Слайд 17

Состав и свойства нефти

Н.Б. Вассоевич: «Нефть  это жидкие гидрофобные продукты фоссилизации (преобразования) органического вещества пород, захороненного в субаквальных отложениях» 17

Слайд 18

Физические свойства нефти

Плотность Вязкость Текучесть Поверхностное натяжение Коэффициент сжимаемости Оптическая активность Растворимость и растворяющая способность Температура: кипения, застывания, плавления Теплота сгорания 18

Слайд 19

Плотность (количество массы, заключенное в единице объема). Зависит от состава, температуры, давления, газосодержания и других факторов. Ед. измерения: кг/м3, г/см3 – в России (СИ и СГС) оAPI – за рубежом, оAPI - «относительная плотность» (удельный вес) отношение массы объема жидкости при температуре 15 С (60 F) к массе объема чистой воды при той же температуре 19

Слайд 20

Сопоставления плотности нефти в системах API и СГС

Слайд 21

Плотность нефти в системах API и СГС

Слайд 22

Вязкость

Вязкость это внутреннее трение, возникающее между двумя смежными слоями жидкости, которое необходимо преодолеть, чтобы началось их взаимное перемещение. Вязкость - важнейшая характеристика, которую учитывают при разработке месторождений и проектировании трубопроводов Измерение вязкости проводятся на специальных приборах вискозиметрах. Различают динамическую(v)и кинематическую (m) вязкости. 22

Слайд 23

Динамическая вязкость

Динамическая вязкость  это сила сопротивления, которуюнеобходимопреодолетьдляперемещениядвухслоевжидкостиотносительно друг друга, площадью 1 см2 каждый на 1 см со скоростью 1 см/с (СГС). Ед. измер.: в СГС - в пуазах (г/смс) в СИ - паскаль в секунду (Пас) 23

Слайд 24

Кинематическая вязкость

Кинематическая вязкость это отношение динамической вязкости к плотности нефти. В единицах системы СГС измеряется в стоксах (см2/с). В единицах системы СИ: 1104 м2/с. Кинематическая вязкость нефтей различных месторождений колеблется от 2 до 300 мм2/с (сСт – санти стокса) при 20 С и для большинства нефтей обычно не превышает 4060 мм2/с. 24

Слайд 25

Вязкость нефти зависит от ее состава, давления и температуры С вязкостью непосредственно связан еще один параметр нефти текучесть (), представляющий собой величину, обратную вязкости:  1/. 25

Слайд 26

Поверхностное натяжение

 это сила, с которой нефть сопротивляется изменению своей поверхности. Это свойство обусловлено молекулярно-поверхностными характеристиками нефти на границе различных фаз: нефти и газа, нефти и пластовых вод, нефти и поверхности твердого тела (коллектора). В системе единиц СИ поверхностное натяжение () измеряется в дж/м2 или Н/м (ньютон на метр). В системе единиц СГС - в дин/см (в динах на см). Величина поверхностного натяжения нефти значительно меньше, чем у воды, что во многом определяет возможность ее продвижения по коллекторам во вмещающих породах 26

Слайд 27

Оптические свойства.

Нефти оптически активны, то есть обладают способностью вращать плоскость поляризованного луча света, преломлять световые лучи, люминесцировать и др. Большинство нефтей вращают плоскость поляризованного света вправо, хотя известны некоторые нефти, вращающие плоскость поляризованного света влево. Это качество унаследовано нефтью от исходного органического вещества пород, поскольку образование веществ, обладающих оптической активностью, характерно для биологических систем. 27

Слайд 28

Удельная теплота сгорания некоторых каустобиолитов (по данным В.В. Семеновича, И.В. Высоцкого, Ю.И. Корчагиной и др., 1987) Теплота сгорания(калорийность топлива)характеризует количество тепла, выделившегося при сгорании весовой единицы вещества. 28 Зависит от состава УВ

Слайд 29

Фракционный состав нефти

фракционный состав - разделение нефти на фракции по температурам кипения. При атмосферном давлении путем перегонки из нефти выделяют фракции: петролейный эфир (начало кипения  40 С), бензиновая (40140 С), лигроиновая (140180 С), керосиновая (180220 С) дизельная (220–3500С). В дизельной фракции выделяют легкий газойль (180350 С) и соляровый дистиллят (220350 С). Фракции, выкипающие до 350 С, называются светлыми, а выкипающие после 350 С  черными (мазутом). Гудрон (>500 С) фракцию, выкипающую до 200 С, называют бензиновой, от 200 до 300 С керосиновой, а фракцию, выкипающую при температуре более 300 С, масляной. 29

Слайд 30

Составнефти

Элементный состав: С, Н, О, N, S В элементном составе нефтей содержание углерода составляет порядка 8387 %, а водорода  1214 %. Заметные вариации отмечаются в концентрациях S и O Элементный состав нефтей 30

Слайд 31

Компонентный состав нефти

В химическом отношении нефть  сложный коллоидный раствор, в котором содержатся углеводородные и неуглеводородные соединения. В нефтях выявлено более 1000 органических соединений. Определение состава используют при генетических построениях – выяснения происхождения залежей, путей миграции, степени преобразования и биодеградации ОВ и т.д. Биомаркеры: углеводороды (и неуглеводородные компоненты), сохранившие ископаемые биомолекулы (или их опознаваемые фрагменты), называют биометками или биомаркерами (>300 соединений). 31

Слайд 32

Слайд 33

две большие группы соединений: углеводороды, в молекулах которых атомы углерода образуют открытые («линейные») или разветвленные цепи и углеводороды, в молекулах которых атомы углерода образуют кольца. 33

Слайд 34

Углеводороды в молекулах, которых атомы углерода соединены простыми связями (СС) называются метановыми углеводородами. В литературе встречаются различные названия метановых УВ: алканы, алифатические, парафиновые, насыщенные или предельныеуглеводороды. Все это одни и те же углеводороды, которые имеют общую формулу CnH2n2. Алканы, образованные линейными цепочками называются нормальнымиалканами, а с разветвленными цепочками изоалканами. Алканы образуют гомологический ряд, в котором каждый следующий углеводород имеет на один атом углерода и два атома водорода больше, чем предыдущий (СН4; С2Н6, С3Н8…). С увеличением числа углеродных атомов температура кипения и плавления у метановых углеводородов нормального строения растет. Разница Ткип у нормальных алканов (для соседних гомологов) С5С10 составляет 2030 С, и ~15оС дляС15С20 34

Слайд 35

Некоторые физические свойства алканов нормального строения 35 Изомеры - соединения одинаковые по составу и молекулярной массе, но различающиеся по строению или расположению атомов в пространстве и, вследствие этого, по свойствам. Пример – бутан СН3-СН2-СН2-СН3 и изобутан (СН3)3СН.

