Документ представляет лекцию по нефтепромысловой геологии, освещая условия залегания нефти, газа и воды в пластах, их физико-химические особенности и методы анализа. Описывается распределение углеводородов в резервуарах, включая понятия водонефтяного и газоводяного контактов, а также переходные зоны между нефтью и водой. Дополнительно рассматриваются химический состав нефти и газа, их физические свойства и важность для разработки месторождений.

1. 1
НЕФТЕПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОЛОГИЯ. 2009.
Лекция 6. Условия залегания нефти, газа и воды в пласте и их физико-
химические особенности. 2 часа.
Нефть, газ и вода в недрах заполняют поровое пространство природных
резервуаров. Внутри резервуара нефть, газ и вода распределены под
воздействием гравитационного поля в зависимости от их плотности. Обычно
газ и нефть скапливаются в верхней части резервуара, образуя залежи нефти
и газа, а вода подпирает их снизу, заполняя всю остальную часть резервуара.
Газ и нефть, так же в свою очередь под воздействием силы тяжести
распределяются по величинам их плотностей, газ как более легкий
располагается над нефтью. Если газа меньше, чем нефти, то его скопление в
самой верхней части ловушки носит название газовой шапки. Если нефти
меньше, чем газа, и она как бы подстилает газ, то такое скопление нефти
называется нефтяной оторочкой газовой залежи.
Все залежи нефти и газа имеют кровлю и подошву. Кровля
соответствует границе проницаемых пород-коллекторов и перекрывающими
их плотными породами-покрышками. Подошва соответствует границе
между нефтяным или газовым пластом и подстилающим его плотными
породами-покрышками.
Схема пластовой сводовой залежи.
Граница между нефтью и водой называется водонефтяным
контактом (ВНК), между газом и водой в газовых залежах – газоводяным
контактом (ГВК), между газом и нефтью при наличии газовых шапок –
газонефтяным контактом (ГНК).
Линия пересечения поверхности ВНК с кровлей нефтеносного пласта
называется внешним контуром нефтеносности, а с подошвой –
внутренним контуром нефтеносности. В газовых залежах они будут
называться соответственно внешним и внутренним контурами газоносности.
Расстояние от самой верхней точки кровли нефтяной или газовой
залежи до водонефтяного или газоводяного контакта называется высотой
залежи (Н). Высотой газовой шапки является расстояние от верхней точки
кровли залежи до газонефтяного контакта (hг), высотой нефтяной части
залежи называется расстояние от газонефтяного до водонефтяного контакта
(hн).
Графически залежь обычно изображается на структурных картах и на
профилях по кровле или подошве продуктивного пласта. На структурных
картах границы залежи определяются положением внешних и внутренних
контуров нефтеносности и газоносности. Внешние контуры нефтеносности и
газоносности строятся с помощью структурной карты по кровле пласта. При
горизонтальном положении водонефтяного или ГН контакта внешние
контуры проводятся по изогипсам, имеющим абсолютную отметку плоскости
водонефтяного или ГН контактов.
Положение внутренних контуров нефтеносности определяется с
помощью структурной карты по подошве пласта.

2. 2
При горизонтальном положении контакта граница внутреннего контура
соответствует изогипсе, имеющей абсолютную отметку этого контакта.
Схематические разрезы нефтяной, газовой и нефтегазовой залежей.
При наклонном положении ВН и ГН контактов сначала строится карта
поверхности этих контактов, затем она накладывается на структурную
карту(кровли). Точки пересечения одноименных изогипс (изолиний) будут
являться токами через которые проходят внутренний и внешний контуры.
В песчаных пластах граница между нефтью и водой обычно резкая и
четко выделяется на электрокаротажных диаграммах. В неоднородных
пластах, то есть с низкими коллекторскими свойствами располагается
переходная зона, насыщенная как нефтью, так и водой. Переходная зона
может иметь мощность до 10-15 м. Существование такой переходной зоны
объясняется тем, что в зоне контакта нефти с водой в капиллярных порах
содержится повышенное количество остаточной воды. При перфорации
нижней части переходной зоны в скважину поступает вода, при перфорации
верхней – нефть.
При наличии переходной зоны плоскость водонефтяного контакта надо
проводить внутри этой зоны, так чтобы выше контакта в пласте была нефть,
ниже вода. При таком определении положения водонефтяного контакта,
часть пласта расположенная выше него будет чисто нефтяной, а часть
примерно 1/3 – 2/3 всей переходной зоны не даст промышленного притока
нефти и относится к водоносной части. Переходная зона делится на три
части: нижнюю, содержащую воду с некоторым количеством неподвижной
нефти; среднюю с подвижной нефтью и водой; и верхнюю, содержащую
подвижную нефть и неподвижную воду.

