Тема 2. Происхождение и физико-химические

ХАРАКТЕРИСТИКИ НЕФТИ И ГАЗА. УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ, ТИПЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ.

2.1 Происхождение нефти и газа

Несмотря на столетний опыт разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, происхождение нефти, газа и родственных им веществ до сего времени окончательно не выяснено.

Под влиянием давления, температуры и других факторов нефть и газ переходят из одного физического состояния в другое. В результате таких преобразований появляются новые продукты, отличающиеся качественно от ранее существовавшего вещества. Кроме того, нефть и газ способны перемещаться из материнских пород, где они образовались, в другие породы. Все это очень осложняет исследования вопросов происхождения нефти.

К настоящему времени наметились два основных направления в решении, этой проблемы. Одно из них предполагает неорганическое, а другое - органическое образование этих полезных ископаемых.

Основные положения гипотезы неорганического происхождения нефти и природного газа были сформулированы еще в 1877 г. Д. И. Менделеевым, предполагавшим, что углеводороды могут образоваться в недрах Земли при действии перегретого водяного пара на карбиды тяжелых металлов в условиях высоких температур и давлений. В результате реакции происходит образование не жидкой нефти, а паров углеводородов, т. е. составных частей нефти и природного газа.

Основоположником гипотезы органического происхождения нефти и природного газа является М. В. Ломоносов. Еще в 1750 г. он объяснил происхождение нефти разложением в недрах земли без доступа кислорода органических останков животных и растительных организмов под действием высокой температуры, давления, бактерий и катализаторов (глины, известняка). В результате такого разложения органических остатков образуются углеводороды - составная часть нефти и газа. Нефть в виде мельчайших включений пропитывает горную породу, подвергающуюся с течением времени все большему и большему горному давлению в связи с увеличением, мощности накапливающихся осадочных пород. Под влиянием горного давления она перемещается в более пористые породы (песчаники, известняки), образуя залежи.

Органическое происхождение нефти и природного газа признается большинством ученых.

Гипотеза органического происхождения ориентирует науку на поиски нефти и газа в толщах осадочных горных пород, к которым относятся все известные сегодня нефтяные и газовые месторождения.

2.2 Физико-химические характеристики нефти

Химические соединения углерода с водородом называют углеводородами. Известно огромное количество различных по своим свойствам углеводородов, отличающихся друг от друга числом атомов углерода и водорода в молекуле и характером их сцепления.

Наибольшее распространение в природе получили углеводороды так называемого метанового ряда: метан СН₄, этан С₂Н₆, пропан С_зН₈ и др. Эти углеводороды называют также предельными или насыщенными, что подчеркивает их малую химическую активность, а также плохую способность вступать в соединение с атомами других веществ.

По своей химической природе нефть и нефтяной газ являются смесью углеводородов метанового (С_пН_2п+а), нафтенового (С_пН_2п) и ароматического (С_пН_2п-в), а изредка и других рядов. В незначительных количествах содержит сернистые, азотистые, кислородные соединения и неорганические примеси.

Углеводороды от метана до бутана С₄Н₁₀ включительно при атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии. Из них состоит нефтяной газ. Углеводородные соединения, содержащие от 5 до 17 атомов углерода в молекуле (С₅Н₁₂ - С₁₇Н₃₆), - жидкие вещества. Эти соединения входят в состав нефти.

Углеводороды, в молекулах которых имеется свыше 17 атомов углерода, откосятся к твердым веществам. Это парафины и церезины, содержащиеся в тех или иных количествах во всех нефтях.

Физические свойства и качественная характеристика нефтей и нефтяных газов, зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или смежных групп.

Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракции. Содержание в нефти большого количества смолистых и парафиновых соединений делает ее малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующего транспортирования,

Товарные качества и фракционный состав нефтей определяют путем лабораторной разгонки их. Разгонка нефти основана на том, что каждый углеводород, входящий в ее состав, имеет свою определенную точку кипения. Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. Например, у пентана (С₅Н₁₂) точка кипения равна 36°С, у гексана (С₆Н₁₄) - 69°С. У тяжелых углеводородов точки кипения более высокие; они доходят до 300°С и выше. Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, характеризует фракционный состав нефти.

