Главная страница
Навигация по странице:

  • 2. Гранулометрический состав пород.

  • 3. Пористость горных пород.

  • 4. Проницаемость горных пород.

  • 6. Механические свойства горных пород.

  • 7. Тепловые свойства горных пород и насыщающих их флюидов.

  • 2. Химические соединения, входящие в состав нефти и природного газа.

  • 3. Физические и физико-химические свойства нефти

  • 4. Свойства природного газа

  • 5. Понятие "ловушка" УВ. Классификации ловушек

  • 6. Понятие "залежь" УВ. Классификация залежей

  • 7. Первичная и вторичная миграция УВ.

  • 9. Основные закономерности размещения месторождений УВ.

  • 9. Нефтегазогеологическое районирование

  • 10. Основные нефтегазоносные провинции РФ.

  • 11. Нефтегазоносность РС (Я).

  • Физика пласта

  • Ответы гэк геология нефти и газа


    Скачать 1.41 Mb.
    НазваниеОтветы гэк геология нефти и газа
    АнкорOtvety_GEK.docx
    Дата15.12.2017
    Размер1.41 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаOtvety_GEK.docx
    ТипДокументы
    #11535
    страница1 из 13
      1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   13

    Ответы ГЭК

    Геология нефти и газа

    1. Физические свойства пород-коллекторов.

    Физические свойства пород-коллекторов (physical properties of reservoirs) - основные физические характеристики пород-коллекторов, учитываемые промысловой геологией: плотность; пустотность; проницаемость; характер структуры пустотного пространства; нефтегазоводонасыщенность; поверхностные свойства; теплоёмкость; сжимаемость и др. 

    1. Природные коллекторы нефти и газа. 
    Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими свойствами, позволяющими аккумулировать в ней нефть и газ, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Основные критерии коллектора нефти и газа - его емкостная и фильтрационная характеристики, определяемые вещественным составом, пористостью и проницаемостью, а в более общем виде - типом коллектора. Принято все коллекторы нефти и газа разделять на терригенные и карбонатные. 
    Терригенные коллекторы. Породы-коллекторы терригенного типа состоят из зерен минералов и обломков пород разных размеров, сцементированных цементами различного типа. Обычно эти породы представлены в разной мере сцементированными песчаниками, алевролитами, а также в виде смеси их с глинами и аргиллитами. Для характеристики терригенных коллекторов большое значение имеет их минералогический и гранулометрический составы.
    Карбонатные коллекторы. Породы-коллекторы карбонатного типа слагаются в основном известняками и доломитами.

    Коллекторские свойства пород нефтяного и газового пласта характеризуются следующими показателями:

    1) гранулометрическим составом пород;

    2) пористостью;

    3)проницаемостью; 

    4)капиллярными свойствами;

    5)удельной поверхностью;

    6)механическими свойствами;

    7)насыщенностью пород водой, нефтью и газом.

    2. Гранулометрический состав пород. Гранулометрический анализ проводится для определения степени дисперсности минеральных частиц, слагающих породу. Гранулометрическим (механическим) составом породы называют количественное, как правило, массовое содержание в породе частиц различной крупности. Им в значительной степени определяются многие свойства породы: пористость, проницаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства и т. п. По механическому составу можно судить о геологических условиях отложения пород залежи. Так как размеры частиц породы обуславливают общую их поверхность, контактирующую с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, остающейся в пласте после окончания его разработки в виде пленок, покрывающих поверхность зерен, и в виде капиллярно удержанной нефти.

    Гранулометрический состав горной породы определяют ситовым и седиментационным анализами, ситовый анализ применяется для фрационирования частиц размером более 0,05 мм

    3. Пористость горных пород. Под пористостью горных пород понимают наличие в породе пустот (пор), незаполненных твердым веществом. Пористость —показатель, широко используемый для характеристики коллекторских свойств пласта и определения запасов нефти и газа в залежи. Количественно пористость характеризуется коэффициентами полной и открытой пористости.

    Коэффициентом полной (абсолютной) пористости тnназывают отношение объема всех пор Vпор образца к видимому его объему Vo6р: mn = Vпор/Vo6p (1.2)

    Коэффициентом открытой пористости т0принято называть отношение объема открытых, сообщающихся между собой пор, к 
    видимому объему образца. Коэффициенты пористости измеряются долях единицы. Их можно выражать в процентах от объема ороды. Для песков значения полной и открытой пористости практически совпадают. В песчаниках и алевролитах полная пористость может на 5 — 6% превышать открытую. Наибольший объем закрытых пустот характерен для известняков и туфов.

    Пористость зависит от гранулометрического состава горной породы, его неоднородности, степени сцементированности частиц. Если бы порода состояла из одинаковых шарообразных частиц, то ее пористость не зависела бы от их диаметра, а определялась только их расположением относительно друг друга.

    4. Проницаемость горных пород.
    Проницаемостьюгорных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают проницаемостью. Однако такие породы, как глины, доломиты, некоторые известняки, несмотря на сравнительно большую пористость имеют заметную проницаемость только для газа. Это объясняется малым размером пор, преимущественно субкапиллярного характера, в которых даже движение газа при реально существующих в пластах перепадах давления затруднено. Кроме пористости и размера пор на проницаемость горной породы влияют также свойства фильтрующейся жидкости и условия фильтрации. Так проницаемость породы для жидкостей, содержащих активные компоненты, которые способны взаимодействовать с пористой средой, будет существенно отличаться от проницаемости той же породы для жидкостей и газов, нейтральных по отношению к ней. При содержании в пористой среде двух и более фаз (нефти, газа, воды) одновременно проницаемость различна для каждой из фаз, более того, зависит от доли объема пор, занимаемой фазами, и от взаимодействия самих фаз. Это привело к необходимости введения понятий абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.

