4.1. Нефть. Состав – углеводородистый (главные гомологические ряды), фракционный и компонентный. Основные св-ва нефтей, товарная класс-ция нефтей.

Отн-ся к каустобиолитамприр-ым горючим иск-ым.  А также к группе жидких и газовым УВ – нафтидам.

Углеводородный состав:

Нефть – это в основном смесь УВ-ов различного состава, хотя в ней обычно преобладают УВ-ы метанового (парафинового) или нафтенового (цикланового) рядов. В меньших кол-вах встр-ся УВ-ы аром-ого (аренового) ряда.

Метановый ряд: CnH2n+2. У них простое строение: метан, этан, пропан, бутан.

Нафтеновый ряд: CnH2n. В основе их соединения лежит бензольное кольцо.

Аром-ий ряд: CnH2n-6. В основе лежит бензольное кольцо с двойными перемежающимися связями.

Компонентный состав:

- С около 84-86 %

- Н – 12-14%

Гетероэлементы:

- S – до 6-7%

- N –до 1-1,5%

- O – менее 1%

В нефти в небольших кол-вах встр-ся Cl, J, фосфор, мышьяк, Ca, Na, K, Mg и т.п.

Фракционный состав нефтей (сод-ние каких-то комп-ов в опред-ых темп-ных интервалах):

1.     начало кипения-130°С – бензиновая фракция

2.     130-150°Сбензино-керосиновая

3.     150-200°С – керосиновая

4.     200-300°С – соляно-масляная

5.     300-450°С – масляная

6.     >450°С – коксовый уголь

Физ-ие св-ва нефти:

- Плотность хар-ся массой, приходящейся на единицу объема. Плотность нефти при норм-ых усл-ях - от 0,7 (газовый конденсат) до 0,98 и даже 1г/см3. Легкие нефти с плотностью до 0,88г/см3 наиболее ценные, т.к. обычно в них сод-тся больше бензиновых и масляных фракций. Зависит от УВ-ного состава (чем больше метановых, тем легче), поверхностная (тяжелее) или глубинная (легче, т.к. в ней растворен газ), зависит от t°, р, раств-ого газа.

- Вязкостьсв-во ж-ти сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динам-кую и кинем-кую вязкости. За единицу динам-кой вязкости прин-ся вязкость такой ж-ти, при движ-ии к-ой возникает сила внут-него трения в 1Н на площади 1 м2 между слоями, движущимися на расстоянии 1 м с относ-ной скоростью 1м/сек, измеряется Па*с. Кинем-кая вязкость - отношение динам-кой вязкости к плотности, измеряется в м2/с. С повышением температуры вязкость нефти уменьшается. С увеличением кол-ва раств-ого газа в нефти вязкость нефти также значительно уменьшается.

- Поверхностное натяжение закл-ся в противодействии нормальным силам, приложенным к этой повер-ти и стремящимся изменить ее форму. Едзмерения Н/м или Дж/м2.

- Термическое расширение нефти – изменение объема нефти при > t° (при > t° объем нефти падает).

- Колориметрические свойства – оптическая плотность, поглощение светового потока (коэф-нт поглощения светового потока [1/см]).

- Сжимаемость и расширениехарак-ся: объемным коэф-том, коэф-том усадки и пересчетным коэф-том – способность изменять объем.

b=Vн в пластовых усл-ях /Vн после дегазации – объемный коэф-нт,

E=(b-1/b)*100 – коэф-нт усадки,

q=1/b – пересчетный коэф-нт.

Классификации:

1. По УВ-му составу (метановые, нафтеновые, ароматические и смешанные нефти).

2. По содер-ию смол нефти подразделяются на:

- малосмолистые (содержание смол ниже 18 %);

- смолистые (18—35 %);

- высокосмолистые (свыше 35%).

3. По содержанию серы нефти делятся на:

-       малосернистые (содержание серы <= 0,5%);

-       сернистые (0,5—2,0%);

-       высокосернистые (более 2,0%).

4. По сод-нию парафинов нефти подразделяются на:

- малопарафинистые при содержании парафина менее 1,5 % по массе;

- парафинистые— 1,5—6,0 % ;

- высокопарафинистые — более 6 %.

