 |
газогидраты, залежи, условия образования и зак распространения.
|
|
|
|
16. НГО, примеры. • Нефтегазоносный район (НГР) – это группа, ассоциация месторождений, связанных территориальной близостью, общностью геологического строения и нефтегазоносностью.(шаимский, березовский, вартовский, сургутский, ноябьский, тазовский, и др.)
17. • Нефтегазоносная область (НГО) – это ассоциация нефтегазоносных зон или районов, объединённых общностью геологического строения, нефтегазоносностью и территориально.(вилюйская, тунгусская, анабарская,катангская, байкитская, ангароленская, присаяно-енисейская, нба, предпатомская,западно вилюйская и северо-алданская)
18. нефть и ее элементный состав. •В нефти 80-87% углерода и 10–14 % водорода.
•O, S, N2 = 1-3%, реже 5-9%, S – до 7 % (!)
•N2 – не более 1,7%
•О – не более 2,5%
19. алканы СнН(н+2), циклоалканыСнН(2н) циклопентаны и циклогексаны, ар СнНн (бензол, нафталин, фенантрен)
20. не ув состав нефтей. • Микроэлементы – металлы и неметаллы в количестве 10-2 – 10-7 %: ванадий, никель, железо, цинк (и вся таблица Менделеева).
• Смолы и асфальтены
21. Физ свойства. • Цвет – от светлых, "белых" нефтей (легких, уд. весом 0,75), желтых, зеленых (баженовские нефти), темно-коричневых и черных.
• Плотность – (удельный вес в г/см3) – это масса Н в единице объема. Меняется от 0,77 до 1 г/см3. Определяется при температуре 20°С по отношению к воде, имеющей температуру 40С (относительная плотность).
•Очень легкие нефти < 0,8;
•легкие – 0,8–0,84;
•средней плотности – 0,84–0,88;
•тяжелые – 0,89 и > 0,92 – очень тяжелые (близкие к асфальту). Чем плотнее нефть, тем она темнее.
••Плотность и цвет зависят в значительной мере от содержания смол, асфальтенов, отношения С/Н (т.е. состава Н), поскольку углерод в 12 раз тяжелее водорода, от пластовой температуры и давления, с которыми связана растворимость газа.
|
|
|
• Молекулярный вес -это арифметическое средневзвешенное молекулярных весов фракций нефтей. Молекулярный вес сырой нефти изменяется в пределах 240–290. Молекулярный вес легких фракций (выкипающих до 160°С) равен 100–106; молекулярный вес асфальта достигает 400–430.
•• Нефть практически не смешивается с водой. Растворяется в ацетоне, эфире, бензоле, сероуглероде, хлороформе и кипящем спирте. •Растворимость жидких углеводородов в воде возрастает от алканов к цикланам и далее к аренам и уменьшается с увеличением числа атомов углерода в молекуле. •Она возрастает также с увеличением температуры и редко снижается с ростом минерализации воды. Издавна используется метод высаливания для отделения нефти от воды с помощью добавления к смеси хлористого натрия (эффект Сеченова). Проблема обводненности месторождений (Самотлор, Талинское и др.).
•Вязкость снижается при повышении газонасыщенности нефти и увеличении температуры. • Единица вязкости – пуаз. Вязкость изменяется от 0,5 мПа×с (легкие нефти) до 160 мПа×с (тяжелые нефти).
••Различают динамическую, кинематическую(дин/плотность) и условную вязкость(вытекание из станд прибора).
22. Оптическая активность. Нефти способны вращать плоскость поляризации света вправо. Эта способность присуща только соединениям органического происхождения и обусловлена присутствием в них холестирина
23. • Флюоресценцией называется свечение при облучении вещества светом в течение более 10-7 сек.
• Люминесценция – это холодное свечение. Люминесцентные свойства нефти используются для выявления ее признаков в образце породы, керне, шламе, буровом растворе. Для определения цветовых люминесцентных характеристик нефти применяются визуальные фотометры. Смолистые нефти дают темное (бурое, зеленоватое) свечение, легкие – голубое.
|
|
|
24. • Теплотворная способность -Это количество теплоты в ккал, выделяемое 1 кг топлива (нефти) при его сгорании.
•Легкие нефти имеют теплотворную способность в пределах 11–11,7 тыс. ккал; тяжелые – 10,2–10,6 тыс. ккал. Чем легче нефти, тем больше теплота сгорания.
25. •Основной метод переработки – разгонка или дистилляция нефти.
•До температуры 125°С получают лигроин (самые легкие фракции).
•До 170°С получают бензин,
•до 200°С – керосин,
•больше 200°С – масляные фракции или солярка,
•выше 350°С – масла или мазут и в остатке пек или асфальтены.