    Под абсолютной проницаемостьюпринято понимать проницаемость горной породы, которая определена по жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолютная проницаемость характеризует только свойства самой породы и не должна зависеть от физико-химических свойств фильтрующейся жидкости или газа и от условий фильтрации.
    Фазовой (эффективной) проницаемостьюназывают проницаемость горной породы для одной фазы при наличии или движении в поровом пространстве породы многофазной системы, фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера межмолекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор.
    Влияние условий фильтрации на проницаемость горной породы характеризует относительная фазовая проницаемость- это отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

    5.Коллекторские свойства карбонатных пород.
    Высокими значениями эффективной пористости, проницаемости, нефтегазонасыщенности могут обладать лишь так называемые биоморфные, органогенные и обломочные карбонатные породы пустотное пространство в которых не было подвержено вторичным изменениям (отложениям солей), вследствие чего коллекторы характеризуются низкими емкостными и фильтрационными свойствами. Эти карбонатные коллекторы могут иметь проницаемость до 0,3-1 мкм2 и пористость 20-35 %. Обычно такие породы комковатые, рыхлые, слабосцементированные, цемента до 10 %. Начальная водонасыщенность их в нефтяной залежи не превышает 5-20 %. Среднепористые и среднепроницаемые карбонатные коллекторы обладают уже меньшей пористостью (12-25 %) и проницаемостью (0,01-0,3 мкм2) и более высокой степенью цементации (10-20 %). Водонасыщенность среднепористых карбонатов может достигать 25-35%

    6. Механические свойства горных пород.
    Многие процессы, происходящие в пласте при его вскрытии и влияющие на ряд процессов в период разработки и эксплуатации месторождений, связаны с механическими свойствами горных пород
    - упругостью, прочностью на сжатие и разрыв, пластичностью.
    Упругость горных пород.Упругостью горных пород называют изменение объема породы под действием давления. Под действием давления порода сжимается, а при снятии давления расширяется. При расширении породы жидкость начинает вытесняться из пор. Упругие свойства пород влияют на перераспределение давления в процессе эксплуатации.

    Коэффициент объемной упругости определяет в относительных величинах изменение объема при изменении давления на 1 Па. Лабораторные и промысловые исследования показывают, что величина коэффициента объемной упругости для нефтесодержащих пластов изменяется от 0,3-10 - 210-10 Па-1. Коэффициент объемной упругости используется в расчетах по исследованию скважин, а также при математическом описании процессов фильтрации жидкости (газа) в пластах при изменяющихся давлениях.

    Прочность горных пород -это сопротивление их механическому разрушению (сжатию и растяжению). Прочность пород при растяжении во много раз меньше, чем при сжатии. Прочность известняков на сжатие составляет 50-180 МПа, песчаников - 15-20 МПа. Прочность известняков уменьшается с увеличением в них глинистых частиц. Песчаники с известковым цементом имеют наименьшую прочность на сжатие. При увеличении плотности пород прочность их на сжатие возрастает. Прочность известняков и песчаников после насыщения их водой уменьшается на 20-45 %.

    Пластичность горных пород -это способность пород Деформироваться под большим давлением без образования трещин или видимых нарушений. Пластичность проявляется на большой глубине. На большой глубине твердая порода может "вытекать" в скважину под действием высокого горного давления вышележащих пород. Образование складок в земной коре с плавными изгибам] вогнутостями и выпуклостями также обусловлено пластическим свойствами горных пород.

    7. Тепловые свойства горных пород и насыщающихих флюидов.
    Тепловые свойства горных пород и насыщающих их жидкосте необходимо знать при проектировании различных методов тепловог воздействия на призабойную зону скважин и пласт в целом. Тепловы свойства горных пород и жидкостей зависят от многих факторов температуры, давления, пористости, водонасыщенности: минералогического состава породы и насыщающих жидкостей.
    2. Химические соединения, входящие в состав нефти и природного газа.

    Природные углеводородные газы встречаются в виде свободных скоплений или растворены в нефти и состоят в основном из углеводородов. В их составе присутствуют углекислота, азот, сероводород и благородные газы. Основным компонентом газа газовых месторождений (свободные скопления газа) является метан. Тяжелые углеводороды, углекислота, азот, сероводород, водород, аргон и гелий иногда присутствуют в значительных количествах.

    Основными компонентами растворенных в нефти газов (газы нефтяных месторождений) являются углеводороды Сх — Св, т. е. метан, этан, пропан, бутан, пентан и гексан, в том числе изомеры углеводородов С4 — Се. Содержание тяжелых углеводородов в растворенных газах достигает 20—40%, редко 60—80%. Среди гомологов метана обычно преобладает этан (6—20%), затем пропан. Неуглеводородные компоненты растворенного газа представлены обычно азотом и углекислым газом с примесью сероводорода, аргона и гелия. Содержание азота колеблется в широких пределах: от нуля до 30— 50%, а иногда и выше. Содержание С02 в растворенных газах колеблется от 0 до 10—15%. Количество сероводорода обычно колеблется в пределах от 0 до 6%, редко достигая более высоких значений. Водород и благородные газы содержатся в микроколичествах.