Первичная характеристика нефти на промысле определяется по ее удельному весу. Обычно пользуются относительным удельным весом, представляющим собой отношение веса нефти к весу воды в таком же объеме при 4°С. Относительный удельный вес не имеет размерности. Для различных нефтей относительный удельный вес имеет величину от 0,78 до 0,98, т. е. нефть всегда легче воды. Легкие нефти с удельным весом до 0,88 являются наиболее ценными, так как содержат больше бензиновых и масляных фракций.

Одно из основных физических свойств любой жидкости - вязкость (или внутреннее трение), т. е. свойство жидкости сопротивляться перемещению одной части жидкости относительно другой. Чем больше вязкость жидкости, тем больше сопротивление при ее движении.

Нефти обладают самой различной вязкостью, в несколько раз превышающей вязкость воды. При повышении температуры вязкость любой жидкости (в том числе и нефти) резко уменьшается. Например, повышение температуры многих бакинских нефтей с 10 до 30°С уменьшает их вязкость в 2 раза. Поэтому при перекачке вязких нефтей и мазутов их обычно подогревают.

Как уже отмечалось, температура в земной коре увеличивается с глубиной. Поэтому и вязкость нефти в нефтяных пластах всегда меньше, чем на поверхности. С точки зрения добычи нефти это весьма благоприятный фактор, так как чем меньше ее вязкость, тем меньше расход энергии на добычу каждой тонны нефти.

Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств дегазированной нефти. Это объясняется влиянием на пластовую нефть температуры, давления и растворенного газа.

В условиях пластового давления в нефти всегда растворено определенное количество газа, достигающее иногда, до 300-400 м³ на 1 м³ нефти. Растворенный газ резко снижает плотность и вязкость нефти и увеличивает её сжимаемость и объем.

Физические характеристики нефти в пластовых условиях необходимо знать при подсчете запасов нефти и газа, составлении технологических схем разработки нефтяных месторождений, выборе техники и технологии для извлечения нефти из пласта и т. п.

Отношение объема нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти после ее дегазации, т. е. при «нормальных» условиях, носит название объемного коэффициента нефти:

(2.1)

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем в пластовых условиях занимает 1 м³ дегазированной нефти. Объемный коэффициент нефти всегда больше единицы. У некоторых нефтей он равен 3.

2.3. Физико-химические характеристики газа.

Природные горючие газы нефтяных и газовых месторождений по своей химической природе сходны с нефтью. Они так же, как и нефть, являются смесью различных углеводородов: метана, этана, провала, бутана, пентана. Самый легкий ив всех углеводородов - метан; в газах, добываемых из нефтяных и газовых месторождений, его содержится от 40 до 95% и более (по отношению ко всему количеству газа).

Отдельные углеводороды, входящие в состав нефтяных газов, отличаются друг от друга по своим физическим свойствам. Это естественно отражается и на физических свойствах самого нефтяного газа. Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов - метана и этана, тем легче этот газ и меньше его теплотворная способность. В тяжелых нефтяных газах, наоборот, мало метана и этана.

При нормальных условиях (т. е. при давлении 760 мм рт. ст. и температуре 0°С) метан и этан всегда находятся в газообразном состоянии. Пропан и бутан также относятся к газам, но они очень легко переходят в жидкость даже при очень малых давлениях.

Вообще давление, потребное для перевода того или иного углеводорода из газообразного состояния в жидкое, т. е. упругость его паров, повышается с ростом температуры. При данной температуре оно тем больше, чем ниже удельный вес углеводорода.

Наибольшей упругостью паров обладает метан, который при нормальных условиях нельзя превратить в жидкость, так как его критическая температура равна - 82,1°С. Так же трудно переводится в жидкость этан.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых (от пропана и выше) углеводородов газы разделяются на две группы - сухие и жирные.

Под названием сухой газ подразумевается естественный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах. Название жирный газ относится и газу, который содержит тяжелые углеводороды в таких количествах, что из этого газа с выгодой можно получать сжиженные газы, или газовые бензины.

На практике сухим считается такой газ, в 1 м³ которого содержится меньше 60 г газового бензина; в 1 м³ жирного газа 60-70 г газового бензина.

