Геология / 1 курс / Общая геология / Общая геология методичка Парначев

Химические классификации нефти основаны на соотношении различных УВ того или иного класса, что коррелируется с содержаниями серы, смолисто-асфальтеновых компонентов, твёрдых парафинов и плотностью нефти. По классификации Грозненского нефтяного НИИ выделяются шесть классов нефтей: 1) метановые, 2) метанонафтеновые, 3) нафтеновые, 4) нафтеново-метаново-ароматические,

5)нафтеново-ароматические, 6) ароматические.

Вклассификации Н.Б. Тиссо и Д. Вельте (1978) в качестве главного параметра рассматривается содержание насыщенных УВ (рис. 21.2), которое отрицательно коррелируется с содержанием ароматических УВ, смол, асфальтенов и серы.

Рис. 21.2. Треугольная диаграмма состава шести классов нефтей (по Б.В. Тиссо и Д. Вельте, 1978)

Классификация А.А. Петрова (1984) основана на изучении нефтей методами газово-жидкостной хроматографии и масс-спектрометрии. По характеру распределения нормальных и изопреноидных алканов выде-

парафинового и нафтено-парафинового основания и характеризуется высоким содержанием бензиновых фракций и низким – смол. Нефть типа А2 соответствует нафтено-парафиновым и парафиновым нефтям. Нефти типа Б1 имеют нафтеновое и нафтено-ароматическое основание и

191

2

содержат мало лёгких фракций. Нефти типа Б соответствуют нефтям нафтенового, реже – парафино-нафтенового основания. А.А. Петров отмечает, что максимум залежей нефтей типов 2А, Б2 и Б1 приурочен к

1

глубинам 500–1000 м, нефти типа А преобладают с глубиной2 км. С

увеличением глубины намечается постепенный переход от нефти типа Б1 к типу А1.

Углеводородные газы (УВГ) являются газовой фазой природных УВ. Типы природных газов приведены в табл. 21.1.

1) свободные в атмосфере и газовых залежах; 2) растворённые в водах; 3) сорбированные и окклюдированные; 4) в виде твёрдых растворов– газогидратов. Газы, растворённые в нефти и выделяющиеся при её разработке и самоизлиянии, называются попутными газами.

Основными компонентами природного газа являются углеводороды от метана (СН4) до бутана (С4Н10), а также неуглеводородные компоненты – СО2, N, Н2S и инертные газы. УВГ считается сухим, если содержание метана превышает85%, этана менее 10% и способных конденсироваться жидкостей менее 10 см3/м3. Тощий газ имеет преимущественно метановый состав с содержанием конденсата10–30 см3/м3. Жирный газ содержит конденсата от 30 до 90 см3/м3.

Природные УВГ бесцветны, легко смешиваются с воздухом, растворимость в нефти и воде различна и зависит от температуры, давления и состава газа, и нефти. Растворимость газа в нефти повышается с

192

увеличением давления и уменьшается с ростом температуры. Давление, при котором нефть полностью насыщена газом, называется давлением насыщения. Если давление в залежи падает, то газ выделяется в свободную фазу.

Плотность газов меняется в широких пределах от7.14×10–4 г/см3 у метана до 25.93×104 у бутана. При этом у диоксида углерода плотность равна 19.63×10–4 г/см3 и у воздуха – 12.93×10–4 г/см3.

глубины и температуры. Газонасыщенность вод в нефтяных месторождениях меняется от3.3 м3/м3 до максимально известной величины 9 м3/м3 в Мексиканском заливе. Газонасыщенность вод не только показатель газоносности недр, но и источник добычи газа (Япония).

Метан (СН4) является наиболее распространённым и миграционноспособным УВГ в природе. Он легко загорается. В смеси с воздухом (более 5%) взрывоопасен. Газообразные гомологи метана – тяжёлые углеводороды (ТУВ) – этан (С2Н6), пропан (С3Н8), бутан (С4Н10) в смеси с воздухом также взрывоопасны. Их содержание в газовых залежах обычно менее 0.5%, в нефтяных попутных газах достигает 30%.

Двуокись (диоксид) углерода (СО2) при –78°С переходит в твёрдую снегоподобную массу (сухой лёд). Его содержание в газах и нефти изменяется от 0 до 59%. Газ хорошо растворяется в воде, растворимость увеличивается с увеличением давления.

Азот (N2) – бесцветный газ без запаха– содержится в природных газах в количестве от 0 до 99%, в нефтяных попутных газах от 0 до 50%.

Сероводород (Н2S) – бесцветный газ с характерным резким запахом, хорошо растворяется в воде, высокотоксичен. При концентрации более 0.1% в воздухе может наступить летальный исход. В свободных природных УВГ его концентрация редко превышает 1%, увеличиваясь в газах из карбонатно-сульфатных толщ до 10–20, реже – 50%.