5. По плотности пластовые нефти делятся на:

- легкие с плотностью менее 0.850 г/см3;

- тяжелые с плотностью более 0,850 г/.

6. По величине вязкости различают нефти

- незначительной вязкостью — mн < 1 мПа × с;

- маловязкие — 1<mн£5 мПа × с;

- с повышенной вязкостью — 5<mн £25 мПа× с; 

- высоковязкиеmн > 25 мПа× с.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8.3. Методы изучения разделов Н-В, Г-Н, Г-В.  Формы контактов и геолого-физические факторы, опред-щие их строение.  Карты пов-ти контактов, методы опр-ия положения контуров н/г-носности.

Существуют следующие методы определения контактов:

1. определение по керну – распознание г., н., в. частей залежи по макроскопическому содержанию в керне, по запаху.

2. определение по опробованию

3. по комплексу ГИС (радиометрия, электрометрия)

4. расчетные методы

Различают формы контактов:

1. гориз-ный

2. наклонный – причины: 1- закономерное увел-ие или умен-ие колл-их св-в или геол-ой неоднородности в определенном направлении, 2- разгрузка пласт. вод и их движение в опред. направлении.

3. наклонно-гориз-ный - такой контакт фиксируется на залежах, где на одной части залежи сущ-ет закономерное изменение колл-их св-в и геол. неоднородности, а во второй части умен. или увел. колл-их св-в и геол. неоднородности.

4. вогнутые – на крыльях стр-ры ухудшение колл-их св-в

5. выпуклые – ухудшение колл-их св-в в своде

6. волнистые – закономерное изменение колл-их св-в по площади залежи

7. сложные – наблюдаются в залежах, где происходит неравномерная закачка воды, неравномерный отбор н., есть геологическая неоднородность.

Карты ВНК для гориз-ых контактов не строятся, а только для наклонных и т.д.

Для пластово-сводовых залежей положение контуров н-носности опред-ся способом пересечения повер-тей: внеш. контур - струк. карты по кровле коллектора и карты ВНК; внутр. контур - струк. карты по подошве коллектора и карты ВНК.

Для массивных залежей только один контакт – внешний.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7.17 Выделение интервалов притока и приемистос-ти пласта и опр-ние работающих мощностей плас-та.

Инт-лы притока и приемистости флюидов в стволе скв. устанавливают по ГИС: расходометрия, термометрия, радиометрия. Получают профили притока и приемистости флюидов, причём рез-ты иссл-ний расходометрией  явл-ся базой для постр-ия дифференциальных профилей. Профилем притока или приемистости наз-ют график зав-сти кол-ва Q жид-ти (газа), поступающей из единицы мощности (или в неё) эксплуат-ого разреза, от глубины  z её залегания.

Профиль расхода ж-ти при дв-ии её вверх по стволу скв. наз-ся профилем притока, при движении её вниз – профилем приемистости. Расход отдельных участков скв  qнQН/ΔН. Профиль явл-ся основным источником инф-ии о распр-нии контролируемой в-ны потока в стволе скв вдоль вскрытого перфорацией прод-ого разреза. Изучение профилей притока и приемистости начинается на нач-ом этапе экспл-ции скв. и продолжается, периодически повторяется.

1-     интервал притока

2-     неработающий интервал

На нач-ом этапе разработки после пуска скв. д.б. снят опорный профиль. Он снимается наиболее тщательно и отражает усл-ия, когда пл-ые давления близки к первонач-ым, продукция – безводная нефть, а воздействие закачки на отдачу и энергетические пар-ры незначительно. Все последующие профили должны сопоставляться с опорным, что создаёт усл-ия для выявления изм-ний в эксплуа-ных хар-ках пластов и технологическом режиме скв. Изменения во времени конфигурации профилей притока или поглощения указ-ют обычно на то, что произошло изменение соот-ний РПЛ и, следовательно, в соот-нии потоков из различных пластов, а так же на перераспределение потоков вследствие обв-ния или проведения геолого-технических мероприятий.

В методе механической расходометрии показания прибора (частота вращения винта) зависят функционально от объема прошедшей жидкости.

Работающая мощность пласта опр-ся суммированием выделенных инт-ов притока (приемистости). Зная ее, можно опр-ть коэф-нт охвата залежи системой разработки.