворенного газа. Рост содержания СО2 за счет его выделения из пластовых вод проявляется при сильном обводнении продукции на заключительной стадии разработки. "https://www.bestreferat.ru/referat-192892.html" \l "_ftn5" [2]В нефтяных залежах с газовой шапкой, содержащей много газоконденсата, при снижении давления конденсат выпадает в жидкую фазу и смешивается с нефтью, в результате чего добываемая жидкая продукция характеризуется постепенным уменьшением плотности и увеличением выхода светлых фракций.
Для месторождений, нефти которых содержат большое количество парафина, выделение растворенного газа вследствие снижения пластового давления и снижение пластовой температуры вследствие закачки холодной воды могут привести к выделению парафина из растворенного состояния в свободную твердую фазу. Результат этого процесса — уменьшение содержания парафина в добываемой нефти и снижение ее плотности. Однако кристаллизация парафина в пласте крайне нежелательна для разработки нефтяных месторождений, поскольку выпавшие кристаллы парафина резко ухудшают условия фильтрации нефти и приводят к снижению коэффициента нефтеотдачи. Для рациональной разработки таких месторождений необходимо исследовать распределение парафина в нефтях и условия его кристаллизации при изменении термобарических условий.
Тепловая обработка забоев скважин и тепловые методы воздействия на нефтяные пласты с парафинистой нефтью обычно приводят к увеличению содержания парафина в добываемой продукции. Пар и горячая вода способствуют выносу из пласта парафина с повышенной температурой плавления. При разработке чисто газовых залежей обычно не наблюдается сколько-нибудь существенных изменений содержания основных компонентой газа. Только на заключительных стадиях отбора газа при резко сниженном пластовом давлении состав газа несколько обогащается компонентами, ранее находившимися в растворенном состоянии в погребенной и пластовой водах, например двуокисью углерода и севодородом. В связи с высокой растворимостью этих газов в воде их общее количество в погребенной воде может превышать запасы в свободной фазе и при большом снижении пластового давления выделение этих газов из воды приводит к заметному возрастанию их содержания в составе добываемого газа. В частности, содержание сероводорода к концу разработки некоторых газовых залежей увеличилось в 2 - 4 раза. Для прогноза столь существенных изменений состава газа необходимо подсчитать начальные запасы этих компонентов как в свободном газе, так и в водорастворенном и знать изменения их растворимостей в зависимости от падения пластового давления. Следует также учитывать, что в пустотном пространстве коллекторов многих газовых залежей содержится помимо погребенной воды связанная нефть, в которой кислые компоненты газов (СО2 и H2 S) также хорошо растворяются. Поэтому связанная нефть газовых залежей может быть дополнительным источником обогащения газов углекислотой и сероводородом на заключительной стадии разработки. HYPERLINK "https://www.bestreferat.ru/referat-192892.html" \l "_ftn6" [6]

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, естественное единичное скопление нефти в ловушке, образованной пластом- коллектором и покрышкой, контролируемое единым водонефтяным контактом. Граница между смежными залежами в одном пласте проводится по изменению положения ВНК. Залежь обычно подстилается водой: законтурной (за внешним контуром нефтегазоносности) или подошвенной (находящейся под залежью нефти); реже бывает ограничена со всех сторон непроницаемыми породами и не имеет контакта с водой (песчаная линза).
Основные параметры нефтяной залежи:
 Площадь
эффективная мощность
 пористость
Проницаемость
 Нефтенасыщенность
пластовая температура
 пластовое давление
 высотное положение ВНК.
Совокупность залежей, приуроченных к общему участку земной поверхности и подчиненных единой тектонической структуре, образует нефтяное месторождение
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Габриэлянц Г. А. Геология нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 2003. – С. 65.
Еременко Н. А. Справочник по геологии нефти и газа. – М.: Недра, 2002. – С. 208.
Михайлов Ю.В., Красников Ю.Д. Технология и механизация разработки нефтяных месторождений. - М.: Академия, 2016. - 456 c.
Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. – М.: Недра, 2003.-С. 96.
Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: Феникс, 2015. - 320 c.
Соколов В. Л., Фурсов А. Я. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 2000. – С. 56.
Справочник нефтепромысловой геологии/Под ред. Н. Е. Быкова. – М.: Недра, 2001. – С. 132.
Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник/Под ред. И. П. Чаловского. – М.: Недра, 2000. – С. 54.
Тагиров К.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 2016. - 336 c.