Более жирные газы сопутствуют обычно легким нефтям. С тяжелыми нефтями, наоборот, добывают по преимуществу сухой газ, состоящий главным образом из метана.

Нефтяные газы содержат кроме углеводородов в незначительных количествах углекислый газ, азот, сероводород, гелий и т. п.

Основным физическим параметром нефтяного газа является его удельный вес. На практике обычно пользуются понятием относительного удельного веса газов. Относительным удельным весом газа называется отношение веса определенного объема газа к весу такого же объема воздуха при одинаковых температуре и давлении. Относительный удельный вес углеводородных газов колеблется в широких пределах: от 0,554 у метана до 2 у бутана и выше.

2.4 условия залегания нефти и газа

Подавляющее большинство природных резервуаров насыщено водой. Образовавшиеся при определенных условиях нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, начинают перемещаться или, как говорят геологи, мигрировать. Это происходит вследствие разницы в удельном весе нефти, газа и воды.

Сначала нефть и газ перемещаются до кровли подземного резервуара, а затем, если пласт наклонный, вдоль его кровли до выхода на поверхность земной коры или до какого-либо препятствия.

В первом случае выходящий из подземного резервуара газ улетучивается в атмосферу, а нефть может образовать нефтяные ручьи и даже озера. Во втором случае нефть и газ скапливаются вблизи препятствия и образуют ловушку.

Таким образом, ловушка есть часть природного резервуара, в которой со временем устанавливается равновесие воды, нефти и газа. Газ имеет наименьший удельный вес, поэтому он держится в верхней части ловушки. Ниже газа располагается нефть. Вода, как более тяжелая жидкость, скапливается в нижней части ловушки.

Вприроде существуют самые разнообразные виды ловушек. Наиболее распространенными являются сводовые и экранированные ловушки(рис. 2.1).

Рис. 2.1 Типы ловушек:

а - сводовая; б –литологически экранированная;в- тектонически-экранированная;

г- стратиграфически экранированная

Сводовые ловушки образуются в антиклинальных складках, если в кровле и подошве последних располагаются плохо проницаемые породы. В этом случае нефть и газ всплывают над водой, содержащейся в проницаемом пласте, попадают в свод антиклинали и оказываются в ловушке (рис. 2.1.а). В сводовой ловушке препятствием, или экраном для миграции нефти и газа, является плохо проницаемая кровля в сводовой части антиклинальной складки.

Однако, для образования ловушки совсем необязательно, чтобы проницаемый, пласт имел форму антиклинальной складки. Ловушка может образоваться и тогда, когда хорошо проницаемая порода на некотором протяжении ограничена плохо проницаемой породой. Ловушки подобного вида называют литологически экранированными (рис. 2.1.б).

Ловушки могут образоваться и в местах контакта по трещине - сбрасывателю пористого пласта и плохо проницаемой породы. Ловушка такого типа, называемая тектонически-экранированной, показана на рис. 2.1. в.

Как видно из рис. 2.1. в, нефть и газ, скопившиеся в приподнятой части пористого пласта на висячем крыле, оказались в ловушке, т. к. их миграция в плохо проницаемые породы лежачего крыла практически невозможна.

Встречаются в природе и так называемые стратиграфически экранированные ловушки (рис. 2.1, г). В этом случае нефть и газ, находящиеся в наклонно залегающем пористом пласте, контактируют с горизонтально залегающими, плохо проницаемыми породами, которые служат экраном для нефти и газа.

В ловушке любой формы при благоприятных условиях может произойти значительное скопление нефти и газа, называемое залежью. Форма и размер залежи обусловливаются формой и размером ловушки. Рассмотрим основные элементы и параметры нефтегазовой залежи (рис.2.2).

Рис. 2.2 Схема сводовой газо-нефтяной пластовой залежи:

1 -внутренний контур газоносности; 2 - внешний контур газоносности;

3 - внутренний контур нефтеносности; 4 - внешний контур нефтеносности

Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтегазовой залежи, или поверхностью водонефтяного раздела.

Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой пласта - есть внутренний контур нефтеносности.

Скопление свободного газа над нефтью в залежи называется газовой шапкой.