•Крекинг – разгонка при больших температурах до 600°С.
•Пиролиз – выше 600–1500°С.
26. Метановый60–80, 15–30, 5
Нафтеново-метановый50–60, 30–40, 5–10
Метаново-нафтеновый 30–40, 50–60, 10–15
Нафтеновый 15–20, 60–70, 15–20
Нафт –аром10–15, 60–70, 20–30
27. • Нефти характеризуются отношением С12/С13 = 91–94. Это отношение меняется в нефтях различного возраста (облегчение и увеличение возраста) и фациального (исходного) состава органического вещества (морское, сапропелевое или гумусовое, континентальное), а также во фракциях нефти.
•Отношение H1 (протия) и H2 (дейтерия) в нефтях меняется от 3895 до 4436, H2 увеличивается с возрастом пород.
28. • Изомеры (изо – равный, метрос – доля, часть) – это химические соединения, имеющие равный элементный состав и молекулярный вес, но отличающиеся композицией., структурой атомов.
•Структурные, пространственные (стереоизомеры)
•Например: С5H12 (СnH2n+2)
•1) H-пентан:
t° кипения = + 36,1°С;
•) метил-бутан
t° кипения = + 28°С;
•3) тетра-метил–метан
t° кипения = + 9,5°С;
29. роль температуры. В соответствии с органической гипотезой роль температуры в образовании УВ считается решающей. При погружении осадка, насыщенного в той или иной степени ОВ, повышается его температура и начинается постепенное преобразование (катагенез и «сгорание») ОВ в УВ (были проекты сжигания залежей углей с целью получения газа, метана). •При достижении породами определенных температур (до 50 градусов) происходит массовое образование и выделение газа. Это называется верхней фазой газообразования. При дальнейшем погружении и достижении породами глубин с температурами выше 50 (70–100) градусов ОВ входит в стадию массового образования жидких УВ, нефти. Это главная фаза нефтеобразования («окно»).
|
|
|
•Выше температуры 140 градусов – вторая, главная фаза газообразования
•Все эти фазы связаны с температурными и динамическими (погружениями пород и созданием давления) преобразованиями ОВ, стадиями и подстадиями катогенеза (прото- и катогенеза).
•В различных НГБ глубины главной зоны, «окна» нефтеобразования несколько различны. Это обусловлено в основном двумя факторами: типом ОВ и температурным режимом бассейна (температурный градиент).
•При доминировании в разрезе сапропелевого (низших организмов) ОВ главная фаза НО (при прочих ровных условиях) наступает раньше и протекает быстрее, чем в случае смешанного (сапропелево-гумусового). Во втором случае она наступает существенно позже и более растянута во времени, а зона (окно), соответственно, смещается по глубинам.
•Температуры влияют на фазовое состояние углеводородов. Газогидраты! Низкие температуры высокое давление.
••При очень высоких (сотни градусов) температурах и давлениях (в процессе складко- и горообразования) скопления нефти и битумов превращаются в твердую кристаллическую черную породу – антраксолит (демонстрация образца), которая не растворяется ни в одном растворителе ОВ (бензоле, ацетоне и др.).
•При повышенных температурах «жирный газ» находится в парообразном состоянии, а при снижении давления и температуры превращается в жидкую фазу – газоконденсат.
Пример с северными районами Зап. Сибири.
•Повышенные температуры и давление способствуют растворению газа в нефти. При перенасыщении нефтяной залежи газом и выделении его в свободную фазу, образуется газовая шапка.
30.темп градиент. •ПГН бассейны могут существенно отличаться температурным режимом. Одним из важнейших его показателем является температурный градиент (ТГ). Это величина изменения температуры с глубиной на 100 м. Обратная величина ТГ называется температурной ступенью.
•В бассейнах древних платформ (Русской, Сибирской, Северо-Американской и др.) ТГ пониженный – 1,5–2,5˚С. В бассейнах молодых плит (Западно-Сибирской, Туранской, Скифской и др.) он значительно выше – 3,5–5,5˚С. В складчатых областях – ещё выше.
|
|
|
31 главная фаза •Выявление и обоснование объективного существования главной фазы нефтеобразования считается важнейшим достижением и успехом органической гипотезы образования нефти прошлого века.
32. давление. • Пластовое (гидростатическое) Д – это начальное давление столба воды на пласт до начала разработки залежи, т.е. естественное (не нарушенное) равновесие.=Нd/10, •где H – высота столба воды в скважине, d – плотность воды.
•. Статическое Д – давление, в работающей скважине после ее остановки.
•3. Динамическое Д – давление в рабочей скважине.
•4. Приведенным давлением называется Д "приведенное" к любой выбранной поверхности (в абсолютных отметках).
