Месторождения нефти и природного газа.

Месторождения нефти и (или) природного газа представляют одну или несколько залежей, приуроченных к ограниченной площа­ди, генетически связанных между собой и обязанных своим проис­хождением общими для них геологическими условиями. Располага­ются они в нефтегазоносных провинциях (бассейнах), различаю­щихся по своему положению в крупных тектонических элементах земной коры.

Среди таких крупных элементов выделяются платформенные и складчатые области. Кроме двух указанных групп существует и третья группа - переходные или промежуточные области, где ус­ловия образования нефтеносных комплексов могут носить черты как платформенного, так и геосинклинального типа (например, внешняя, приплатформенная, и внутренняя часть краевого проги­ба).

Для платформенных месторождений (Высоцкий, 1984) характерно:

- приуроченность к пологим антиклинальным структурам (купо­лам, брахиантиклиналям и т.п.) с небольшими углами паде­ния крыльев (единицы градусов);

- площадь крупных поднятий - сотни и тысячи квадратных ки­лометров при высоте десятки и первые сотни метров;

- широкое развитие карбонатных комплексов и связанных с ни­ми зон рифов;

- наличие соляно-ангидритовых экранирующих толщ и зон диа­пиризма;

- широкое распространение литологического и стратиграфичес­кого экранирования.

В платформенных месторождениях сосредоточено около 96% известных в настоящее время запасов нефти и 99% открытых запа­сов природных горючих газов. К крупнейшим районам сосредоточе­ния нефтяных и газовых залежей относятся Аравийская платформа (месторождения Бурган - с запасами 10,6 млрд. т нефти, Гхавар

- с запасами 9,5 млн т нефти и др.), Африканская (месторожде­ния Хасси-Мессауд - с запасами 5 млрд. т нефти, Зелтен - с за­пасами 1,5 млрд т нефти и др.), Западно-Сибирская, Восточ­но-Европейская и другие платформы.

Месторождения складчатых областей и эпиплатформенных оро­генных впадин отличаются:

- крутыми, резко выраженными структурами с углами наклона крыльев в десятки градусов, осложненными разрывными нару­шениями;

- преимущественно терригенным разрезом;

- залежами пластового типа, сводовыми или тектонически эк­ранированными;

- низкой герметичностью экранов, обусловленной наличием тектонических нарушений.

Для складчатых районов характерны поверхностные нефтега­зопроявления (выходы газа, пленки нефти в источниках, закиро­вания пород, грязевые вулканы и т.д.). Подобные особенности характерны и месторождениям внутренних бортов краевых прогибов (Предкавказского, Предкарпатского и др.).

В природе не встречаются одиночные месторождения нефти и газа. Они распространены группами и особенности их размещения в осадочной оболочке подчиняются определенным закономерностям. Анализ размещения месторождений нефти и природных горючих га­зов показывает, что наиболее крупные скопления нефти и газа связаны со следующими тектоническими элементами земной коры:

1)склонами молодых и древних платформ, обращенных к прогибам (внешний борт краевого прогиба); 2)склонами краевых прогибов, протягивающихся параллельно складчатым горным системам; 3)бор­товым зонам крупных рифтовых впадин. Существующее нефтегеоло­гическое районирование включает два параллельных ряда элемен­тов районирования. В одном из них ведущим принципом является современное геотектоническое положение и геоструктурные осо­бенности, определившие сходные черты геологического строения. В этом ряду последовательное деление на соподчиненные части, характеризующиеся все более высокой степенью однородности неф­тегазогеологических характеристик выделяются: система нефтега­зоносных бассейнов - нефтегазоносный бассейн - нефтегазоносный регион - ареал нефтегазонакопления - зона нефтегазонакопления

- месторождение - залежь. В основе генетического районирования лежит единство условий генерации УВ. Ведущими принципами явля­ется режим тектонических движений и единые условия осадкона­копления: пояс нефтенакопления - нефтегазоносная провинция - нефтегазоносная область - нефтегазоносный район - зона нефте­газонакопления - месторождение - залежь.

По величине запасов месторождения нефти и газа в России принято делить на: мелкие - с запасами менее 10 млн. т нефти или 10 млрд. м3 природного газа, средние - с запасами от 10 до 30 млн. т нефти или от10 до 30 млрд. м3 природного газа, круп­ные - с запасами от 30 до 100 млн. т нефти или от 30 до 100 млрд. м3 природного газа, крупнейшие - с запасами от 100 до 300 млн. т нефти или от 100 до 500 млрд. м3 природного газа и гигантские месторождения - с запасми более 300 млн.т нефти или более 500 млрд.м3 природного газа.

По уровню рабочих дебитов (в сутки) залежи делятся на: высокодебитные - более 100 т нефти или 1 млн м3 газа, средне­дебитные - от 10 до 100 т нефти или от 100 тыс. до 1 млн м3 газа, малодебитные - от 2 до 10 т нефти или от 20 до 100 тыс. м3 газа и низкодебитные - менее 2 т нефти или менее 20тыс. м3 газа.