Линия пересечения поверхности нефтегазового раздела с кровлей пласта представляет внешний контур газоносности, а с подошвой пласта - внутренний контур газоносности.

Рис. 2.3 Схема массивной газонефтяной залежи:

1 -внешний контур газоносности; 2 - внешний контур нефтеносности

В том случае, когда в сводовой нефтегазовой ловушке нефти и газа недостаточно для полного заполнения пласта (по всей мощности), внутренний контур газоносности или даже внутренний контур нефтеносности будут отсутствовать.

Газовая шапка в пласте имеется в том случае, если давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре в пласте. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти.

При отсутствии в пласте нефти возможно образование чисто газовой залежи, у которой существуют внешний и внутренний контуры газоносности.

В нефтегазовых ловушках, образовавшихся в массивных природных резервуарах, внутренние контуры нефтеносности и газоносности отсутствуют (рис. 2.3).

В газовых ловушках, сформировавшихся в массивных природных резервуарах, имеется только внешний контур газоносности.

Геометрические размеры залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки. Высотой нефтяной части нефтегазовой залежи называется расстояние от подошвы до газонефтяного раздела. Длина залежи определяется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении большой оси залежи с внешним контуром нефтеносности. Ширина залежи характеризуется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении малой оси залежи с контуром нефтеносности. Большая и малая оси залежи проводятся взаимно перпендикулярно с центром их пересечения в своде залежи.

Кроме сводовых пластовых и массивных нефтегазовых и газовых залежей, принципиальные схемы которых были рассмотрены выше, существуют пластовые экранированные и литологически ограниченные залежи нефти и газа.

Следовательно, трем основным типам природных резервуаров соответствуют три основные группы залежей нефти и газа:

1) пластовые залежи (сводовые и экранированные);

2) массивные залежи;

3) литологически ограниченные залежи.

2.5 Типы месторождений углеводородов

Под месторождением, нефти и газа понимается совокупность залежей одной и той же группы (например, сводовых пластовых или массивных и т. д.), находящихся в недрах земной коры единой площади. Приведенное определение нуждается в пояснении, так как оно содержит некоторую условность в обобщенность. Условность состоит в том, что нефть и газ никогда не залегают в месте своего образования. Поэтому под термином «месторождение» надо понимать не место рождения нефти и газа, а место залегания ловушки, в которую попали эти полезные ископаемые вследствие миграции.

Обобщенность заключается в том, что месторождение нефти и газа может иметь от одной до нескольких десятков залежей. Единичная залежь может считаться месторождением в том случае, если она содержит запасы нефти и газа, обусловливающие целесообразность ее разработки. Несколько залежей могут входить в одно месторождение при условии, если они характеризуются однотипными структурами, определяющими общность организации поисков, разведки и добычи нефти и газа.

Однако не всегда можно определять границы месторождения только с учетом типа структуры. Иногда крупная структура характеризует целую зону нефтегазонакопления, содержащую несколько месторождений нефти и газа. Примером такой зоны может служить залегание осадочных горных пород, характеризующееся одним типом структуры - моноклиналью. Но моноклиналь на своем протяжении может иметь различного рода экранированные залежи. В этом случае не исключена возможность образования нескольких разрозненных залежей нефти и газа, требующих разного подхода к организации работ по разведке и добыче полезного ископаемого. В результате единая моноклинальная структура, являющаяся зоной нефтегазонакопления, разбивается по территориальному признаку на несколько месторождений. Поэтому в определении понятия «месторождение нефти и газа» говорится не только о типе структуры, но и о распространении залежей в недрах земной коры одной и той же площади.

Существование в земной коре двух основных геологических структур - геосинклиналей и платформ предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса:

I класс - месторождения, сформировавшиеся в геосинклинальных (складчатых) областях;

II класс - месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.

Характерными представителями месторождений I класса являются месторождения Северного Кавказа и юго-восточной части Кавказского хребта, а также Крыма, Восточных Карпат, Туркмении, Ферганы, Узбекистана, Таджикистана и Сахалина. Все месторождения нефти и газа, расположенные между Волгой и Уралом, относятся к месторождениям II класса.