    Нефть представляет собой жидкость, обычно коричневого или черного цвета, часто с зеленоватым или зеленовато-желтым отливом. Консистенция нефти различна: от жидкой маслянистой до густой смолообразной. Она легче воды, имеет специфический запах, который в случае присутствия сернистых соединений становится очень неприятным. Нефть состоит из органических соединений, основную часть которых составляют углеводороды.

    Углеводороды.Углерод в соединении с водородом способен образовывать множество соединений — углеводородов, составляющих основную часть горючих природных газов, нефтей и озоке-ритов. Они различаются между собой химическим строением, а следовательно, и свойствами. Часть углеводородов имеет насыщенный характер, т. е. не способна к реакциям присоединения, другая часть имеет ненасыщенный характер, т. е. может присоединять

     1. Парафиновые (метановые) углеводороды, или алканы.

    Общая формула. Это полностью насыщенные соединения. Алканы могут иметь нормальное строение (неразветвленная цепь, например СН3—СН2—СН2—СН3) и изостроение (разветвленная цепь, например СН3—СН—СН3) углеродных атомов.

    Парафиновые углеводороды характеризуются малой реакционной способностью, химически весьма устойчивы.

    2. Нафтеновые (полиметиленовые) углеводороды, или цикланы. Общая формула. Это непредельные соединения, но благодаря замыканию углеводородной цепи в кольцо они имеют насыщенный характер. Атомы углерода могут соединяться в циклы из трех и более метальных групп. В нефтях широко распространены углеводороды пяти- и шестичленной структуры, к которым могут присоединяться и цепочки метанового строения — алкильные цепи

    По своим химическим свойствам нафтеновые углеводороды близки к алканам. Особенностью нафтеновых углеводородов и их производных является способность к изомеризации. Под влиянием каталитических и термических процессов системы из шестичленных циклов легко переходят в пятичленные, например циклогексан и бензол в метилциклопентан.

    В легких фракциях нафтеновых нефтей преобладают производные циклогексана, в метановых и метаново-нафтеновых нефтях преобладают производные циклопентана. В нефтях содержатся производные циклопентана и циклогексана с короткими цепями.

    В более тяжелых фракциях нефтей содержатся полициклические нафтеновые углеводороды, среди них широко распространен бициклический углеводород декалин.

    3. Ароматические углеводороды (арены). Простейшие из них имеют общую формулу CnH2n-6 и содержат в своем составе так называемое ароматическое ядро бензола

    Эти соединения довольно устойчивы. В то же время они обладают повышенной химической активностью по сравнению с метановыми и нафтеновыми углеводородами и довольно легко могут быть от них отделены.

    Арены обладают высокой растворяющей способностью, они неограниченно растворяются друг в друге и других растворителях.

    Ароматические углеводороды легко вступают в реакции конденсации. Из моноциклических аренов в углеводородах нефтей содержатся преимущественно гомологи бензола с недлинными боковыми цепями.

    Многие углеводороды, например высокомолекулярные парафины, в твердом состоянии имеют кристаллическое строение.

    Сернистые соединения. В нефтях содержатся как органические, так и неорганические формы сернистых соединений. Сера, входящая в эти соединения, двухвалентна.

    К неорганическим формам относятся элементарная сера и сероводород. Элементарная сера (S) содержится в нефтях лишь в очень незначительных количествах. При хранении нефтей на воздухе в них увеличивается количество элементарной серы, главным образом за счет окисления сероводорода. Сероводород (Н2S) — кислота с температурой кипения — 59,6° С. Обладает способностью соединяться с металлами, вызывая их коррозию. Сероводород в пластовых условиях может содержаться как в газах, так и в растворенном состоянии в нефтях.

    Кислородные соединения. Атомы кислорода в нефтях входят в следующие соединения: нафтеновые кислоты, соединения фенольного характера, эфиры, смолистые вещества.

    Нафтеновые кислоты — соединения, в которых одновременно содержатся нафтеновый цикл и карбоксильная (кислотная) группаhttp://ok-t.ru/studopediaru/baza1/1373443448076.files/image066.jpg Атом водорода карбоксильной группы спо-


    3. Физические и физико-химические свойства нефти

    С физической точки зрения нефть рассматривается как раствор газообразных и твердых углеводородов в жидкости. Природная нефть, добываемая из недр Земли, всегда содержит некоторое количество растворенных в ней газов (попутные природные газы), главным образом метана и его гомологов.

    физические – определение плотности, вязкости, температуры плавления, замерзания и кипения, теплоты сгорания, молекулярной массы, а также некоторых условных показателей (пенетрация, дуктильность);

    химические, использующие классические приемы аналитической химии;

    физико-химические – колориметрия, потенциометрическое титрование, нефелометрия, рефрактометрия, спектроскопия, хроматография;

    Плотность нефти зависит от многих факторов: химической природы входящих в нее веществ, фракционного состава, количества смолистых веществ, количества растворенных газов и других. Плотность нефти зависит и от глубины залегания, как правило, уменьшаясь с ее увеличением. Исключения из этого правила объясняют вторичными явлениями, например, миграцией легких нефтей в более высокие горизонты залегания.

    При определении плотности нефтей и нефтепродуктов обычно пользуются несколькими методами: с помощью ареометров (нефтеденсиметров), методом взвешенной капли, с помощью гидростатических весов, пикнометрическим методом (наиболее точный).