Слайд 36

Алканы содержатся практически во всех нефтях. Если их концентрации превышают 50 %, то такие нефти называются метановыми. Метановые нефти характерны для отложений, характеризующихся достаточно жесткой термобарической обстановкой. По содержанию легких алкановстроения С5Н12С9Н20 можно судить о степени метаморфизма нефтей:с увеличением степени метаморфизма происходит заметное увеличение концентрации алканов нормального строения по сравнению с их изомерами. С ростом катагенеза (t) в метановых углеводородах ряда С12С32увеличивается доля низкомолекулярных углеводородов (по сравнению с высокомолекулярными). Для идентификации этого процесса используется соотношение (н-С12н-С21)/(н-С22н-С32) 36

Слайд 37

Коэффициенты нечетности алканов

Используют как коррелятивный признак нефтей, показатель степени их «зрелости», и для определения состава исходного органического вещества. Высокая концентрация нормальных алканов С15С23с преобладанием «нечетных членов» характерна для нефтей, генерированных органическим веществом низших организмов (бактерий и водорослей). Высокое содержание алканов нормального строения С23С31 с преобладанием в них «нечетных членов» наблюдается в нефтях, генерированных органическим веществом, в составе которого участвуют липиды высших наземных растений. 37

Слайд 38

Изоалканы, изопреноиды

Отличительная черта - наличие метильной группы у каждого четвертого атома углерода Одним из показателей типа исходного органического вещества, а также степени «зрелости» нефтей является соотношения пристана и фитана и углеводородов нормального строения С17 и С18. График определения типа исходного органического вещества и степени «зрелости» нефти 38

Слайд 39

Ненасыщенные (непредельные) углеводороды алифатические, олефины (ациклические) углеводороды.

Содержат кратные связи СС, СС. Этилен (С2Н4): СН2СН2; Пропилен (С3Н6): СН2СНСН3; Бутилен (С4Н8): CH2CHCH2CH3 и СН3СНСНСН3 В нефтях может содержаться до 15 % олефинов По мнению Е.Б. Фролова и М.Б. Смирнова (1990) олефины образуются под воздействием радиоактивного природного излучения. связаны с нефтями, залегающими близко к поверхности фундамента 39

Слайд 40

Цикланы – нафтены, нафтеновые углеводороды (группа циклических УВ)

углеводороды, в молекулах которых атомы углерода образуют замкнутые цепи  кольца(циклы), состоящие из трех или более атомов углерода. Их общая формула СnH2n. Цикланы представлены в основном углеводородами, содержащими пять и шесть циклов. Изомеры цикланов: Содержание нафтенов в нефтях колеблется широких пределах, как правило, от 25 % до 75 %. 40

Слайд 41

Полициклические - нафтены

Цикланы также образуют бициклические, три-, тетра – и пентациклические нафтены Встречаются и 3-х мерные цикланы– алмазоподобные молекулы (адамантаны), они химически устойчивы, некоторые используются в качестве биомаркеров. 41

Слайд 42

Соотношения регулярных стеранов (полициклические нафтены) строения С27, С28 и С29 в различных нефтематеринских породах по (К.Е.Петерсу и Дж.М. Молдовану (1993)

Пример диагностики исходного ОВ пород Глины «А»  с водорослевым органическим веществом. Глины «Б»  с гумусовым ОВ 42

Слайд 43

Определение возраста нефтей по отношению регулярных стеранов С28/С29 (по Р.М. Ваплесу и Т.И. Мачехаре, 1978)

Слайд 44

Ненасыщенные циклические углеводороды арены или ароматические углеводороды.

Арены, или ароматические углеводороды  содержат в молекуле особую циклическую группировку из шести атомов углерода, которая называется бензольной (бензольное ядро) Образуют моноароматические, бициклические и полициклические ароматические структуры 44

Слайд 45

Ароматические УВ, свойства

Слайд 46

Ароматические ядра часто формируют гибридные соединения, например, нафтено-ароматические (циклоалкано-ароматические) соединения. Нафтено-ароматические УВ, характерны для молодых или неглубоко залегающих нефтей. Ароматические структуры начинают преобладать в нефтях после термической эволюции. 46

Слайд 47

Исследование происхождения нефти с помощью «хемофоссилий» ароматического ряда

Идентификация нефтематеринских пород, сформировавшихся в неморских условиях, по соотношению моноароматических стероидов в нефтях (по К. Петерс и Дж. Молдован (1993)). А  водорослевое, В  гумусовое ОВ 47

Слайд 48

Неуглеводородные компоненты нефти

Сера в нефтях встречается в виде элементарной серы, сероводорода, меркаптанов, сульфидов и дисульфидов, производных тиофена. Азотсодержащие соединения делятся на две большие группы: азотистые основания и нейтральные азотистые соединения. С увеличением температуры кипения нефтяных фракций содержание нейтральных азотистых соединений увеличивается и основных – падает. Кислородсодержащие соединения представлены кислотами, эфирами, фенолами и др., из них до 9095 % кислородсодержащих компонентов приходится на смолы и асфальтены. Металлы. В нефти присутствуют: V (105102 %) и Ni (104103 %), Cu, Zn, B, Hg, Wo, U, щелочные и щелочноземельные металлы и другие элементы. Основная часть металлов связана со смолами и асфальтенами. 48

Слайд 49

Смолисто-асфальтовые вещества

Cложная смесь высокомолекулярных компонентов нефти (содержание до1050 % масс). Это гетероорганические соединения гибридной структуры, включающие в состав молекул кроме углеводородов азот, серу, кислород и некоторые металлы. Наиболее богаты смолисто-асфальтовыми веществами нефти ароматического основания. Нефти алканового ряда содержат смолисто-асфальтовых веществ значительно меньше. В них входят 2 большие группы высокомолекулярных соединений смолы(молек. масса 500-2000) и асфальтены(массаот 1500 до 10 000). 49

Слайд 50

Классификация нефтей

Существуют множество классификаций УВ, основанных на каком-либо их физико-химическом показателе, часто классификации имеют региональное значение 50

Слайд 51

Классификация нефтей по плотности

оченьлегкие (до 0,800), легкие (0,8000,840), средние (0,8400,880), тяжелые (0,8800,920) очень тяжелые (> 0,920) Российская (г/см3) по Е.В. Соболевой и А.Н. Гусевой (1988) Международная, (1987) (кг/м3) легкие (1000) 51

Слайд 52

Классификация по содержанию серы по Е.В. Соболевой и А.Н. Гусевой (1988)

Слайд 53

Классификация нефтей по групповому углеводородному составу (ГрозНИИ)

Эта классификация базируется на групповом составе фракции НК- 300 С. Если во фракции содержание одного класса углеводородов превышает 50 %, то название типа нефтей дается по преобладающей группе углеводородов, например: 1  метановые, 2  нафтеновые, 3  ароматические. Если во фракции содержание одной группы углеводородов более 25 %, но не превышает 50 %, то такие нефти относят к нефтям смешанного типа: метано-нафтеновые, нафтено-метановые, ароматическо-нафтеновые и нафтеново-ароматические. Названия даются в порядке убывания. 53

Слайд 54

Классификация компонентов нефти по их способности к биодеградации (Л.А. Кодина, 1988)

Биодеградация – процесс разрушения залежи УВ в приповерхностной зоне под воздействием микроорганизмов и кислорода. 54

Слайд 55

Классификация УВ по составу по М.А. Бестужеву (1972)

Зарубежные классификации: 55

Слайд 56

Классификация нефтей по Б. Тиссо и Д. Вельте (1976)