Водород (Н2) – бесцветный газ, не имеет запаха, в 14 раз легче воздуха. В природных газах содержание водорода меняется от тысячных долей до 60%, и он по сравнению с водородом воздуха, несколько обогащён дейтерием (2Н).

Гелий (Не) – газ без цвета и запаха, химически инертный. Среднее

содержание гелия в природных УВГ от0.5 до 10%, в атмосфере –

5.2×10–4%.

Классификация природных УВГ может проводиться по разным признакам: химическому составу, генезису, месту нахождения и т.д Наиболее употребительной является классификация по химическому

193

составу, в соответствии с которой выделяются газы азотные, углеводородные, кислые, водородные и смешанные (табл. 21.2).

Таблица 21.2

Классификация растворённых в пластовых водах газов по их составу (по Л.М. Зорькину, 1995)

Газоконденсатными называются такие пластовые УВ-системы, в которых при данных термобарических параметрах УВ находятся в растворённом газообразном состоянии. При этом растворителями являются метан, его гомологи и углекислота.

194

Константы фазовых равновесий в газоконденсатных системах в недрах определяются пластовыми давлениями и температурами, составом жидкой и газовой фаз, их соотношением, литологическим составом вмещающих пород.

При сжатии чистый газ конденсируется с образованием жидкой фазы, которая может сосуществовать с газом. В многокомпонентных УВ при увеличении давления нефть растворяется в газе, при этом образуется «газорастворённая нефть» – газоконденсат или газоконденсатная система (ГКС). В УВ при росте давления испарение увеличивается, и жидкость переходит в газообразное состояние, а при уменьшении давления газ конденсируется.

Газоконденсаты представляют собой обычно прозрачные жидкости бесцветные или желтоватые, слабо коричневатые, иногда зеленоватые с плотностью 0.620–0.825 г/см3. Они характеризуются низкой температурой начала кипения (24–92°С). В составе газоконденсата преобладают углеводороды (более 90%), присутствуют смолы (менее 5%), асфальтены.

Рис. 21.3. Фазовая диаграмма многокомпонентной системы в координатах давление (Р) – температура (Т), иллюстрирующая

ретроградные явления:

I – линии равных содержаний жидкой фазы; 2 – область ретроградных процессов; Ркр – критическое давление; Ткр – критическая температура; С –

критическая точка; Рm – криконденбар; Тm – крикондентерм

195

Газоконденсаты распространены в пределах глубин 710от до 4600 м. При этом выделяются первичные (исходные) и вторичные новообразованные газоконденсаты.

На рис. 21.3 в двухкомпонентной системе метан – жидкие УВ обозначена критическая температура, выше которой газ с увеличением давления не может быть превращён в жидкость. Критическое давление – давление необходимое для конденсации пара при критической температуре.

Продукты природного преобразования нефти называютприродными битумами. Для них существуют различные классификации. В классификации О.К. Баженовой (1979) выделены три основных генетических линии битумогенеза(рис. 21.4), отвечающие трём группам процессов: 1) гипергенная, 2) термально-метаморфическая, 3) фильтра- ционно-миграционная. В наиболее распространённой в природе гипергенной группе, формирование которой обусловлено окислением первичной нефти в зоне гипергенеза, выделено две подгруппы: 1) непрерывный генетический ряд мальта – асфальт – асфальтит – оксикерит – гуминокерит; 2) продукты микробиального окиления нафтидов – альгариты и элатериты.

Рис. 21.4. Схема образования нафтидов различных генетических линий в природе (по О.К. Баженовой и др., 2004):

1 – первичный продукт, 2 – новообразованный продукт

196

Термально-метаморфическая группа также объединяет два типа битумов, различающихся по исходному составу и условиям образования: 1) продукты метаморфического преобразования нафтидов– кериты, импсониты и антраксолиты; 2) нафтоиды, являющиеся продуктами пиролиза и возгонки органического вещества.

Миграционно-фильтрационная группа включает нафтоиды, образование которых связано с дифференциацией УВ в процессе миграции и фазовыми превращениями газонефтяного флюида. К этой группе отнесены озокериты и асфальтениты.

Вопросы для самоконтроля

1.Что называется нефтью?

2.Типы нефтей.

3.Классификация и состав УВ газов.

4.Продукты преобразования нефтей.

5.Охарактеризовать газоконденсатные системы.

197

ГЛАВА 22. ПРОБЛЕМА ПОИСКОВ И ОСВОЕНИЯ ГАЗОГИДРАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Возможность существования гидратов природных газов в недрах была зафиксирована в качестве открытия в1961 г. группой российских учёных под руководством академика А..АТрофимука (Н.В. Черский, Ф.А. Требин, Ю.Ф. Макагон, В.Г. Васильев), после чего во многих регионах мира к числу нефтегазоносных объектов стали относить и залежи углеводородов в гидратном состоянии.