Поиски месторождений нефти и газа проводятся в 3 этапа. На первом - региональном - этапе проводится изучение осадочных бассейнов или их частей и оценка перспектив нефтегазоносности крупных территорий с целью выделения первоочередных районов поисковых работ. На втором - поисковом - этапе проводится вы­явление и подготовка перспективных структур к поисковому буре­нию, поиски залежей нефти и газа. С этой целью проводят де­тальное изучение разреза, устанавливают наличие и положение продуктивных горизонтов, изучают характер коллекторов, прово­дят испытание нефте- и газонасыщенных пластов. Завершающий, разведочный этап должен подготовить залежь, месторождение к разработке. По данным, полученным на этом этапе, составляется технологическая схема разработки месторождения и производится подсчет запасов применительно к методам извлечения.

ВОПРОСЫДЛЯ КОНТРОЛЯ

1. Приведите определение нефти.

2. Какие основные виды химического анализа проводятся для нефти.

3. Перечислите типы УВ соединений нефти.

4. Назовите основные физические свойства нефти (плотность, вязкость, температуру кипения и застывания, оптические и электрические свойства).

5. Какое свойство нефти положено в основу производства основ­ных продуктов ее потребления.

6. Что такое газовый фактор.

7. Основные положения гипотез неорганического происхождения нефти.

8. Осадочно-миграционная гипотеза происхождения нефти.

9. Перечислите основные условия формирования нефтегазоносных комплексов.

10. Основные характеристики породы-коллектора.

11. Назовите основные типы коллекторов.

12. Какими основными свойствами должен обладать флюидоупор.

13. Залежи нефти и газа и основные типы ловушек.

14. Назовите основные типы месторождений нефти и газа.
ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ ГАЗЫ.

Природные газы - совокупность газовых компонентов и сое­динений, встречающихся на поверхности Земли и в ее недрах в различном состоянии: свободном, растворенном, сорбированном и твердом.

Существует множество классификаций природных газов: по форме проявления (Вернадский В.И. и др.), по химическому сос­таву (Вернадский В.И. и др.), по способу образования (Козлов

А.Л., Соколов В.А. и др.).

Природные горючие газы - смеси углеводородных газов, встречающиеся в осадочном чехле земной коры в виде свободных скоплений, в растворенном (в нефти и пластовых водах), рассе­янном (сорбированном углем и породами) и твердом (в газогид­ратных залежах) состояниях. Более 95% природных газов осадоч­ной оболочки Земли относится к газам углеводородного состава - к природным горючим газам.

Объектами промышленной добычи являются скопления природ­ных горючих газов в газовых, газоконденсатных и нефтяных зале­жах и - реже - газы, находящиеся в свободном и сорбированном состоянии в угольных пластах и пропластках.

Состав и свойства природных горючих газов.

В природных горючих газах встречаются углеводородные газы метанового ряда: метан, этан, пропан, изо- и нормальный бутан и пентан. Кроме них в газовых скоплениях отмечаются углекислый газ, сероводород, азот, пары воды, гелий, аргон, водород и другие газы.

В газовых скоплениях преобладает как правило метан, со­держание которого составляет 80 - 98%, содержание более тяже­лых гомологов не превышает 1 - 8%, лишь в газовых шапках над нефтяными залежами оно возрастает до 20 и более процентов. Обычно горючие газы с содержанием метана более 95% называют "сухими" газами, а с содержанием тяжелых углеводородных газов более 5% - "жирными".

Содержание углекислого газа, азота, сероводорода в при­родных горючих газах колеблется от десятых долей до 1 - 2 про­центов, но иногда может быть и выше. Так, в Волго-Уральской газонефтяной провинции содержание азота в газовых месторожде­ниях часто достигает 30 - 50%, в Астраханском месторождении содержание углекислого газа составляет 22%, а сероводорода - 22,5%. Газы,содержащие углекислый газ и сероводород, принято называть "кислыми" газами.

Концентрации гелия, аргона, водорода составляют тысячные и сотые доли процента, но изредка содержание гелия может дос­тигать и 1 - 8%, приобретая промышленную ценность.

На влажность газа оказывает влияние температура, давление в залежи и состав газа. Чем больше в газах содержится азота и тяжелых углеводородов, тем ниже его влажность. Влажность газа увеличивается при увеличении содержания "кислых" газов. Содер­жание паров воды в пластовых условиях колеблется от 0,05 до 1,3 кг/м3.

Плотность газа в нормальных условиях (давлении 0,1МПа и температуре 0оС) определяется достаточно легко, если учесть, что 1 грамм-молекула любого газа занимает объем 22,4 л, т.е. в 1 м3 содержится 44,62 грамм-молекулы. Эта величина позволяет рассчитать плотность любого газа или газовой смеси. Плотность метана составляет 0,714 кг/м3, этана - 1,338 кг/м3.

