15. Условия залегания нефти, газа и воды в продуктивных пластах.

Жидкости и газы находятся в пласте под давлением, называемым **пластовым.**Давление, существовавшее в пласте до начала разработки, называют **начальным
пластовым.** Его величину ориентировочно принимают равной
гидростатическому давлению - давлению, создаваемому столбом воды высотой,
равной глубине залегания продуктивного пласта. На самом деле из-за притока
жидкости в пласт и отбора ее, давления вышележащих горных пород, действия
тектонических сил пластовое давление отличается от гидростатического. Обычно
пластовое давление меньше. Однако встречаются и обратные ситуации. Пласты, в
которых давление превышает гидростатическое, называют **пластами с
аномально высоким давлением.**

Чем больше пластовое давление, тем при
прочих равных условиях больше запасы энергии пласта и тем больше нефти и газа
можно извлечь из данного месторождения или залежи.

Температура в пластах также повышается с
увеличением глубины их залегания. В разных районах страны динамика роста
температуры различна: она возрастает на 1 градус при погружении на глубину 13,3
м - в Грозненском районе и на 50...60 м - в Башкирии.

В зависимости от давления и температуры, а
также ее состава смесь углеводородов в пластовых условиях может находиться в
различных состояниях: жидком, газообразном или двухфазном (газожидкостная
смесь). Как правило, в жидком состоянии смесь находится, когда в ней преобладают
тяжелые углеводороды, пластовое давление велико, а пластовая температура
относительно мала. Такие месторождения называются **нефтяными.**

Условием газообразного состояния смеси
углеводородов является преобладание в ее составе метана. В чисто газовых
месторождениях его более 90 % (остальное - другие углеводородные газы, а также
двуокись углерода, сероводород, азот и др.).

Однако наличие в смеси некоторого
количества тяжелых углеводородов не значит, что она обязательно будет
находиться в двухфазном состоянии. Дело в том, что при высоком давлении в
пласте (вблизи критической точки на фазовой диаграмме) плотность газовой фазы
приближается к плотности легких углеводородных жидкостей. В этих условиях в
сжатом газе растворяются значительные количества углеводородной жидкости,
подобно тому, как в бензине растворяется нефтяной битум. Такие месторождения
называются **газоконденсатными.**

Значительно чаще в природе встречаются
условия, при которых смесь углеводородов находится в пласте в двухфазном
состоянии. Например, в газонефтяных месторождениях одновременно присутствуют
большая газовая шапка и нефтяная оторочка. Кроме того, вторая фаза образуется в
пласте по мере разработки залежей: при неизбежном снижении давления в пласте из
нефти выделяется растворенный газ, а из сжатого газа выпадает конденсат.

Нижние части продуктивных пластов
подпираются пластовыми водами, называемыми **подошвенными,**объем
которых, как правило, в десятки'и даже сотни раз больше нефтегазоконденсатной
части. Кроме того, пластовые воды простираются на большие площади за пределы
залежи. Такие воды называются **краевыми.**

Наконец, вода в виде тонких слоев на
стенках тончайших пор и субкапиллярных трещин удерживается за счет
адсорбционных сил и в нефтегазоконденсатной части пласта. Она осталась там со
времени формирования залежей и поэтому ее называют **«связанной» или
«остаточной».**Содержание связанной воды в нефтяных месторождениях
составляет 10...30 % от суммарного объема порового пространства, а в газовых
месторождениях с низкопроницаемыми глинистыми коллекторами - до 70 %.
Количество связанной воды необходимо знать для оценки запасов нефти и газа в
залежи. Ее наличие снижает фазовую проницаемость пласта. Вместе с тем связанная
вода неподвижна даже при значительных градиентах давлений и поэтому ее
присутствие не приводит к обводнению продукции скважин.