Гидраты углеводородных газов представляют собой соединениявключения (клатраты), в которых молекулы углеводородных газов(или легколетучих жидкостей) размером не более 6.9 ангстрем при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решётки, образованной молекулами воды. Термодинамические условия образования гидратов: температура от 50 до 350 К при давлениях от 2 Па до 1.7 ГПа.

Рис. 22.1. Молекулярная структура газогидрата (Газ + 6H2O), внутри – большая молекула газа, окруженная молекулами воды (Благутина, 2006)

198

Впервые технологические (искусственные) гидраты были открыты ещё в 1811 г., обнаружены в технологических системах (газопроводах) в 30-х гг. прошлого века, а природные газогидратные залежи в60-х гг. ХХ в. Образуясь в потоке, гидраты накапливаются в призабойной зоне пласта, скважине, технологическом промысловом оборудовании, магистральных газопроводах, подземных хранилищах газа. При этом затраты на предупреждение образования гидратов и их ликвидацию достигают 20–30% промысловой себестоимости газа.

Рис. 22.2. Диаграмма фазового состояния газогидратов (Благутина, 2006)

Существуют гидраты почти всех природных и синтетических газов, за исключением водорода, гелия и неона. На рис. 22.2 приведены данные по упругости паров и равновесные кривые образования гидратов. В зонах, расположенных левее и выше этих кривых, газы находятся в твёрдом гидратном состоянии, правее и ниже – в свободном состоянии. Гидраты внешне похожи на спрессованный снег или молодой лёд. Общая формула гидратов G × nH2O. В зависимости от состава газа и условий гидратообразования n изменяется от 4.25 до 17. При образовании гидратов один объём воды связывает(в зависимости от состава исходного газа) от 70 до 300 объёмов газа. Гидраты газов, полученные из пресной воды, обладают в 10–15 раз более высокой электропроводностью, чем у льда. Гидраты, образованные из растворов с минерализацией 10 г/л, имеют электропроводность в 3–4 раза ниже электропроводности исходного раствора. Плотность гидрата 900–1100 кг/м3. Проницаемость гидратов очень низкая и близка к величине проницаемости плотных водонасыщенных глин.

199

Классификация природных газогидратов может осуществляться по разным признакам. Морфологически выделены четыре основных вида газогидратов: мелковкрапленные, узловатые, слоистые, массивные (плотные). В петрографическом плане выделяются три типа: 1) гидратмономинеральная порода; 2) гидрат – главный породообразующий минерал; 3) гидрат-акцессорный.

Е.С. Баркан и Г.Д. Гинсбург по генетическим признакам выделили четыре основных типа газогидратов: 1) криогенный тип, представляющий собой скопление гидратов, которые образуются в результате понижения температуры в уже существующей ко времени охлаждения залежи; 2) седиментогенный тип, образующийся на континентальных склонах и у подножий, что определяется сочетанием благоприятных

термодинамических условий и повышенными концентрациями ; ОВ 3) фильтрогенный тип, возникающий при фильтрации газа или газонасыщенной воды через зону, отвечающую термодинамической стабильности гидрата; 4) диагенетический тип, формирующийся вследствие связывания газов, образовавшихся при диагенетических процессах, с поровой водой.

Зона гидратообразования (ЗГО) определяется как зона горных пород, насыщенных водой и газом, в которой термодинамические условия соответствуют образованию гидратов. Мощность зоны зависит от состава газов и минерализации пластовой воды. Соответственно, около 25% территории суши и около90% акватории Мирового океана соответствуют условиям накопления и сохранения природных газов в твёрдом гидратном состоянии. Максимальная мощность зоны гидратообразования на материках приурочена к наиболее охлаждённым разрезам осадочного чехла земной коры, характеризующимся опреснёнными подземными водами.

В акватории Мирового океана большая часть осадков, мощность которых колеблется от нескольких сантиметров до нескольких километров, находится в зоне гидратообразования независимо от географической широты. В тропической зоне ЗГО располагается на глубинах от 250–500 м, а в полярных морях– на глубинах от 100–250 м. Верхняя граница ЗГО в акватории обычно находится в слое воды и определяется пересечением равновесной кривой гидратообразования и кривой изменения температуры воды. Нижняя граница ЗГО в акватории океана находится в толще придонных осадков и определяется пересечением кривой изменения температуры осадочного чехла и равновесной кривой гидратообразования. Минимальная глубина верхней границы гидратообразования для метана в Атлантическом океане составляет550 м, в Тихом – 500 м, в Индийском – 600 м. Общая площадь распространения

200