    Вязкостные свойства. При добыче и транспортировке нефти большое значение имеет такое ее свойство, как вязкость. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Динамической вязкостью называется внутреннее сопротивление (трение) отдельных частиц жидкости движению общего потока.кинематическая вязкость, равная отношению динамической вязкости к плотности жидкости при температуре определения.

    Поверхностное натяжение. Поверхностыным натяжением (плотностью поверхностной энергии) называется отношение работы, требующейся для увеличения площади поверхности, к величине этого приращения плотности.

    Природные вещества могут находиться в четырех агрегатных состояниях: твердом, жидком, газообразном и плазме. Каждое агрегатное состояние характеризуется определенной внутренней структурой вещества и соответственно определенными свойствами. При переходе из твердого состояния в жидкое происходит плавление, при переходе из жидкого в газообразное – испарение. В твердом теле молекулы вещества колеблются относительно своих положений равновесия в кристаллической решетке. Если кристаллу сообщить энергию, колебания усиливаются и кристаллическая решетка может разрушиться. Фазовый переход из твердого состояния в жидкое происходит при определенной, зависящей от давления температуре. Обычно температура плавления повышается с возрастанием давления.

    Температура кипения нефти колеблется в интервале 50–550°С.

    Нефть, как и любая жидкость, при определенной температуре закипает и переходит в газообразное состояние. Различные ее компоненты переходят в газообразное состояние при различной температуре кипения.

    Легкие нефти вскипают при 50–100°С, тяжелые – при температуре более 100°С. Самая высокая температура кипения у парафинов

    Обычно нефти плотностью менее 0,9 начинают кипеть при температуре, которая ниже 100°С. Температура начала кипения нефти зависит от ее химического состава. Так, при одной и той же плотности нафтеновые и ароматические углеводороды кипят при более низкой температуре, чем метановые.

    По соотношению содержания метана и его гомологов природные углеводородные газы подразделяются на сухие и жирные. В сухом газе преобладает метан – 98,8%, в жирном – до 50% составляют этан, пропан, бутан и высшие углеводороды. Жирный газ растворяется в нефти лучше, чем сухой.

    Молекулярная масса. Молекулярная масса – важнейшая характеристика нефти и нефтепродуктов. Этот показатель дает «среднее» значение молекулярной массы веществ, входящих в состав той или иной фракции нефти, и позволяет сделать заключение о составе нефтепродуктов.

    Тепловые свойства. Главнейшим свойством нефти и горючих газов, принесшим им мировую славу исключительных энергоносителей, является их способность выделять при сгорании значительное количество теплоты.

    Теплотой сгорания называется отношение количества теплоты, выделяющейся при горении, к массе сгоревшего до конца (т.е. до образования углекислоты СО 2 и воды Н 2 О) топлива.

    Цвет, флуоресценция и люминесценция.

    Цвет нефтей в зависимости от их химического состава может быть различным. Чем больше в нефти смол и особенно асфальтенов, тем окраска ее по глубине или оттенку более темная. Легкие нефти плотностью 0,78–0,79 кг/дм 3 имеют желтую окраску, нефти средней плотности (0,79–0,82 кг/дм 3) – янтарного цвета и тяжелые – темно-коричневые и черные.

    Большинство нефтей, а также их фракции обладают флуоресценцией: они имеют синеватый или зеленоватый цвет в отраженном свете. Это свойство связано с присутствием в нефтях многоядерных углеводородов ароматического ряда.

    По физическим и химическим свойствам нефти различают три вида ее состава: элементный, фракционный и групповой химический.

    Элементный состав нефти. Состав и свойства нефтей зависят от месторождения и могут колебаться в довольно широких границах.

    Многочисленными химическими анализами установлено, что нефть состоит главным образом из углерода и водорода – соответственно 79,5–87,5 и 11,0–14,5% от массы. Кроме них, в нефтях присутствуют еще три элемента – сера, кислород и азот.

    Сера содержится почти во всех нефтях. Типы сернистых соединений в них очень разнообразны. Отдельные нефти содержат свободную серу, которая при длительном хранении выпадает в резервуарах в виде аморфной массы. В других случаях сера находится в нефтях и нефтепродуктах в связанном состоянии, то есть в виде сероводорода и сероорганических соединений (меркаптанов, сульфидов и т.п.).

    Фракционный состав нефти. Нефть и нефтепродукты обычными методами перегонки невозможно разделить на индивидуальные соединения. Это делается путем перегонки на отдельные части, любая из которых является менее сложной смесью. Такие части называют фракциями, или дистиллятами. Фракция – это группа углеводородов, которая выкипает в определенном интервале температур.

    Фракционный состав нефтей и нефтепродуктов показывает содержание в них различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах.

    Легкие нефти, не вмещающие масляных фракций, встречаются редко. Большей частью они сопутствуют газам в газоконденсатных месторождениях и их называют газоконденсатами.

    Групповой химический состав нефти.

    В зависимости от строения молекул углеводороды, входящие в состав нефтей и природных газов, подразделяются на три основные группы: метановые, или парафиновые (алканы), нафтеновые (цикла

    ны) и ароматические (арены). Представители этих групп отличаются друг от друга соотношением числа атомов углерода и водорода, которое выражается общей формулой группы, и характером их внутренних структурных связей.

    Метановые углеводороды (алканы) – насыщенные углеводороды, в которых отсутствуют двойные связи. Общая формула С n Н 2 n+ 2,

    где n – число атомов углерода

    Нафтеновые углеводороды (цикланы) их общая формула С n Н 2 n. Молекулы нафтеновых углеводородов состоят из нескольких метиленовых групп – СН 2, соединенных в замкнутое кольцо, или цикл

    Нафтеновые углеводороды – важная составная часть моторного топлива и масел. Автомобильным бензинам они придают высокие эксплуатационные свойства.