3. 3
Информацией о положении ВНК,ГНК,ГВК в каждой скважине можно
получить по анализу кернов, промысловой геофизики и опробования
пластов. Основную информацию получают методами геофизики.
Геофизические методы обычно позволяют болене четко выделять
подошву переходной зоны, резко скачкообразно возрастает величина
удельного сопротивления ρк и снижается величина нейтронного гамма-
каротажа.
Определение положений ВНК путем опробования скважин проводится
преимущественно в разведочных скважинах. При опробовании скважин
следует исключить возможность прорыва жидкости или газа из выше и
нижележащих участков разреза. Для этого интервал перфорации располагают
на расстоянии 2-3 м от предполагаемых границ переходной зоны. При
поинтервальном опробовании скважин вначале перфорируют нижний из
намеченных интервалов, вызывают приток флюида из пласта в скважину и
после полной замены флюидом промывочной жидкости в скважине отбирают
пробу. Затем перфорированный интервал изолируют путем установки
цементного моста под давлением и производят опробование необходимого
интервала.
Полученная безводная нефть указывает, что ВНК (ГВК) находится
ниже интервала перфорации. Полученная пластовая вода, свидетельствует
что ВНК находится выше испытанного интервала.
Типичное размещение нефти, газа и воды в пласте.
1 –газовая шапка;
2 – зона перехода от нефти к газу;
3 – нефтяная залежь;
4 – зона перехода от нефти к воде;
5 - водоносная зона.
Физико-химические особенности нефти, газа и воды.
Нефть—это жидкий горючий минерал, состоит из органических соединений,
основную часть которых составляют углеводороды. По внешнему виду нефть —
маслянистая, чаще всего темная жидкость.
Химический состав нефтей.
Элементарный состав нефтей характеризуется обязательным наличием пяти
химических элементов — углерода, водорода, кислорода, серы и азота при резком коли-
чественном преобладании первых двух — свыше 90 %. Максимальное содержание
остальных трех элементов может в сумме доходить до 5—8% (главным образом за счет

4. 4
серы), но обычно оно намного меньше.
Классификация нефтей по химическому составу.
По количественному соотношению содержащихся в нефти различных групп
углеводородов все нефти сгруппированы в четыре класса:
1) метановые, содержащие более 66% углеводородов метанового ряда (СnH2n+2);
2) нафтеновые, содержащие более 66% углеводородов нафтенового ряда (СnH2n);
3) нафтено-метановые, в которых содержание метановых и нафтеновых
углеводородов в сумме составляет более 66%;
4) ароматические, содержащие углеводороды ароматического ряда (СnH2n-b).
В нефти также содержатся в малых количествах неорганическая сера, различные
металлы и т.д.
По содержанию парафина нефти подразделяются на три группы:
1) беспарафиновые – парафина до 1%;
2) слабопарафиновые – парафина 1 – 2%;
3) парафиновые – парафина свыше 2%.
По содержанию серы нефти делятся на две группы:
1) малосернистые – серы до 0,5%;
2) высокосернистые – серы более 0,5%.
По содержанию асфальтенов и смол выделяются три группы нефтей:
1) малосмолистые – смол менее 8%;
2) смолистые – смол 8 – 28%;
3) сильносмолистые – смол более 28%.
По консистенции нефти различаются от легко подвижных до высоковязких (почти
не текучих) или застывающих при нормальных условиях. Цвет нефтей меняется от
зеленовато-бурого до чёрного.
Плотность определяется количеством массы в единице объема. Единицей
плотности является кг/м3. На практике пользуются относительной плотностью, которая
представляет собой отношение плотности нефти при температуре 20°С к плотности воды
при 4 °С. Обычно плотность нефтей колеблется в пределах 820-950 кг/м3.
Различия в плотности нефтей связаны с количественными соотношениями
углеводородов отдельных классов. Нефти с преобладанием метановых углеводородов
легче нефтей, богатых ароматическими углеводородами. Плотность смолистых веществ
нефти выше 1,000, поэтому чем больше их в нефти, тем выше ее плотность.
Плотность нефти зависит от соотношения количества легкокипящих и тяжелых
фракций. Как правило, в легких нефтях преобладают легкокипящие (бензин, керосин), а в
тяжелых—тяжелые компоненты (масла, смолы). Поэтому плотность нефти дает первое
приближенное представление о ее составе.
Плотность нефтей в пластовых условиях меньше, чем на земной поверхности, так
как в пластовых условиях нефти содержат растворенные газы.
Плотность пластовой нефти зависит от состава нефти, давления, температуры,
количества растворённого газа. Чем меньше плотность нефти, тем выше выход светлых
фракций. Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на её плотность. С
повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении её
углеводородными газами. Плотность нефтей при насыщении азотом или углекислым
газом несколько возрастает с увеличением давления.
Вязкость—свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц
при движении. Различают динамическую (абсолютную) вязкость нефти, кинематическую
и относительную (удельную, условную).
Динамическая вязкость выражается величиной сопротивления взаимному
2
перемещению двух слоев жидкости с поверхностью 1 см , отстоящих друг от друга на 1
см, при относительной скорости перемещения 1 см/с. За единицу динамической вязкости
принят пуаз (Пз) с размерностью дин∙с/см2.