Слайд 57

Химическая типизация нефтей по Ал.А.Петрову (1984) -по соотношению алканов, аренов и цикланов

Распределение различных классов углеводородов в нефтях и выделение двух типов нефтей А и Б (Ал.А. Петров, 1984). а  диаграмма распределения углеводородов различных классов в нефтях:  нефти типа Б, ○  нефти типа А; б относительное распределение алканов и цикланов в нефтях различных химических типов; в связь между суммарным содержанием в нефтях изопреноидных алканов и суммарным содержанием прочих изопарафинов:  нефти типа А1, ○  нефти типа А2,  нефти типа Б2 57

Слайд 58

Принципы классификации по Ал.А. Петрову

Хроматограммы нефтей Ал.А. Петров подразделил на две большие группы: нефти группы «А» и нефти группы «Б». Характерным признаком нефтей группы «А» является то, что на хроматограммах алканы нормального строения и изопренаны проявляются аналитически. На хроматограммах группы «Б»пики нормальных алканов отсутствуют. Таким образом, Ал.А. Петров выделил четыре группы нефтей: А1, А2, Б1, Б2, отличающиеся друг от друга по групповому и индивидуальному углеводородному составу. 58

Слайд 59

Основные отличия в групповом и индивидуальном углеводородном составе различных типов нефтей (по Ал.А. Петрову, 1984)

Слайд 60

Зональность распространения различных типов нефтей по глубине и возрасту вмещающих пород (Ал.А. Петров, 1984)

Выделенные типы нефтей образуют четко проявляющуюся зональность по глубине и по возрасту вмещающих пород 60

Слайд 61

Газоконденсаты

Газоконденсаты могут иметь различный генезис: На больших глубинах они соответствуют поздним стадиям катагенеза - это продукт высокотемпературного преобразования органического вещества. Если они встречены в верхних стратиграфических комплексах, а нижние горизонты нефтегазоносны, то это, как правило, легкие фракции нефтей, растворенные в сжатых газах (термическое фракционирование нефти). Фазовое состояние газогидратов зависит от температуры и давления. Газоконденсатная залежь представляет собой углеводородную систему, в которой при существующих термобарических условиях в парообразном состоянии находится часть жидких углеводородов (бензиново-керосиновые фракции, реже более высокомолекулярные углеводороды) 61

Слайд 62

От нефтяных залежей газоконденсатные отличаются однофазным парообразным состоянием углеводородного флюида, а от газовых наличием в состоянии обратного испарения жидкой фазы (конденсата). Решающее значение имеет давление, которое предопределяет минимальную глубину залегания газоконденсатной залежи, так как повышение температуры способствует только удержанию конденсата в состоянии ретроградного испарения. Фазовая диаграмма, иллюстрирующая ретроградные явления: 1 линии равных содержаний жидкой фазы; 2  область ретроградных процессов; ркр  критическое давление; Ткр  критическая температура; С  критическая точка; рm криконденбар (Рмах существования газовой фазы), Tm крикондентерм (Тмах существования жидкости 62

Слайд 63

Продукты изменения нефтей –«природные битумы» или «эпинафтиды»

Битумы – в генетическом плане  включает все родственные нефти твердые и жидкие вещества, а также их аналоги, образующиеся в результате термической деструкции органического вещества пород. Битумы (битумоид) – в аналитическом - природное вещество, растворимое в органических растворителях, например, в хролоформе, бензоле и т.п. В нефтяной геологии для обозначения только твердых или вязких битумов введено понятие «природные битумы» или «эпинафтиды» (А.А. Карцев, 1978), которое не включает горючие природные газы и нефти. 63

Слайд 64

Природные битумы – одно из направлений развития нефтяной геологии

Соотношение разведанных запасов легкой нефти, тяжелой нефти и природных битумов (И.В. Николин, 2007) Мировые запасы тяжелой нефти и битумов превышают запасы обычной («легкой») нефти. Скопления высоковязких нефтей и природных битумов сосредоточены в Западной Сибири, республиках Удмуртия и Коми, Архангельской области, Татарстане, на территории Сахалина, Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и др. Тяжелые нефти - источник металлов V, Ni 64

Слайд 65

Положение природных битумов в классификации нафтонитов

Нафтоиды («нефтеподобные» по В.А. Успенскому, 1936)  особая генетическая ветвь природных битумов, не связанных с нефтью и представляющих из себя продукт термической деструкции органического вещества пород в условиях контактного метаморфизма. 65

Слайд 66

Генетические процессы битумогенеза по О.К. Баженовой (1979)

Гиперегенные (окисление, биодеградация, испарение) - до 60-80 оС Миграционно-фильтрационные(изменения состава нефтей в результате восходящей миграции и снижения давление в пласте – накопление высокомолекулярных- парафиновых, а также асфальтово-смолистых компонентов нефтей). Термально-метаморфические (продукты метаморфизма нефтей, а также пиролиза и возгонки органического вещества пород) Некоторые вещества (асфальтиты) могут быть продуктом всех этих процессов 66

Слайд 67

Схема образования нафтидов различных генетических линий (О.К. Баженова и др., 2004)

1 первичный продукт; 2  новообразованный продукт 67

Слайд 68

Мальта

МАЛЬТА (от греч. maltha, malthe - смесь воска и смолы) - вязкое, подвижное вещество, продукт преобразования (окисления, дегазации, испарения, полимеризации) нефтей в процессе разрушения залежей вблизи или на дневной поверхности. В классификации битумов мальты занимают промежуточное место между нефтями и асфальтами. Содержат наряду с углеводородами большое количество асфальтосмолистых компонентов. Элементный состав мальты (%): С 80-84; Н 10-12. Групповой состав (%): масла 40-65; смолы + асфальтены 35-60. Границы класса мальты определяются содержанием масел. Консистенция, плотность (970-1030 кг/м3), коксовое число (не более 10-15%) зависят в основном от соотношения смол и асфальтенов, при преобладании последних консистенция может быть твёрдой (t плавления не выше 40°С). Мировые запасы мальты исчисляются сотнями млрд. т, крупнейшие месторождения сосредоточены в Оринокском поясе тяжелых нефтей. В PФместорождения мальты обнаружены на севере восточной Сибири, в Тимано-Печорской и Волго-Уральской (Татария) нефтегазоносных провинциях. 68

Слайд 69

АСФАЛЬТ

АСФАЛЬТ (от греч. asphaltos - горная смола * а. asphalf; н. Asphalf; ф. asphalte; и. asfalto) - твёрдое или вязкое природное вещество почти чёрного цвета. Растворяется скипидаром, хлороформом, сероуглеродом, частично бензолом, спиртом. Элементный состав (%): С - 67-88, Н - 7-10, О - 2-23. Плотность 1000-1200 кг/м3; t плавления от 20 до 80-100°С. Образуется из некоторых нефтей в результате их окисления и испарения лёгких фракций. Представляет собой смесь окисленных углеводородов. Широко распространён в нефтегазоносных бассейнах в районах неглубокого залегания или выхода на поверхность продуктивных толщ. Асфальт насыщает поры песчаников, трещины и каверны известняков и доломитов, иногда образует мощную кору на поверхности больших "нефтяных озёр" (асфальтовый покров озера Мёртвое море; асфальтовое море на острове Тринидад). Содержание в породах от 2-3 до 20%. Месторожденияв РФ - в Самарской, Оренбургской областях, Коми, на севере Якутии, за рубежом - в Венесуэле, Канаде, Франции, Иордании, Израиле. Применяют главным образом в дорожном строительстве, электротехнике и химической промышленности. 69