    Нафтеновые углеводороды легких фракций нефтей широко используются как сырье для получения ароматических углеводородов, бензола и толуола, а нафтеновые углеводороды бензиновых фракций в процессе каталитического риформинга превращаются в ароматические.

    Ароматические углеводороды – их формула С n Н 2 n3m, где n начинается с 6, m может быть выражено четными числами от 6 и выше. В структурном отношении молекула ароматических углеводородов имеет вид замкнутого кольца (цикла), объединяющего радикалы – СH

    Самое простое строение среди ароматических углеводородов характерно для бензола С 6 Н 6 (кольцо – «шестиугольник»). Остальные известные ароматические углеводороды являются, по сути дела, его производными.

    В сравнении с другими группами углеводородов ароматические имеют наибольшую плотность. По вязкости они занимают промежуточное положение между парафиновыми и нафтеновыми.

    Ароматические углеводороды – ценные компоненты бензинов, однако они снижают качество реактивных и дизельных топлив, поскольку ухудшают характеристики их сгорания.

    Ненасыщенные углеводороды (алкены, алкадиены) встречаются в нефтях очень редко и в небольших количествах.
    4. Свойства природного газа.
    Определение
    Природный газ – это полезное ископаемое в газообразном состоянии. Оно используется в очень широких пределах в качестве топлива. Но сам природный газ как таковой не используется как топливо, из него выделяют его составляющие для отдельного использования.
    Состав природного газа
    До 98% природного газа составляет метан, также в его состав входят гомологи метана - этан, пропан и бутан. Иногда могут присутствовать углекислый газ, сероводород и гелий. Таков состав природного газа.
    Физические свойства
    Природный газ бесцветен и не имеет запаха (в том случае, если не имеет в своём составе сероводорода), он легче воздуха. Горюч и взрывоопасен.
    Ниже приведены более подробные свойства компонентов природного газа.
    Свойства отдельных составляющих природного газа (рассмотрим подробный состав природного газа)
    Метан (CH4) – это бесцветный газ без запаха, легче воздуха. Горюч, но всё же его можно хранить с достаточной лёгкостью.
    Этан (C2H6) – бесцветный газ без запаха и цвета, чуть тяжелее воздуха. Также горюч, но не используется как топливо.
    Пропан (C3H8) – бесцветный газ без запаха, ядовит. У него имеется полезное свойство: пропан сжижается при небольшом давлении, что позволяет легко отделять его от примесей и транспортировать.
    Бутан (C4H10) – по свойствам близок к пропану, но имеет более высокую плотность. Вдвое тяжелее воздуха.
    Углекислый газ (CO2) – бесцветный газ без запаха, но с кислым вкусом. В отличие от других компонентов природного газа (за исключением гелия), углекислый газ не горит. Углекислый газ – один из самых малотоксичных газов.
    Гелий (He) – бесцветный, очень лёгкий (второй из самых лёгкий газов, после водорода) без цвета и запаха. Крайне инертен, при нормальных условиях не реагирует ни с одним из веществ. Не горит. Не токсичен, но при повышенном давлении может вызывать наркоз, как и другие инертные газы.
    Сероводород (H2S) – бесцветный тяжелый газ с запахом тухлых яиц. Очень ядовит, даже при очень маленькой концентрации вызывает паралич обонятельного нерва.
    Свойства некоторых других газов, не входящих в состав природного газа, но имеющих применение, близкое к применению природного газа
    Этилен (C2H4) – Бесцветный газ с приятным запахом. По свойствам близок к этану, но отличается от него меньшей плотностью и горючестью.
    Ацетилен (C2H2) – чрезвычайно горючий и взрывоопасный бесцветный газ. При сильном сжатии способен взрываться. Он не используется в быту из-за очень большого риска пожара или взрыва. Основное применение – в сварочных работах.
    5. Понятие "ловушка" УВ. Классификации ловушек

    Ловушка– часть природного резервуара, в которой может экранироваться нефть и газ, и образовываться их скопления. Углеводороды перемещаются по пласту - коллектору до тех пор, пока не встретят и не заполнят ловушку. Тогда они образуют залежи-естественные, единичные, скопления нефти и газа в коллекторе.

    Классификация:

    а) структурные, в которых флюиды улавливаются обратным падением пород, или тектоническим экраном. То есть ловушку образуют структурные формы;

    б)литологические- в которых флюиды улавливаются благодаря замещению по разрезу пород-коллекторов не коллекторами. Это замещение может происходить либо вследствие уменьшения толщины породы-коллектора до нуля –выклиниваниемпороды, либо постепенным(фациальным замещением)породы коллектора породой флюидоупором;

    в) стратиграфические- в которых экранирующей поверхностью является поверхность несогласия;

    г)рифогенные- образованные рифами;

    Необходимое условие образования залежи – наличие над пластами-коллекторами непроницаемых, или слабопроницаемых пород – флюидоупоров и замкнутых структур. Именно наличию покрышек кунгурской соли (нижняя пермь) обязаны своей сохранностью гигантские залежи газа, конденсата и нефти в массивных карбонатных резервуарах по периферии Прикаспийской синеклизы. Но чаще роль покрышек играют глины.

    Залежи могут формироваться из рассеянных углеводородов, (первичные), или из разрушенных залежей – (вторичные).