5. 5
Вязкость – сила трения (внутреннего сопротивления), возникающая между двумя
смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном
перемещении. В системе СИ – [Н∙с/м2, или Па⋅с=10Пз]
Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости
сепарированной вследствие большого количества растворённого газа, повышенного
давления и температуры. При этом вязкость уменьшается с повышением количества газа в
нефти и с увеличением температуры; повышение же давления вызывает увеличение
вязкости.
Вязкость нефти в пластовых условиях различных месторождений изменяется от
сотен мПа⋅с до десятых долей мПа⋅с. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в
десятки раз меньше вязкости сепарированной нефти. Из различных углеводородов,
составляющих нефть, наименьшей вязкостью обладают парафиновые, а наибольшей—на-
фтеновые.
С количеством растворённого газа в нефти также связан объёмный коэффициент
b, характеризующий соотношение объёмов нефти в пластовых условиях и после
отделения газа на поверхности:
V
b = пл
Vдег
, где Vпл – объём нефти в пластовых условиях;
Vдег – объём нефти при атмосферном давлении и температуре 20°С после дегазации.
Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным
коэффициентом θ = 1/b =Vст /Vпл
Используя объёмный коэффициент, можно определить усадку нефти (U), т.е.
уменьшение объёма пластовой нефти при извлечении её на поверхность (в %):
b− 1
U = ⋅100%
b
Физические свойства нефтей. Измерение физических параметров нефтей
позволяет определить их товарные качества. Некоторые параметры (плотность, вязкость и
др.) используются при расчете и проектировании разработки месторождений, неф-
тепроводов, транспортирования нефти и т. д.
Давление насыщения. В пластовых условиях важным свойством нефти является
давление насыщения нефти газом. Это наименьшее давление, при котором нефть
полностью насыщается газом, или давление, при незначительном снижении которого из
смеси появляются пузырьки газа.
Растворимость. Нефти и нефтепродукты легко растворяются в органических
растворителях: бензине, хлороформе, сероуглероде и др. Растворимость нефти в воде
мала. Так, в 1м3 воды может раствориться 270г керосина. Нефть и её продукты являются
хорошим растворителем для ряда веществ: йода, серы, каучука, многих смол и
растительных и животных жиров. Нефть ничтожно мало растворяет воду в количествах,
измеряемых тысячными долями процента.
Электропроводность. Нефть и её производные по отношению к электрическому току
являются изоляторами.
Газовый фактор. Количество газа, приходящееся на 1т нефти, называется газовым
фактором (м3/т) В пластовых условиях распределение каждого углеводорода между
жидкой и газообразной фазами будет находиться в соответствии с давлением паров при
данной температуре. Газ, не перешедший в жидкую фазу в пластовых условиях, может
находиться в разных состояниях в зависимости от давления насыщения (свободном,
растворённом, адсорбированном и т. д.).
Природный углеводородный газ, попутный или нефтяной газ.
Углеводородные газы, генерируемые в осадочной оболочке земной коры, могут
находиться в различных состояниях: свободном, растворенном, твердом и др. В
свободном состоянии они образуют газовые скопления. Углеводородные газы хорошо
растворимы в подземных водах и нефтях. При определенных условиях они вступают в