Слайд 70

АСФАЛЬТИТЫ

АСФАЛЬТИТЫ (а. asphaltites; н. Asphal-tite; ф. asphaltites; и. asfaltitas) - одна из групп твёрдых природных битумов - производных нефти, образующихся в результате её изменений на поверхности земли или на небольших глубинах. Встречаются в виде жил и пластовых залежей. Асфальтиты растворимы в бензоле, хлороформе, сероуглероде. Элементный состав (%): С - 76-86, Н - 8-12, S - 0,25-9, N - 0,3-1,8, О - 2-9. Характерно высокое содержание Асфальтенов (до 70%) и относительно невысокое содержание масел (до 30%). Среди Асфальтитов различают гильсониты (плотность 1050-1150 кг/м3, t плавления 100-200°С) и более высокомолекулярные грэемиты (плотность 1150-1200 кг/м3, плавятся с разложением при t 200-300°С). 70

Слайд 71

ОЗОКЕРИТ

ОЗОКЕРИТ, горный воск (от греч. ozo - пахну и keros - воск) - минеральное вещество, природная смесь твёрдых углеводородов парафинового ряда (CnH2n+2) с жидкими нефтяными маслами и смолистыми веществами. Элементарный состав (%): С 84-86; Н 13,5-15. Представляет собой парафинистый осадок, выпадающий из нефти при её охлаждении в результате подъёма к поверхности по трещинам. Образует жильные заполнения пустот. Цвет от светло-жёлтого до почти чёрного. Консистенция от мягкой, пластичной до твёрдой, хрупкой. Плотность 850-1000 кг/м3. Плавится обычно при температуре 50-85°С, иногда выше. Крупнейшие месторождения в бывш. CCCP - на Украине (Львовская область), в Туркмении (полуостров Челекен), Узбекистане (Фергана); за рубежом - в Румынии и США (штат Юта). Озокерит используется в радио- и электротехнике как электроизоляционный материал, в химической промышленности при производстве лаков, в медицине для изготовления вазелина, мазей, кремов и др., а также для теплолечения (озокеритолечение). Разновидности: гумбед, бориславит, нефтегиль, цитризикит и др. 71

Слайд 72

Асфальты и тяжелая нефть

Под природным асфальтом понимается, в соответствии с зарубежными классификациями, группа вязких и твердых битумов, характеризующаяся удельным весом 1,0-1,1 г/cм3 и содержанием масел 25-50 %. Иногда в англоязычной литературе их называют еще “сверхтяжелой нефтью” (extraheavyoil) и “природными битумами” (naturalbitumen). Правда, в последнее время за рубежом и в отечественных классификациях наметилась тенденция к разделению двух названных продуктов. Например, в последних ежегодных обзорах Всемирного энергетического совета (ВЭС) сверхтяжелой нефтью считается естественный УВ-продукт со средней плотностью 1,018 г/см3, тогда как к природным асфальтам отнесены УВ со средней плотностью 1,037 г/см3. Соответственно меняется и содержание асфальтов в сырце: 61,9 и 69,6 %. Кроме того, природные асфальты характеризуются высокой динамической вязкостью – порядка 10 000 мПас 72

Слайд 73

Высоковязкие нефти, природные битумы и битуминозные пески относятся к группе трудноизвлекаемых полезных ископаемых и отличаются от обычных нефтей повышенной вязкостью и комплексным составом. Для промышленного освоения месторождений этих типов УВ требуются специальные технологии добычи, транспортировки и переработки, требующие повышенных энергетических и материальных затрат. 73

Слайд 74

Геологические обстановки формирования асфальтов и тяжелых нефтей

Поскольку природный асфальт является, как правило, продуктом разрушения нефтяных месторождений, то его залежи встречаются практически во всех нефтегазоносных бассейнах. Крупнейшие месторождения сверхтяжелой нефти и природных асфальтов приурочены к платформенным осадочным свитам, перекрывающим континентальные кратоны. Поднятие и эрозия подобных массивов создают условия для деградации УВ, преимущественно бактериальной, нефтяных скоплений и образованию сверхтяжелых и сверхвязких УВ (мальт и асфальтов) . Скопления природных асфальтов, различных по объемам запасов и ресурсов, выявлены во многих странах практически на всех континентах 74

Слайд 78

Составляющие среднесуточной добычи нефти в Канаде по годам (Искрицкая, 2006)

78 Основной прирост добычи – за счет битуминозных песков Объемы добычи песков и тяжелых нефтей больше чем легких

Слайд 79

Месторождения битуминозных песков Канады Нефтеносные пески Атабаски - большие месторождения битуминозных и нефтеносных песков (Битуминозные пески) расположены на севере провинции Альберта в Канаде, которые содержат в себе сырую нефть, кварцевый песок, глинозем и воду. Из трех месторождений в Альберте, месторождение Атабаски больше всего; есть также месторождения в Пис-ривер и Колд-лейк. Общая площадь нефтеносных песков Альберты 141 000 кв. км. Месторождение нефтеносных песков (Kalb)названо в честь реки Атабаска, которая течет по его центру: следы тяжелой нефти можно найти просто в устье этой реки. В первый раз нефтеносные пески описаны европейцами в 1788 году; залежи находятся на север и к северо-востоку от города Эдмонтон. 79

Слайд 80

Месторождения вязкой нефти и битумов на западе Канады

Южнее месторождений битуминозных песков имеются месторождения тяжелой нефти 80

Слайд 81

Добычу песков проводят главным образом карьерным, шахтным или скважинным способом. В настоящее время компании Shell, BP и прочие ещё не могут производить много нефти из нефтяных песков, но ими ведутся разработки в этом направлении. Производственные издержки на добычу из битуминозных песков только одного барреля нефти составляют от 18 до 23 долл. Специалисты банка Citibank исходят из того, что разработка нефтеносных песков целесообразна только тогда, когда цены на нефть не опускаются ниже 40 долл. США за баррель. 81

Слайд 82

Нефтеносные пески Альберты

82 20% могут быть добыты открытым способом (при глубине залегания до 100м) 80% требуют разработки пластов с помощью скважин: - гравитационного дренажа с закачкой пара - циклической закачки пара в пласт - закачки воздуха

Слайд 83

Открытая разработка обычно применяется к породам с содержанием битума больше чем 7%, хотя ключевые критерии для того, чтобы гарантировать устойчивую подачу на обогатительную фабрику включают в себя и сорт, и содержание шлама в несортированной руде, и распределение частиц по размерам. При карьерном способе добычи песок поступает на обогатительную фабрику, где с помощью горячей воды и каустической соды (NaOH) отделяют битум от песка и глины. После всех стадий переработки две тонны породы дают один баррель синтетической нефти. Очищенный песок ссыпают назад в карьеры (рекультивация земель), а жидкий шлам накапливают в хвостохранилищах (экологические проблемы). 83