Часто пользуются относительной плотностью газов, которая является отношением плотности данного газа в нормальных усло­виях к плотности воздуха в тех же условиях. Плотность воздуха при нормальных условиях составляет 1,293 кг/м3, поэтому отно­сительная плотность метана составляет 0,55; этана - 1,04; уг­лекислого газа - 1,52; сероводорода - 1,17.

Плотность газа в пластовых условиях рассчитывается по из­вестным законам физики: V1/V2=p2/p1 (при Т=const, закон Бой­ля-Мариотта) и V1/V2=T1/T2 (при p=const, закон Гей-Люссака).

Вязкость газа весьма мала. При нормальных условиях вяз­кость метана составляет 0,01 мПа7c, т.е. в 100 раз ниже вяз­кости воды. Вязкость газа возрастает с увеличенмем температуры и давления и с уменьшением молекулярной массы. В пластовых ус­ловиях вязкость газовой смеси определяется как сумма произве­дений вязкости отдельных газовых компонентов и их содержания в газовой смеси и составляет обычно 0,02 - 0,04 мПа7с.

Растворимость газов. В воде природные газы при нормальных условиях растворяются в незначительных количествах от 0,016 до 0,098 м3/м3, лишь углекислый газ и сероводород растворяются лучше (1,71 и 4,67 м3/м3 соответственно). С увеличением мине­рализации вод растворимость газов падает. Растворимость газов уменьшается с увеличением температуры и увеличивается с увели­чением давления.

Растворимость газа в нефти измеряется количеством газа, растворяющегося в 1 т или в 1 м3 при давлении 0,1 МПа и темпе­ратуре 20оС. Это отношение принято называть газовым фактором. Растворимость газов в нефти в десятки и сотни раз выше раство­римости их в воде. Газовый фактор многих месторождений колеб­лется от 20 до 130 м3 /т, а иногда достигает и больших величин (до 300 м3/т).

Нефть может быть предельно насыщена газом, т.е. коли­чество газа, содержащегося в нефти, равно его растворимости при данной температуре и давлении, или недонасыщена им. В пер­вом случае можно говорить о равенстве пластового давления дав­лению насыщения. При вскрытии такой залежи (и, следовательно, снижении пластового давления) часть газа может выделиться в свободную фазу, образуя газовую шапку.

Природные газы в пластовых условиях часто находятся под высоким давлением и температурах, что сближает их по фазовому состоянию с жидкостями и способствует образованию единой одно­фазовой системы из низко- и высокомолекулярных соединений неф­ти. Такие природные смеси, находящиеся в природных условиях в однофазовом состоянии, а при извлечении на поверхность разде­ляющиеся на газовую и жидкую фазу получили название газокон­денсатных систем. Жидкую фазу таких природных систем называют газовым конденсатом. Начальное пластовое давление в газокон­денсатных залежах колеблется от 10 до 60 МПа, а пластовая тем­пература - от 60 до 140оС.

По содержанию газового конденсата пластовые газоконден­сатные системы делятся на залежи с уникально высоким содержа­нием газового конденсата - более 500 г/м3, высоким - 300-500 г/м3, средним - 100-300 г/м3, малым - 25-100 г/м3 и незначи­тельным - менее 25 г/м3.

При температурах от 50 до 350оК и давлениях от 0,2 до 60 МПа (от 2 до 600 атм) природные газы (с диаметром молекулы не более 6,9 А) способны образовать с молекулами воды твердые со­единения, получившие название газовых гидратов (клатратов). Газовые гидраты образуются при заполнении молекулами газа структурных пустот кристаллической решетки молекул воды. Один объем воды в гидратном состоянии связывает от 70 до 300 объ­емов газа. Плотность газовых гидратов колеблется от 900 до 1100 кг/м3.

Углеводородные газы могут образовывать газовые гидраты при температурах от -10 до +15оС и давлениях 0,2 - 10 МПа, т.е. в условиях, которые реально существуют в районах рас­пространения многолетнемерзлых пород и в акваториях Мирового океана. Газогидратные залежи установлены на Мессояхском газо­вом месторождении (северо-восточная часть Западно-Сибирской платформы), в осадочных отложениях северных морей, а также в Балтийском, Черном и др. морях. Образование газовых гидратов происходит на поверхности раздела: газ - жидкость, жидкость - твердое тело. Газовые гидраты обладают низкой проницаемостью 1

- 500710-20м2 (1-500710-8 мкм2), поэтому их образование приво­дит к созданию естественных флюидоупоров. С подобными процес­сами приходится сталкиваться при эксплуатации трубопроводов, при разработке месторождений в призабойной части скважин.

Проблема использования газогидратных залежей пока не раз­работана. В настоящее время используются три пути их разработ­ки: снижение давления в пласте, повышение температуры и добав­ка ингибиторов (этиленгликоля, метанола и др.).