6. 6
соединение с водой и переходят в твердое состояние.
Химический состав газов. Газы газовых скоплений представлены в основном
метаном (до 98,8%) с примесью его гомологов, а также неуглеводородных компонентов:
углекислого газа, азота и сероводорода. Ввиду резкого преобладания метана и небольшого
(до 0,2%) количества жидких его гомологов эти газы относят к так называемым сухим
газам.
Газы, растворенные в нефтях, называются попутными нефтяными газами. Состав
нефтяных попутных газов резко отличается от сухих значительным содержанием метана,
этана, пропана, бутана и высших углеводородов (в сумме до 50 %). Поэтому они получили
название жирных или богатых газов. В составе газов, растворенных в подземных водах,
основное значение имеют метан, азот и углекислый газ. Концентрация метана в
растворенном газе может достигать 80—95 % и составлять тысячи кубических
сантиметров на литр, концентрации углеводородов имеет иногда промышленное зна-
чение.
Растворимость углеводородных газов в нефти примерно в 10 раз больше, чем в
воде. Жирный газ лучше растворим в нефти, чем сухой, более легкая нефть растворяет
больше газа, чем тяжелая.
Газ, растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает плотность, вязкость и
поверхностное натяжение. Если объем газовой фазы значительно превышает объем нефти,
то при давлении 200—250 кг/см2 и температуре 90—95 °C наступает обратная
растворимость—жидкие углеводороды начинают растворяться в газе, и при определенных
давлении и температуре смесь флюидов полностью превратится в газ. Это явление
называется ретроградным или обратным испарением. Физические свойства природных
газов, которые были рассмотрены выше, играют заметную роль в процессах формиро-
вания залежей нефти и газа и в размещении их в земной коре. Например, нефть сама по
себе практически не может мигрировать через труднопроницаемые породы, в то время как
в растворенном состоянии в газе для нее эти породы не являются такой преградой на пути
миграции.
При понижении давления из газа начинает выпадать конденсат в виде жидких
углеводородов. Это явление называется обратной конденсацией. При повышении
давления конденсат снова превращается в газ.
Для каждого газа существует температура, выше которой газ не переходит в
жидкое состояние, как бы велико ни было давление. Так же для каждого газа существует
предельное давление, ниже которого, как бы ни низка была температура, газ не переходит
в жидкое состояние. Эти предельные температура и давление называются критическими.
Физико-химические свойства природных газов
Природные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в
газообразном состоянии.
Углеводородные газы, в зависимости от их состава, давления и температуры могут
находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде
газожидкостных смесей. Газ обычно расположен в газовой шапке в повышенной части
пласта.
Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует (это возможно при высоком
пластовом давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворён в нефти.
Этот газ будет, по мере снижения давления, выделятся из нефти при разработке
месторождения и будет называться попутным газом.
В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в
пласте, тем больше растворённого газа в нефти.
Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти,
называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и
температурой в пласте.
От давления насыщения зависит газовый фактор – количество газа (в м3),

7. 7
содержащееся в 1 тонне нефти.
Газы могут находиться в пласте в трёх состояниях: свободном, сорбированном,
растворённом.
Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана.
Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь
метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина.
Содержание метана – около 35-85%. Содержание тяжёлых углеводородов в попутном газе
20-40% , реже – до 60%.
Критическое давление – давление, при котором газообразный углеводород
переходит в жидкое состояние.
Критическая температура – температура, при которой жидкий углеводород
переходит в газообразное состояние.
Растворимость газов в нефти и воде
От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие
свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и т.д.
Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами
определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа растворятся в
нефти и воде имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от
добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.
Минимальное давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е.
переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщения.
Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в
свободном состоянии (залежь имеет газовую шапку). Если пластовое давление больше
давления насыщения, тогда весь газ растворён в нефти.
Природа воды и углеводородов различается, а, следовательно, углеводородная
составляющая нефтяного газа растворяется в воде хуже, чем в нефти.
Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, Н2S, N2
растворяются в воде лучше. Например, пластовая вода сеноманского горизонта очень
газирована (5 м3 газа СО и СО2 на 1 т воды).
С повышением давления растворимость газа растёт, а с повышением температуры
– падает. Растворимость газа зависит также от минерализации воды.
Физико-химические свойства пластовой воды
По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно
обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может
достигать 95%. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс
добычи нефти и газа.
Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого
нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда
растворено некоторое количество солей. Больше всего в воде содержится хлористых
солей (до 80-90% от общего содержания солей).
Виды пластовых вод: подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под
залежью);краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи);промежуточные (между
пропластками);остаточные (оставшаяся со времён образования залежи вода).
Все эти виды вод представляют собой единую гидродинамическую систему.
Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта, следовательно, её
свойства влияют на количество вытесненной нефти.
Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания
растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м3.
Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и
минерализации. От давления вязкость зависит слабо. Наибольшую вязкость имеют
хлоркальциевые воды (в 1,5-2 раза больше чистой воды).
Минерализация воды – содержание растворённых солей в г/л. По степени