Слайд 84

Технологии подземной добычи

Для получения вязкой нефти в Канаде используется ряд различных способов, включая обычную разработку первичными методами, закачку воды в грунт, нетрадиционную разработку первичными методами (холодная добыча) и, в меньшей степени, различные термические способы добычи с обработкой на месте. Задача нетрадиционных подземных способов добычи – снизить вязкость (и/или плотность) нефтепродуктов, что позволяет выводить их на поверхность скважинами. Многие приемы используемые для добычи тяжелой нефти применимы и для повышения нефтеотдачи традиционных залежей нефти. 84

Слайд 85

Оринокский нефтегазоносный бассейн Первая промышленная добыча нефти была начата в бассейне в 1911г. вблизи асфальтого «озера» Гуанако (о.Тринидат). Извлекаемые запасы нефти в бассейне оцениваются более чем в 5 млрд т (по данным озвученным US GeologicalSurvey 22 января 2010 геологические запасы оцениваются от 380-652 млрд. барелей, газа - свыше 2 трлн м3 (запасы попутного растворенного газа 53-262 трлн кубических футов или 1,5-7,4 трлн. м3). В нефтегазоносном бассейне известно более 250 нефтяных и 19 газовых месторождений, в том числе 70 нефтяных и более 10 газовых на о-ве Тринидад. 85

Слайд 86

Благодарю за внимание

86 Размер имеет значение. Провинция Альберта

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ

«УТВЕРЖДАЮ»:

Проректор по учебной работе

_______________________ //

200__г.

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ НЕФТИ И ГАЗА

Учебно-методический комплекс

для студентов специальности 070700 «Теплофизика»

«______»___________200__г. д. г.-м. н., профессор

Рассмотрено на заседании кафедры механики многофазных систем 28.08.2008г. Протокол №1 Соответствует требованиям к содержанию, структуре и оформлению.

Объем 11 стр.

Зав. кафедрой ММС ________________________________________//

«______»___________ 200__ г. д. т.н., профессор

Рассмотрено на заседании УМК физического факультета 06.11.2008г. Протокол № 1

Соответствует ФГОС ВПО и учебному плану образовательной программы .

«СОГЛАСОВАНО»:

Председатель УМК _________________________________________//

«______»_____________200__ г. д. т.н., профессор

«СОГЛАСОВАНО»:

Зав. методическим отделом УМУ_______________________/Ф. И.О./

«______»_____________200__ г.

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ФИЗИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

КАФЕДРА МЕХАНИКИ МНОГОФАЗНЫХ СИСТЕМ

ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ НЕФТИ И ГАЗА

Учебно-методический комплекс

для студентов 3 курса очной формы обучения

специальности 070700 «Теплофизика»

Издательство

Тюменского государственного университета

В результате изучения курса «Геология и геохимия нефти и газа» студент должен знать: стратиграфический разрез осадочного чехла юрско-мелового возраста Тюменской области ; состав и свойства нафтидов; условия образования нефтегазогенерирующих пород и возможности генерации ими углеводородных флюидов различного фазового состояния и состава; уметь правильно использовать знания и навыки построения геологических, геохимических и др. карт и разрезов для целей открытия месторождений углеводородного сырья. Программа разработана для дневной формы обучения.

Общий объем курса 45 часов, в том числе лекций -34 часа, индивидуальной и самостоятельной работы студентов – 11 часов.

Программа составлена в соответствии с требованиями Государственных образовательных стандартов высшего профессионального образования РФ. Дисциплина «Геология и геохимия нефти и газа» читается в 6 семестре.

2. Тематический план дисциплины «Основы геологии и геохимии нефти и газа»

4. Самостоятельная работа студентов.

Тема 3. Литогенез, его стадии.

Построение литологических полосок на примере геологических разрезов конкретных месторождений углеводородного сырья Тюменской области. Построение отложений осадочного чехла и выделение продуктивных пластов и горизонтов.

Тема 4. Природный резервуар. Коллекторы. Флюидоупоры. Ловушка. Залежь. Месторождение.

Построение карт, отображающих различные параметры залежей нефти, газа и конденсата.

Тема 5. Физические поля: температура, давление.

Выделение на картах геотемпературного поля и давлений участков распространения нефтепродуцирующих толщ, генерирующих углеводороды.

5. Контрольные вопросы.

1. Нефть, газ, конденсат - нафтиды. Общая характеристика углеводородных флюидов.

2. Химический состав и физические свойства нефти.

3. Химический состав и физические свойства природного газа.

4. Химический состав и физические свойства конденсата.

5. Природный резервуар. Порода - коллектор. Состав и коллекторские свойства горных пород.

6. Пористость: абсолютная, открытая, эффективная. Методы определения.

7. Проницаемость: абсолютная, диэлектрическая, фазовая, фазовая относительная.

8. Гранулометрический состав пород.

9. Неоднородность продуктивных пород.

10. Нефте - и газонасыщенность горных пород.

11. Подземные воды. Химический состав и физические свойства. Происхождение. Классификация.

12. Воды нефтяных и газовых месторождений.

13. Давление в нефтяных и газовых месторождениях.

14. Фазовые превращения в газоконденсатных залежах.

15. Температура в осадочном чехле. Тепловой поток. Геотермическая ступень. Геотермический градиент. Формирование геотемпературного поля в нефтегазоносных бассейнах.

16. Геотермический режим нефтегазоносных пластов.

17. Нефтеотдача и газоотдача пластов.

18. Химический состав и физические свойства газогидратов.

19. Молекулярно-поверхностные свойства системы: нефть - газ - вода - порода.

20. Взаимодействие в пористой среде на границе раздела фаз: пластовая вода - скелет горной породы.

21. Межфазовое взаимодействие на границе раздела фаз: пластовая нефть - скелет горной породы.

22. Явления, возникающие на контакте фаз: скелет коллектора - пластовая вода - пластовая нефть в пористой среде.

23. Адсорбция неэлектролитов в пористых средах.

24. Адсорбция электролитов в пористых средах.

25. Современные представления о генерации углеводородов и формировании их залежей.

26. Стадийность генерации углеводородов различного состава и фазового состояния.

27. Вертикальная геохимическая зональность.

28. Нефтегазогеологическое районирование.

30. Месторождения строительных материалов в Тюменской области.

31. Закономерности размещения полезных ископаемых в приповерхностных отложениях Уральского Федерального округа.

6. Перечень основной и дополнительной литературы.

Основная литература

1. , и др. Геология и геохимия нефти и газа. М.: Недра, 1982.

2. Вендельштейн разрезов скважин. методом потенциалов собственной поляризации. М.: Недра, 1966.

3. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика. М.: Недра, 1983.

4. Кобрамов свойства горных пород. М.: Гостехиздат, 1962.

5. Дахитов и магнитные методы исследования скважин. М.: Недра, 1980.

Дополнительная литература

1. Гужин -гамма метод исследования нефтяных скважин. М.: Недра, 1975.

2. , Кузнецов метод исследования скважин. М.: Недра, 1978.