    Скорость накопления нефти в первичных залежах составляет n х 10–13 кг/м2с. Скорость же вторичной миграции по данным И.В.Высоцкого составляет от 12 до 700 т/год.

    Чаще всего ловушками служат антиклинальные складки. Такие ловушки называют традиционными. Все остальные – нетрадиционные, хотя это название устарело. В настоящее время, все чаще объектом добычи становятся залежи в неантиклинальных ловушках - рифогенных, литологических, стратиграфических. В последнее время внимание привлекают так называемые жильные залежи, связанные с зонами трещиноватости.

    Так же как и для ловушек существует понятие  традиционных  и нетрадиционных залежей. В широком смысле слова, к нетрадиционным относятся залежи в неантиклинальных ловушках, в негранулярных коллекторах, а также те, в которых запасы оказываются трудноизвлекаемыми для современных методов разработки.
    6. Понятие "залежь" УВ. Классификация залежей

    Залежь углеводородов — естественное скопление углеводородов (нефти и/или газа) в ловушке, целостная флюидодинамическая система. Воздействие на любую из ее участков (отбор нефти или газа, закачка законтурной воды или газа и т. д.) неизбежно отражается на всей залежи. В подавляющем большинстве случаев залежи контактируют с пластовой водой. Они либо подпираются водой (водонапорный режим), либо «плавают» на воде (водоупругий режим).

    Залежь как целостная динамическая система — это важнейшее, ключевое понятие в геологии нефти и газа. Название типа залежи состоит из названия типа резервуара и ловушки. Например: пластово-сводовая залежь, пластово-стратиграфическая, массивно-стратиграфическая и т. д. Параметры залежи: высота, площадь, объем, ВНКГВК, внешний и внутренний контуры. Единый ВНК или ГВК — важнейший признак залежи. ГВК и ВНК могут быть горизонтальными, то есть находиться на одном гипсометрическом уровне, а могут быть и наклонными. Чаще всего, наклон обусловлен направлением движения законттурных вод. Залежи связанные территориально, а также общностью геологического строения и нефтегазоностности составляют единое месторождение.

    Классификация залежей

    По фазовому соотношению нефти и газа («Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», 2005):

    • нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

    • газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи;

    • нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50 %;

    • газовые, содержащие только газ;

    • газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом;

    • нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.

    По сложности геологического строения («Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», 2005):

    простого строения — однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

    сложного строения — одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений;

    очень сложного строения — одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов, а также залежи сложного строения с тяжелыми нефтями.
    7. Первичная и вторичная миграция УВ.

    Под миграцией нефти и газа понимают перемещение их в осадочной толще пород. Путями миграции служат поры и трещины в горных породах, а также поверхности наслоений, разрывных нарушений и стратиграфических несогласий, по которым нефть и газ не только мигрируют в земной коре, но и могут выходить на поверхность. Миграция может происходить в теле одной и той же толщи или пласта, а также возможно перемещение УВ из одного пласта (толщи) в другой. Различают внутрипластовую (внутрирезервуарную) и межпластовую(межрезервуарную) миграцию. Внутрипластовая миграция осуществляется в основном по порам и трещинам внутри пласта, межпластоваямиграция - по разрывным нарушениям и стратиграфическим несогласиям из одного природного резервуара в другой. Внутрирезервуарная и межрезервуарная миграция могут иметь боковое (латеральное) направление - вдоль напластования, и вертикальное - нормальное к напластованию. Отсюда различают боковую и вертикальную миграцию. По характеру движения и в зависимости от физического состояния УВ различается миграция молекулярная (диффузия, движение в растворенном состоянии вместе с водой) и фазовая (в свободном и газообразном (газ) состоянии, а также в виде парообразного газонефтяного раствора). По отношению к нефтегазоматеринским толщам различают первичную и вторичную миграцию. Процесс перехода УВ из пород, в которых они образовались (нефтегазопродуцирующих) в коллекторы, называют первичной миграцией. Миграцию нефти и газа по пласту вне материнских пород называют вторичной миграцией.
    8. Осадочно-миграционная теория происхождения нефти.

    Эта теория предполагает в качестве источника образования нефти осадочные толщи, а именно – рассеяное органическое вещество (РОВ), содержащееся в осадочных породах. Впервые гипотеза органического происхождения нефти была высказана М.В.Ломоносовым, отметившим, в частности, образование битумов из углей при нагревании без доступа кислорода.

    Органическое происхождение нефти и природного газа ныне признается большинством геологов и химиков. Геологическое доказательство этой теории базируется на закономерностях в размещении залежей нефти и газа в земной коре. 99,9% известных скоплений нефти и газа локализовано в осадочных толщах. Причем, залежи нефти и газа приурочены не ко всякой осадочной толще, а лишь к определенным их частям. Геологическим доводом в пользу этой теории является также наличие нефти в линзах проницаемых пород внутри непроницаемых толщ.

    Химические доказательства базируются на сходствах органических соединений нефтей с органическими соединениями битумоидов, извлекаемых из рассеянного органического вещества осадочных горных пород различными растворителями. Особенно близкое сходство имеют строения молекул липоидов и некоторых углеводородов нефтей. Кислородные, азотистые и сернистые соединения нефтей имеют явно биогенное происхождение. В золе нефтей обнаруживаются те же микроэлементы, что и в золе каменных углей, органическое происхождение которых не вызывает сомнения.