•5. Аномально высокое Д (избыточное) пластовое давление (АВПД) – превышающее гидростатическое
•Причины возникновения АВПД:
•а) замкнутая (литологическая, тектоническая, стратиграфическая или комбинированная) ловушка;
••б) прорыв (миграция) флюидов из глубоких горизонтов в более высокие при недостатке условий (времени и др.) для выравнивания давления;
•в) резкий тектонический подъем какого-либо блока вместе с заключенными в нем флюидами;
•г) уплотнение глин, катагенез, в результате которых высвобождается связная вода.
•Примеры толщ и залежей с АВПД:
•а) литологические залежи в юрских глинах (точнее аргиллитах) баженовской свиты Западной Сибири;
•б) залежи газа в нижнемеловых отложениях Севера Западной Сибири;
•в) залежи нефти и газа в линзах ачимовской тощи неокома ЗС;
• г) в залежах, связанных с вулканами Азербайджана, с очень (аномально) высокими первоначальными дебитами (тысячи т/сут.).
•6. Аномально низкое Д – ниже гидростатического. Примеры, причины.
•Давление замеряется монометром в атмосферах (кг/см2) или в MПa (мега Паскалях).
•Гидростатическим уровнем называется уровень подъема воды в скважине, вскрывшей водоносный пласт.
•Поверхность, проведенная через абсолютные отметки гидростатических уровней скважин, называется пьезометрической.
33. воды. • Минерализация вод – это концентрация растворенных в них всего того, что может растворяться (г/л или мг/л).
Примеры. От n·мг на л. до 300 – 500 г/л.
•Главные факторы: литологический состав осадочного выполнения бассейнов, тип литогенеза (гумидный, аридный), возможность подтока высоко минерализованных вод с больших глубин по разломам.
•При увеличении давления на осадки, за счет их накопления, они уплотняются, превращаясь постепенно в твердую породу. При этом воды из них отжимаются, мигрируя в пористые породы-коллектора. Вмести с ними мигрируют газы (в растворенном или свободном состоянии) и «микронефть» (по Н.Б. Вассоевичу).
|
|
|
•Воды мигрируют по пластам и толщам коллекторов, а также по разломам (Алтайские озера – горько-солёные, щелочные; Мертвое, Красное и др. моря) в сторону пониженного давления.
• Вода непосредственно причастна к рождению скоплений углеводородов (как нефти, так и газа). Газ может образовываться и с водой (болотный газ и любых других водоемов), и без воды (метан в шахтах).
•Нефть слабо растворяется в воде, но ее в бассейнах огромные объемы.
•В формировании газовых залежей и даже целых зон воды играют решающую роль. При поднятии бассейна или его части происходит снятие давления и массовое выделение растворенного в водах газа в свободную фазу с заполнением ловушек. Ярким примером является уникальная Ямбургско-Уренгойская зона Севера З.С. (эффект «открытой пробки шампанского»).
•Газ при латеральной миграции по восстанию проницаемого пласта-коллектора в растворенном или свободном состоянии, попадая в ловушку с пониженным давлением формирует залежь.
•Консервирующая роль подземных вод (особенно для нефтяных залежей) весьма значительна. Минерализованные воды являются консервантами залежей нефти.
•Разрушающая роль вод также значительна. Если залежь в результате интенсивного поднятия (Ферганская, Алайская долины) продуктивных отложений оказалась в зоне низко минерализованных вод, то происходит деградация нефти и разрушение залежи. Поскольку в этих водах повышенное содержание кислорода (окислителя) и наличие бактерий, питающихся углеводородами (Ростовцев о низких перспективах окраин ЗС, Нестеров – Кувейт и др. примеры).
•Если продуктивные пласты выведены на поверхность, то поверхностные воды плюс атмосфера ведут к чрезвычайно быстрой деградации нефтей и они превращаются в битум. В мире известны залежи битумов, образовавшиеся таким образом.
•Это Южный пояс Ориноко (100 млрд. т), битумы Атабаски в Канаде (80 млрд. т.), Оленекские битумы северо-запада Якутии и др. Нефть способная течь, оказавшись на поверхности, заполняет понижения. Образуются битумные озера. Например, битумное озеро Гуанако в той же Венесуэле.
•Битумы в продуктивных пластах образуют «пробки», экранирующие залежи нефти (Фергана).
•Воды создают тот или иной гидродинамический режим залежей (водонапорный и водоупругий), в зависимости от типа резервуара и контакта с УВ.
•При интенсивном отборе нефти или газа упругость и напор вод не успевают восстанавливаться и тогда для поддержания давления в залежи (и соответственно дебитов нефти) применяют законтурное заводнение с помощью нагнетательных скважин. (Пример Ромашкинского месторождения, Самотлора, Талинского).
•Такова созидательная и разрушительная роль вод.
|
|
|