II. Методические указания по Геологии и геохимии нефти и газа. ТюмГУ, 2008, 7с. (Электронный вариант).

III. Дидактические материалы для самоконтроля, текущего контроля знаний и

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РОСТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ГЕОЛОГО-ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ КАФЕДРА ГИДРОГЕОЛОГИИ, ИНЖЕНЕРНОЙ И НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ В.В. ДОЦЕНКО ГЕОХИМИЯ ГАЗА. ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА Под редакцией доктора геолого-минералогических наук, профессора А.Н. Резникова Ростов-на-Дону 2001 2 Доценко В.В. Геохимия газа. Происхождение нефти и газа: Учебное пособие / Под ред. А.Н. Резникова. – Ростов-на-Дону: Изд-во Ростовского университета, 2001. – 39 с. Печатается по решению кафедры гидрогеологии, инженерной и нефте- газовой геологии (протокол № 11 от 6 июля 2001 г.). В учебном пособии изложены две темы дисциплины «Геология и гео- химия нефти и газа», в которых рассмотрены вопросы геохимии газа и про- исхождения нефти и газа. Данное пособие является логическим продолжени- ем учебного пособия: «Классификация каустобиолитов и геохимия нефти». Для студентов очной и заочной форм обучения по специальностям: 08.05.00 – «Геология нефти и газа», 01.11.00 – «Геология» и 01.14.00 – «Гид- рогеология и инженерная геология. Рецензенты: доктор геолого-минералогических наук, профессор А.А. Тимофеев (ВНИГРИуголь), кандидат геолого-минералогических наук, доцент В.С. Назаренко (РГУ) 3 ОГЛАВЛЕНИЕ Глава 1. Геохимия газа 4 1.1. Условия нахождения, состав и генетические типы природных газов 4 1.2. Основные свойства природных газов 5 1.3. Классификация природных газов 8 1.4. Газы подземных вод 12 1.5. Состав и формы нахождения природных горючих газов в недрах 15 1.6. Формирование химического состава газов в газовых и нефтяных залежах 16 1.7. Газоконденсатные системы 19 1.8. Газовые гидраты 20 Глава 2. Происхождение нефти и природного горючего газа 23 2.1. Сущность и практическое значение проблемы происхождения нефти и газа 23 2.2. Гипотезы неорганического происхождения нефти 23 2.3. Развитие теории органического происхождения нефти и газа 26 2.4. Основные положения и факты органической теории происхождения нефти и газа 28 2.5. Современные представления об образовании нефти и газа 29 Литература 38 4 Глава 1 ГЕОХИМИЯ ГАЗА 1.1. УСЛОВИЯ НАХОЖДЕНИЯ, СОСТАВ И ГЕНЕТИЧЕСКИЕ ТИПЫ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ Природные газы – это смеси веществ, составляющие атмосферу Земли, а также газообразные смеси, выделяющиеся из состава природных систем иного аг- регатного состояния при нормальных условиях. Природные газы имеют различные условия нахождения, разнообразны по химическому составу, физическому состоянию и происхождению. Условия нахождения. По условиям нахождения природные газы можно раз- делить на три большие группы: 1) свободные газы атмосферы; 2) водорастворен- ные газы гидросферы и 3) газы, заключенные в земной коре. Газы всех трех групп постоянно взаимодействуют. Наиболее разнообразны условия нахождения газов в литосфере, где они су- ществуют в двух основных формах: рассеянной и концентрированной. Газы, рассеянные в горных породах, находятся в следующем физическом со- стоянии: а) растворенном в пластовых водах и микронефти; б) свободном в закры- тых и открытых порах; в) сорбированном минеральной частью пород и рассеянного ОВ; г) окклюдированном (поглощенном) микроскопическими полостями минера- лов. Газы, находящиеся в концентрированной форме существуют в следующем состоянии: а) свободном в пустотном пространстве пород, с образованием залежей; б) растворенном в нефтяных залежах и пластовых водах; в) сорбированном и сво- бодном в угленосных толщах, горючих сланцах и торфах; г) газогидратном; д) в виде газовых струй, выделяющихся из грязевых вулканов, магматических очагов, зон генерации газов и разрушения их залежей. Свободные газы, находящиеся в залежах, являются объектами поисково- разведочных работ и эксплуатации. Состав природных газов. Природные газы литосферы состоят из углеводо- родных и неуглеводородных компонентов. Углеводородную компоненту образуют метан, этана, пропан, бутан и пары жидких УВ (пентана, гексана и гептана). Неуг- леводородная компонента состоит из азота, диоксида углерода, сероводорода и сернистых соединений, гелия, аргона, водорода и паров воды. Данные газы образуют разнообразные смеси: углеводородные, углеводород- но-азотные, углеводородно-углекислые, азотно-углекислые, углеводородно- углекисло-азотные и другие. Генетические типы природных газов. Все природные газы, находящиеся в различных физико-химических состояниях разделяются В.И. Ермаковым и др. на три большие группы: биогенную, литогенную и органолитогенную. Биогенные (биохимические) газы (О2, СО2, СН4, N2, Н2S, NH3, N2О, СО и др.) образуются в результате жизнедеятельности микро- и макроорганизмов в биосфе- ре, включая нелитифицированную часть литосферы, в которой идут диагенетиче- ские процессы. Органолитогенные газы (СН4, тяжелые УВ газы от С2 до С4, СО2, Н2, Н2S и другие) образуются из ОВ на этапах его катагенной и метагенной эволю- 5 ции в результате высокотемпературных реакций. Литогенные газы (СО2, Н2, Н2S, Не, Ar, Xe, SO2, N2, CO, HCl, HF, NH3) появляются в результате физико- химических, в том числе и радиоактивных процессов, происходящих в минеральном скелете водонасыщенных пород на этапах катагенеза, метагенеза и метаморфизма в осадочных толщах и в магматических породах земной коры и мантии. Иногда выделяют генетическую группу космогенных (космических) газов (А.А. Карцев; И.В. Высоцкий). Газы этой группы являются реликтовыми. Они ос- тались от протопланетного облака, из которого образовалась Земля. В настоящее время, из них, очевидно, сохранились только инертные газы. 1.2. ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ Физические свойства газа имеют большое значение для процессов миграции углеводородов, их фазовых превращений, формирования и разрушения залежей. Состояние газа определяется тремя параметрами: давлением, температурой и плот- ностью или удельным объемом. В качестве стандартных условий при термодина- мических расчётах принимают температуру равную 0 0С и давление – 0,1 МПа. При прочих расчётах температуру принимают равной 20 0С. Плотность газа (ρ) – это отношение массы сухого воздуха (m) к его объему (v): ρ = m / v (кг/м3, г/см3) или отношение молекулярной массы газа (М) к объёму моля (Vm): ρ = М/Vm = М/22,4. Молекулярная масса вещества – это безразмерная вели- чина. Она определяется отношением массы молекулы данного вещества к 1/12 мас- сы атома изотопа углерода 12С. Количество вещества в граммах, равное молекуляр- ной массе, называется молем. Объем моля (грамм-молекулы) для всех газов по- стоянен и равен при стандартных условиях (давлении 0,1 МПа и температуре 0 0С) 22,412 литра, то есть в 1 м3 любого газа содержится 44,6 моля. Молекулярная масса природного