    Одним из доказательств в пользу органического происхождения нефтей является их оптическая активность. Полученные же в результате неорганического синтеза искусственные нефти оптически не активны. На генетическое родство нефтей и рассеянного органического вещества указывает и близость изотопного состава углерода нефтей и изотопного состава углерода органических веществ. Вертикальные зональности в изменении изотопов серы нефтей и вмещающих их осадочных толщ почти полностью идентичны.

    В лабораторных условиях из органических соединений холестерина, олеиновых и стеариновых кислот под действием хлористого аммония еще в 1927-31г г. академиком Н.Д. Зелинским при температуре около 200°С получена искусственная нефть, содержащая типичные представители нафтено-метановых углеводородов, из которых состоит природная нефть. Повторные опыты показали, что процесс превращения хлопковых масел, олеиновых кислот в жидкие углеводороды при воздействии глин, песков, мела в качестве катализатора достаточно интенсивно происходит уже при температуре около 100°С.

    Углеводородные соединения обнаружены в современных осадках Черного моря. Восстановленная часть рассеянного органического вещества осадков древнего Каспия содержит углерода 80%, водорода 10%, кислорода с азотом-10%. Для сравнения: содержание углерода в нефтях составляет 85%, водорода-11%, кислорода-4%, т.е. этим битумам остается потерять около 5-7% кислорода, чтобы достигнуть элементарного состава нефти. Эти явления, очевидно, представляют собой начальную стадию процессов нефтеобразования.

    Вывод: гипотеза органического происхождения нефти доказывается достаточно убедительно как геологическими факторами, так и химическими исследованиями, и, благодаря научным анализам советских ученых-геологов, по праву получила название осадочно-миграционной теории происхождения нефти.

    Любая осадочная горная порода в том или ином количестве содержит рассеянное органическое вещество: остатки планктона, бактерий, водорослей, макро- и микрофауны, рыб, наземных растений и животных, захороненные в илах на дне морей, озер, рек. Среднее содержание органического углерода в морских глинах составляет 2-3%, в песчаниках – 1-1,5%. Некоторые разновидности осадочных пород, такие, как битуминозные глины, сапропелиты, горючие сланцы содержат органический углерод в количестве от 20 до 50%.

    Органические остатки растительного мира относятся, в основном, к гумусовому типу, животного мира - к сапропелевому ряду.

    В зависимости от конкретных условий преобразование органических остатков горных пород может происходить в трех разных направлениях:

    1) тление - при свободном доступе кислорода

    2) гумификация - при ограниченном доступе кислорода

    3) гниение - при отсутствии доступа кислорода

    При всех этих процессах происходит образование газов (в том числе и углеводородных), жидкого и твердого вещества. В условиях недостаточного кислорода происходит брожение вещества под действием микробов. Часть новообразованных продуктов через поры пород удаляется в атмосферу и гидросферу,  другая часть сохраняется в породе. Преобразование органического вещества в осадке до почти бескислородных углистых или битуминозных веществ может происходить лишь в восстановительной или слабо восстановительной среде. Само органическое вещество в процессе своего разложения создает в породе восстановительные условия.

    Битумоид, извлеченный из породы хлороформом, по существу представляет собой "микронефть" - дисперсную нефть, находящуюся в породе в рассеянном состоянии. Однако полного сходства битумоидов с нефтями нет, хотя они состоят из тех же метано-нафтеновых и ароматических углеводородов.

    Фито- и зоопланктон поставляет главную массу исходного для нефти органического вещества, но в образовании компонентов нефти могут участвовать и другие водные организмы и вообще все живое вещество планеты. Исследованиями установлено, что в I м3 современных осадков Черного моря содержится около 100 граммов углеводородов (микронефти).
    9. Основные закономерности размещения месторождений УВ.

     Скопления нефти и газа известны в отложениях всех возрастов, начиная от протерозоя до четвертичного отдела. Однако основные запасы их приурочены к осадочным породам определенного возраста, в то время как в породах другого возраста они присутствуют лишь в незначительных размерах. Опыт показывает, что одни и те же отложения высокопродуктивны в одних районах и не продуктивны в других. С позиции осадочно-миграционной теории происхождения нефти такое неравномерное размещение месторождений объясняется литолого-фациальными условиями образовании вмещающих толщ и особенностями тектонического строения и развития конкретной области и района.

    Основная часть мировых разведанных запасов нефти сосредоточена в палеозойских и мезозойских отложениях, а основная часть запасов газа - в меловых и кайнозойских отложениях (рис.10). В докембрийских и четвертичных отложениях скопления нефти и газа встречаются весьма редко и в незначительных масштабах.

    По данным А.Я. Кремса, в 1954 году в мире нефть добывалась из палеозойских отложений – 33%, мезозойских отложений-19%, кайнозойских отложений-45%. В 1965 году в СССР газ добывался из кайнозоя – 21%, мезозоя – 40%, палеозоя – 39%; нефть из кайнозоя - 8,5%, мезозоя - 7,5%, палеозоя – 74%. С вводом в разработку месторождений Западной Сибири в 1960-х годах, эти соотношения претерпели значительные изменения. Теперь нефть и газ в России в основном, добываются из отложений мезозойской группы.

    Для каждого материка и для каждого нефтегазоносного бассейна существуют свои закономерности распределения запасов нефти и газа по стратиграфическим комплексам. Причем основные запасы приурочены к крупным и гигантским месторождениям.