8. 8
минерализации пластовые воды делятся на четыре типа:
рассолы (Q>50 г/л); солёные, минерализованные(минеральные) (10<Q<50 г/л);
солоноватые (1<Q<10 г/л); пресные (Q≤1 г/л).
Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.
По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-
магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые
воды. Тип пластовой воды определяется соотношением ионов растворённых солей:
анионов: OH- , Cl- , SO42- , CO32- , HCO3-
катионов: H+ , K+ , Na+ , NH4 +; Mg2+ , Ca2+ , Fe3+
ионов микроэлементов: I-; Br-;
коллоидных частиц SiO2; Fe 2O3; Al2O3;
нафтеновых кислот и их солей.
Состав воды определяет её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное
содержание растворённых солей кальция, магния, железа.
Жёсткость воды оценивается содержанием в ней солей в миллиграмм-эквивалентах
 мг −экв 
на литр 
 л
.

Тип природной воды характеризуется в зависимости от содержания двухвалентных
катионов: очень мягкая вода – до 1,5 мг-экв./л; мягкая вода – 1,5-3,0 мг-экв./л;
умеренно жёсткая вода – 3,0-6,0 мг-экв./л; жёсткая вода – более 6 мг-экв./л.
Вода, находясь в контакте с нефтью, частично в ней растворяется. Коэффициент
растворимости нефти в воде зависит от наличия в воде полярных составляющих. Чем
легче нефть, тем меньше в ней растворено воды. Нефти парафинового основания
содержат мало воды. С ростом в нефти содержания ароматических углеводородов и
гетероатомных соединений, растворимость воды в нефти растёт.
Поверхностное натяжение пластовой минерализованной воды на границе с
воздухом равно 0,07-0,08 Н/м. Величина поверхностного натяжения влияет на
вымывающие способности воды: при меньшем поверхносном натяжении вода полнее
вытесняет нефть из пласта.
Промысловая классификация подземных вод
В промысловой практике пластовой водой принято называть только ту воду,
которая залегает в одном и том же пласте с нефтью или газом. Воды, принадлежащие
водоносным пластам, не содержащим нефть, или другим нефтегазоносным пластам,
называют чуждыми, или посторонними, по отношению к данному нефтяному или
газовому пласту (см.таблицу).
Связанная вода содержится в нефтяной или газовой части всякого пласта. Она
является водой неподвижной и представлена монослоем прочносвязанной и полислоями
рыхлосвязанной воды, адсорбированной на поверхности частиц породы.
Подвижная вода – это вода в углах пор, вода капиллярно удержанная и капельная.
Содержание в породе связанной воды характеризуется коэффициентом Кв.св., равным
отношению объема пор, занятых связанной водой, ко всему объему пор, а содержание
подвижной воды – коэффициентом Кв.подв.. В сумме они составляют коэффициент
остаточной водонасыщенности Кв.о.. В зоне предельного нефтегазонасыщения Кв.о= Кв.св;
наличие подвижной воды наряду со связанной характерно для переходных зон с
неполным нефтегазонасыщением. Сказанное выше относится к наиболее
распространенному гидрофильному коллектору, поверхность которого покрыта пленкой
связанной воды. В полностью гидрофобном коллекторе связанная вода отсутствует.
Законтурная (краевая) вода подпирает пластовые нефтяную или газовую залежь.
Подошвенная вода подпирает массивные нефтяную или газовую залежь. Она может быть
и впластовых залежах при заполнении нефтяного пласта не на всю мощность.
Конденсационная вода образуется за счет конденсации водных паров.
Верхняя вода залегает в пластах, расположенных выше данного продуктивного
пласта. При проникновении в продуктивный пласт она будет для него верхней

9. 9
посторонней водой. Нижняя вода залегает в пластах, расположенных ниже данного
продуктивного пласта. При проникновении в продуктивный пласт она будет нижней
посторонней водой.
Тектоническая вода проникает в нефтяной пласт по тектоническим трещинам.
Технологическая вода закачивается в пласт при искусственном заводнении,
согласно технологическому процессу разработки залежей.
Техническая вода – фильтрат промывочной жидкости, проникшей в пласт в
процессе вскрытия его добывающими или разведочными скважинами. Появление в пласте
технической воды весьма нежелательно, так как в результате этого значительно снижается
продуктивность скважин, особенно газовых.
Промысловая классификация подземных вод
Пластовая вода Посторонняя
(чуждая) вода
в продуктивной в водоносной части пласта
части пласта
1.Связанная 1.Законтурная, или краевая Верхняя
2.Подвижная 2.Подошвенная Нижняя
3.Конденсационная 1.Тектоническая
2.Технологическая
3.Техническая