газа равна: М = ∑MiXi, где Мi– молекулярная масса i-го компонента; Хi - объёмное содержание i-го ком- понента в долях единицы. Плотность смеси газов (ρс) определяется по плотности компонентов смеси, взятых при одинаковых условиях: ρс= ∑ρini, где ρi и ni – соответственно плотность и молярная доля i-го компонента смеси. Иногда используется понятие об относительной плотности природного газа. Это безразмерная величина отношения плотности газа к плотности воздуха, кото- рая при атмосферном давлении и температуре 0 0С составляет 1,293 кг. Относи- тельная плотность углекислого газа равна 1,519, сероводорода – 1,176, а относи- тельная плотность природных УВ газов зависит от их состава и меняется для газов С1-С4 в пределах от 0,555 до 2,074. Плотность газа зависит от его химического состава, молекулярной массы, давления и температуры. Она уменьшается с ростом температуры и растет с повы- шением давления и молекулярной массы. Удельным весом газа (γ) называется его вес в объеме 1 м3 или 1 л (кг/м3 или г/л). При 0 0С и атмосферном давлении: γ = ρg , где ρ – плотность газа, g - ускорение силы тяжести. 6 Вязкость газа, в отличие от жидкости растет с уменьшением молекулярной массы и увеличением температуры и давления. Это объясняется увеличением ско- рости движения и силы соударения молекул. Вязкость газа очень низкая, например, вязкость метана при стандартных условиях составляет около 0,01 мПа·с, что в 100 раз ниже вязкости воды. Углеводородные газы при одинаковых условиях имеют меньшую вязкость, чем неуглеводородные. Низкая вязкость газа обусловливает его способность относительно быстро перемещаться в пористых и трещиноватых гор- ных породах при перепаде давления. Растворимость газа в воде и нефти, а также нефти в газе является важней- шим его свойством. В общем, растворимость газа в жидкости при постоянной тем- пературе и давлениях до 5 МПа подчиняется закону Генри: количество раство- ряющегося газа в единице объема растворителя прямо пропорционально давлению и коэффициенту растворимости. При более высоких давлениях и неоднородном со- ставе газа эта зависимость становится сложнее. Р а с т в о р и м о с т ь г а з а в в о д е зависит от его состава, температуры, давления и минерализации воды. Наибольшей растворимостью обладают полярные газы, вступающие в реакцию с водой, а наименьшей – инертные газы, азот и УВ газы. Например, растворимость диоксида углерода при 20 0С и нормальном давле- нии составляет 0,87 см3 в 1 см3 воды. Это в 26 раз выше растворимости метана и в 58 раз больше растворимости азота в этих же условиях. При этом растворимость сероводорода в три раза выше растворимости диоксида углерода. Растворимость УВ газов в воде при прочих равных условиях уменьшается в ряду от С1 до С4. Растворимость газов в воде при повышении температуры вначале падает, достигая минимума у разных газов при 60-100 С 0, а затем быстро увеличивается, особенно при высоких давлениях. С ростом минерализации воды растворимость уменьшается, а с ростом давления повышается. Растворимость воды в УВ газе при давлениях менее 15-20 МПа и температу- рах ниже 50 0С незначительная и составляет сотые доли кг/м3. Р а с т в о р и м о с т ь г а з а в н е ф т и выше, чем в воде и зависит от дав- ления, температуры, состава газа и нефти. Она повышается с ростом давления и уменьшается с увеличением температуры. Растворимость УВ газов растет с повы- шением их молекулярной массы. С увеличением плотности нефти растворимость газа в ней уменьшается. Уменьшается она и с увеличением в составе нефти доли нафтеновых и ареновых УВ. Растворимость газа в нефти измеряется количеством газа в кубических мет- рах на 1 м3 или 1 т товарной (дегазированной) нефти при давлении 0,1 МПа и тем- пературе 20 0С. Такое отношение объема газа к объему или массе добываемой жид- кости называют газовым фактором (ГФ). ГФ варьирует в нефтях в очень широком диапазоне от 5-8 до 550-750 м3/т. Выделение растворенного газа происходит из нефти в обратном порядке от- носительно его растворения, то есть при понижении давления сначала выделяются низкомолекулярные (плохо растворимые) газы, а затем тяжелые (хорошо раство- римые). При резком снижении пластового давления давление насыщения становит- ся временно выше первого, и часть газа выделится из нефти в свободную фазу, в результате в нефти вновь установится равновесие между пластовым давлением и растворимостью газа при данных условиях. 7 ГФ пластовых вод обычно колеблется в пределах от сотых долей единицы до 3 10 м /т и более. При значительном ГФ иногда возможна рентабельная добыча газа из вод. Горные породы имеют ГФ от тысячных долей единицы в магматических, до десятков м3/т в осадочных. Наибольшим ГФ характеризуются ископаемые угли. Исследования последних лет показали относительно большое содержание газа в магматических породах триаса Западной Сибири. Содержание метана в открытых порах породы из керна Тюменской сверхглубокой скважины оказалось равным почти 110 см3/кг или 0,11 м3/т (Т.В. Белоконь, 1998). Содержание рассеянных угле- водородных газов в породах на площадях газовых и нефтегазовых месторождений имеет повышенные значения по всему разрезу. В горизонтах затрудненного водо- обмена они достигают нескольких сотен кубических сантиметров в 1 кг породы. Сорбция (поглощение) газа может происходить в разных средах: в атмосфере (аэрозолями), гидросфере и в литосфере, где она имеет наибольшее значение. Ве- личина сорбции однородного газа пропорциональна его концентрации над поверх- ностью сорбента и обратно пропорциональна температуре. Сорбционная способ- ность пород растет с повышением их удельной поверхности и, особенно, с увели- чением содержания рассеянного ОВ, а также растет с повышением давления до 10- 15 МПа. Высокой сорбционной способностью обладают угли. Влажные породы сорбируют газы значительно хуже, чем сухие. Разные газы сорбируются неодина- ково. Лучшей сорбционной способностью обладают оксид- и диоксид углерода, далее следуют бутан, пропан, этан, азот, метан и водород. Сорбция УВ газов воз- растает с увеличением их молекулярной массы. Диффузия газа или проникновение его молекул в другие вещества возможна практически в любой среде и подчиняется закону Фика: диффузия происходит в направлении убывания концентрации вещества. Она обусловлена тепловым дви- жением молекул и является одним из механизмов переноса вещества, в результате которого происходит естественное выравнивание его концентрации в системе. Скорость диффузии газа зависит от его свойств и концентрации, а также от свойств проницаемой среды: пористости, проницаемости, влагонасыщенности, структуры порового пространства и размера пор. Диффузия растет с повышением температуры и уменьшается с ростом молекулярной массы газа. Диффузия играет существенную роль при эмиграции УВ из нефтепроизводящих пород в коллекторы и обуславливает значительные потери газа из залежей, вплоть до их полного унич- тожения. В вышележащих комплексах пород иногда возможно образование