    Неравномерное распределение запасов нефти и газа по стратиграфическому разрезу объясняется периодичностью (цикличностью) геологических процессов, а именно - цикличностью процессов накопления органического вещества в осадочных толщах. В тех отложениях, где сконцентрированы максимумы запасов нефти и газа, содержатся и максимальные объемы каменного и бурого угля. Это свидетельствует о том, что нефтегазоносные толщи формировались в периоды расцвета органического мира, в периоды талассократических режимов развития континентов, когда значительная часть их была покрыта относительно мелководными морями, в которых происходило бурное развитие микро- и микроорганизмов. Такие режимы господствовали в девоне, карбоне, в юрском и меловом периодах, в зоцене, олигоцене и миоцене. В отложениях триаса, формирование которых происходило в условиях геократического режима континентов, когда континенты испытывали воздымание и в основном, представляли сушу, нефтегазоносные толщи практически не формировались. В них содержатся минимальные запасы нефти и газа.
    9. Нефтегазогеологическое районирование

    Нефтегазогеологическое районирование — разделение осадочных бассейнов на нефтегазоносные объекты (территории) разного масштаба, от нефтегазоносных провинций до месторождений и залежей нефти и газа. Основывается на комплексе геологических показателей, определяющих время и условия генерации, миграции, аккумуляции и сохранности скоплений углеводородов.

    В пределах рассмотренной территории нефтегазоносные и потенциально нефтеносные бассейны объединяются в следующие нефтегазогеологические провинции:

    1. Провинция предгорных и межгорных впадин герцинид Хантер-Боуэн

    2. Провинция северных краевых прогибов (Австралийско-Новогвинейская)

    3. Провинция докембрийской платформы и востока эпикаледонской платформы.

    4. Провинция эпикаледонской платформы юга Австралии

    5. Провинция северо-западных и западных периконтинентальных впадин

    6. Провинция южных периконтинентальных впадин

    7. Новозеландская провинция
    Основные нефтегазоносные провинции мира.

    Старейшими нефтегазоносными провинциями являются Северо-Кавказская Мангышлакская, занимающая северо-западное и частично северное побережье Каспийского моря, и Волго-Уральская провинции.

    Тимано-Печорская провинция занимает большую часть территории Республики Коми и Ненецкого автономного округа. Освоение провинции происходило в два основных этапа: ранее были освоены газовые ресурсы Республики Коми, позже – нефтегазоносные залежи Ненецкого автономного округа.

    Крупнейшая по запасам (более 70% балансовых запасов) провинция - Западно-Сибирская, активная разработка которой началась в середине 1960-ых годов с открытием одного из богатейших в мире месторождений нефти - Самотлора (названо по одноименному озеру, к которому приурочено месторождение. Охотская провинция приурочена к богатому энергетическими ресурсами шельфу Охотского моря. перспективная Притихоокеанская провинция

    10. Основные нефтегазоносные провинции РФ.

    На территории РФ выделяют следующие нефтегазоносные провинции: Западно-Сибирскую, Тимано-Печорскую, Волго-Уральскую, Прикаспийскую, Северо-Кавказско-Мангышлакскую, Енисейско-Анабарскую, Лено-Тунгусскую, Лено-Вилюйскую, Охотскую и нефтегазоносные области: Балтийская, Анадырская, Восточно-камчатская.

    Западно-Сибирская – это основная провинция РФ. Крупнейший нефтегазоносный бассейн в мире. Расположен он в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км2. Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1,1%), и парафина (менее 0,5%), содержание бензиновых фракций высокое (40-60%), повышенное количество летучих веществ.

    Вторая по значению нефтяная провинция – Волго-Уральская. Она расположена в восточной части Европейской территории Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а также Пермской, Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской Кировской и Ульяновской областей. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600 до 3000 м, т.е. ближе к поверхности по сравнению с Западной Сибирью, что несколько снижает затраты на бурение. Волго-Уральский район дает 24% нефтедобычи страны.

    Третья по значимости нефтяная провинция – Тимано-Печерская. Она расположена в пределах Коми, Ненецкого автономного округа Архангельской области и частично на прилегающих территориях, граничит с северной частью Волго-Уральского нефтегазоносного района. Вместе с остальными Тимано-Печерская нефтяная область дает лишь 6% нефти в Российской Федерации (Западная Сибирь и Урало-Поволжье – 94%).

    11. Нефтегазоносность РС (Я).
    Рассмотрены перспективы освоения нефтегазоносных территорий Республики Саха (Якутия) – Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА) и Вилюйской синеклизы. Месторождения НБА, открытые и подготовленные к промышленному освоению, востребованы в первую очередь в связи с подсоединением их к федеральной трассе ВСТО, проходящей через южную и центральную Якутию. Перспективными в этом районе являются венд-кембрийские отложения примыкающей к НБА Нюйско-Джербинской впадины. Представляют определенный интерес коры выветривания фундамента в этом районе. В качестве перспективных для ближайшего освоения рассматриваются восточные территории Республики Саха – Хапчагайский мегавал, Средне-Тюнгский выступ, нефтегазоносность которых связана с пермско-триасовыми и нижнеюрскими отложениями. Эти же породы рассматриваются как возможно перспективные на склонах Логлорского мегавала, Линденской и Тангнаринской впадин и других структур Вилюйской синеклизы.

    Физика пласта

    1. Основные показатели нефтегазового пласта.

    Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:

    • гранулометрическим составом пород;

    • пористостью;

    • проницаемостью;

    • насыщенностью пород водой, нефтью и газом;

    • удельной поверхностью;

    • капиллярными свойствами;

    • механическими свойствами.
      1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   13
    написать администратору сайта