вто- ричных залежей газа за счет диффузии, при наличии надежного флюидоупора. Фильтрация газа – это его движение через пористую среду под влиянием перепада давления. Оно подчиняется закону Дарси, то есть скорость движения газа прямо пропорциональна проницаемости горных пород, через которые происходит фильтрация, и разности квадратов давлений: 2 2 K * S (P2 − P1) Q= ∗ , µh 2 где Q – количество газа, см3, проходящее в единицу времени через породу- коллектор с поперечным сечением S, см2; К – коэффициент проницаемости породы 8 10-12 м2; ё – вязкость газа, Па*с; h – длина пути в направлении движения, см; (Р22 – Р21) – перепад давлений, МПа. Для жидкостей, в отличие от газов вместо разности квадратов давлений в формулу входит перепад давлений. В естественных условиях фильтрация газа происходит вместе с водой, а так- же с нефтью. При этом проявляются ретроградные процессы, усложняющие фильтрацию. Всплывание газа. Масса газа, сжатая до 10 МПа, составляет около 0,1 массы воды такого же объема. Разница плотностей воды и газа или нефти и газа составля- ет подъемную силу. Она служит причиной всплывания свободного газа в порах или трещинах пород, заполненных водой или нефтью. Это свойство газа имеет значе- ние для процессов формирования залежей УВ. Свободный газ при больших объе- мах вытесняет нефть из ловушек. Критическая температура (Ткр). Для каждого газа существует температура, выше которой он не переходит в жидкое состояние, как бы ни повышалось давле- ние. Такая температура называется критической. Критическая температура равна, в 0 С: для метана минус – 82, диоксида углерода – 31,04, этана – 32,21, пропана – 96,63, н-бутана - 151,94. Метан, водород, кислород, азот и благородные газы не могут находиться в жидком состоянии в осадочной оболочке Земли. Легко превращаются в жидкость пропан, бутан, пентан, диоксид углерода и сероводород. Критическое давление (Ркр). Это давление, соответствующее точке критиче- ской температуры или это предельное давление, ниже которого, как бы ни была низка температура, газ не переходит в жидкое состояние. Критическое давление для УВ газов лежит в пределах от 3,6 до 4,9 МПа. Критические параметры, то есть Ткр и Ркр вычисляются как средние арифме- тические из их значений для каждого компонента. Эти средние называют псевдо- критическим давлением и температурой. Гидратообразование. Газы способны создавать с водой при определенных термобарических условиях твердые растворы, которые называются газовыми гид- ратами или кристаллогидратами. 1.3. КЛАССИФИКАЦИЯ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ Вопрос классификации природных газов очень сложен, так как они имеют разнообразный состав, различное происхождение, разные условия нахождения и физическое состояние в природе. Кроме того, газы обладают большой миграцион- ной способностью, создают различные смеси и редко бывают однородными по хи- мическому составу. Одновременно с процессами образования газов идут процессы их разрушения. Например, при действии кислорода на сероводород образуется свободная сера и вода. Первую классификацию природных газов составил В.И. Вернадский (1912), где он указал, что при изучении газов необходимо знать три следующие фактора: форму или условия нахождения газов в природе, источники их происхождения или генезис и химический состав. Согласно этим факторам В.И. Вернадский выделил три группы газов. 9 I. П о ф о р м е н а х о ж д е н и я: А. Свободные газы: 1) атмосферные, 2) газовые скопления, содержащиеся в порах горных пород и окклюзии, 3) газовые струи или вихри (вулканические, тек- тонические, поверхностные), 4) газовые испарения. Б. Жидкие растворы газов: 1) газы океанов и морей, 2) газы озер, прудов и рек, 3) газы различных водных источников (вулканических, тектонических, по- верхностных). В. Твердые растворы газов (газы адсорбированные горными породами и ми- нералами). II. П о и с т о ч н и к а м п р о и с х о ж д е н и я: 1) газы земной поверхно- сти, 2) газы, связанные с высокотемпературными очагами литосферы, 3) газы глу- бинные, проникающие в земную кору из мантии. III. П о с о с т а в у (разделение для тектонических газов): 1) азотные, 2) уг- лекислые, 3) метановые, 4) водородные, 5) сероводородные, 6) водяные пары. Позже, в развитие этой классификации был создан целый ряд классификаци- онных схем природных газов по условиям нахождения и физическому состоянию в природе, по химическому составу, генезису и по их практической ценности и со- держанию полезных компонентов. В отечественной литературе опубликовано бо- лее 20 классификаций природных газов только по химическому составу. Ряд классификационных схем разработали М.И. Суббота и А.Ф. Романюк, которые приведены ниже: Классификация по условиям нахождения газа в п р и р о д е. I. Газы земной поверхности: 1) тропосферы; 2) стратосферы и мезосферы; 3) атмосферных осадков; 4) пещер и карстовых полостей. II. Газы поверхностной гидросферы: 1) океанов и морей; 2) рек, озер и прудов; 3) поверхностных льдов; 4) болот. III. Газы, рассеянные в горных породах: 1) в порах и трещинах осадочных пород; 2) сорбированные породами; 3) поровых растворов; 4) магматогенных пород; 5) газово-жидкие включения в минералах; 6) илов; 7) газогидратов илов; 8) почв. IV. Газы подземной гидросферы: 1) грунтовых вод; 10 2) вод зоны свободного водообмена; 3) вод зоны затрудненного водообмена; 4) мерзлых вод и газогидратов. V. Свободные газы залежей: 1) газовых залежей; 2) газовых шапок нефтяных залежей; 3) газоконденсатных залежей; VI. Газы, растворенные и сорбированные в биогенных ископаемых: 1) растворенные в нефти; 2) сорбированные углями; 3) в горючих сланцах. VII. Газы грязевых вулканов: 1) грязевых извержений; 2) грязевых грифонов. VIII. Газы магматических очагов и поствулканических процессов: 1) вулканических извержений; 2) фумарольные; 3) пневматогенных внедрений; 4) гидротермальных растворов. IX. Газы живых организмов: 1) животных; 2) высших растений; 3) микроорганизмов. К л а с с и ф и к а ц и я п о г е н е з и с у г а з о в. I. Газы биохимического генезиса: 1) микробиологического преобразования ОВ илов и почв – СО2, СН4, N2, CO, N2O, NO2, H2, NH3, H2S и др.; 2) микробиологического преобразования торфа - СО2, N2, СН4, CO, H2S, NH3 и др.; 3) микробиологического преобразования углей - СО2, СН4, N2, CO, H2 и др.; 4) микробиологического преобразования нефти - СН4, СО2 и др.; 5) Фотосинтеза зеленых растений – О2; 6) жизнедеятельности высших растений - СО2, CO, С2Н4, летучих ОВ и др.; 7) жизнедеятельности животных - СО2, CO, H2S, СН4, летучих ОВ и др.; 8) микробиологического разложения растений и животных - СО2, CO, СН4, H2S, N2, NH3 и др. II. Газы химического генезиса: 1) химического генезиса в нормальных условиях земной поверхности - СО2 и др.; 2) термических реакций - СН4, CO, СО2 и др. (150-300 оС); 3) термокаталитических реакций - СН4, CnH2n, H2, CO и др. III. Газы дегазации мантии: 1) дегазации мантии - СН4, H2, NH3, N2, СО2, SO2, H2S, СО, H2O и др.;