Термобарические условия в залежах.

Направленность большинства процессов в земной коре опре­деляется изменениями двух основных параметров: давления и тем­пературы. Особое влияние изменение этих параметров оказывает на УВ системы, находящиеся в залежах, определяя их фазовое состояние, условия перемещения и т. д.

В земной коре различают гидростатическое, геостатическое и геотектоническое давление. Гидростатическое давление - это давление столба воды, устанавливающегося в скважине. Это обыч­ный источник давления, длительно существующий в системе пласт

- флюид. Гидростатическое давление перпендикулярно граничной поверхности и одинаково по величине во всех направлениях. Гра­диент гидростатического давления равен 1атм/10м (0,1 МПа/10м) для пресной воды и может повышаться за счет увеличения минера­лизации воды (обычно до 0,105 - 0,110 МПа/10м).

Геостатическое давление возникает за счет веса перекрыва­ющих пород. Оно передается флюиду, когда порода не имеет мине­рального каркаса (например, на ранних стадиях накопления осад­ка). Это давление зависит от плотности перекрывающих пород и достигает 2,3атм/10м.

Геотектоническое давление является отражением напряжений, возникающих в земной коре в результате тектонических процес­сов. Суммарное воздействие геотектонического и геостатического давления на породы называют горным давлением. Действие его связывают с жестким каркасом пород, их матрицей. Передача это­го давления флюиду приводит к его выжиманию и миграции.

Наиболее частым случаем в залежах является соответствие пластового давления гидростатическому, воздействие же горного давления на залежи проявляется очень редко.

На изменение пластового давления, кроме отмеченных выше факторов могут оказывать и такие процессы, как изменение тем­пературы, которое приводит к изменению объемов пород и флюи­дов. При этом увеличение объемов флюидов более значительно, чем объемов породы, что приводит к увеличению (или уменьшению) пластового давления.

Выпадение из растворов солей или твердых соединений из нефти уменьшает поровое пространство, что приводит к увеличе­нию пластового давления. Пластовое давление считают нормаль­ным, если оно уравновешивается столбом воды плотностью 1,05 - 1,1 г/см3. Если пластовое давление превышает гидростатическое, то такое давление называют аномально высоким пластовым давле­нием (АВПД), если оно ниже гидростатического - аномально низ­ким (АНПД).

Пластовое давление является одним из главных источников энергии, используемой для извлечения нефти и газа из недр. По­этому при исследовании нефтяных и газовых залежей его изучение является обязательным как при разведке, так и при разработке этих месторождений.

Температура УВ систем в залежах увеличивается с глубиной. Это увеличение в подавляющем большинстве случаев подчиняется общим закономерностям данного явления в осадочной оболочке Земли и характеризуются такими понятиями, как геотермический градиент и геотермическая ступень. Но в неоднородных осадочных толщах (к каким относятся и нефтегазоносные комплексы) поверх­ности равных температур не бывают плоскими. Одной из причин этого явления является неодинаковая теплопроводность горных пород. Глины, обладающие более низкой теплопроводностью, соз­дают отрицательные геотермические аномалии в недрах. Песчаные разности обладают повышенной теплопроводностью и создают поло­жительные геотермические аномалии.

Так как повышение или понижение температуры в нефтегазо­вой залежи существенно влияет на нефть и газ - приводят к уве­личению или уменьшению объема, вязкости, то и температура в залежи также подлежит изучению. Залежи, в которых температура соответствует температуре среднего геотермического градиента для данного района называют залежами с нормальной пластовой температурой, в то время как для случаев отклонения установле­ны понятия аномально высокая (АВПТ) и аномально низкая пласто­вая температура (АНПТ).

ВОПРОСЫДЛЯ КОНТРОЛЯ

1. Приведите определение природных газов. Что понимается под природными горючими газами.

2. Назовите основные компоненты природных горючих газов.

3. Что означает "сухой" газ, "жирный" газ, "кислый" газ.

4. Какими параметрами характеризуется плотность, вязкость и растворимость газов.

5. Что такое газовый конденсат.

6. Как определяется нормальное пластовое давление и нормальная пластовая температура.

7. Какие условия приводят к отклонениям от нормальных значений пластового давления и пластовой температуры.

БИТУМЫ.

К природным битумам относят полезные ископаемые с первич­ной углеводородной основой, залегающие в недрах в твердом, вязком и вязко - пластичном состоянии. Они представлены ес­тественными производными нефти: мальтами, асфальтами, асфаль­титами, керитами, антраксолитами, гуминокеритами и озокерита­ми.

Состав и свойства битумов.

Битумы состоят из высокомолекулярных углеводородов и ге­теросоединений. По консистенции битумы могут быть от вязкожид­ких (мальты) до твердых (кериты, антраксолиты) и рыхлых (гуми­нокериты). Растворимость в органических растворителях от 100% (мальты, асфальты) до нерастворимых (кериты, антраксолиты). Классификация битумов основана, во-первых, на составе исходных УВ соединений: так, к производным нефти с метановым основанием относят озокериты, а с нафтеновым - мальты, асфальты, асфаль­титы, кериты. Во-вторых, основой классификации битумов (с наф­теновым основанием) служит содержание смол: мальты содержат 65 -40% смол, асфальты - 40 - 25%, асфальтиты - 25 - 5%, а не­растворимые в органических растворителях битумы разделяют по параметрам элементного состава: кериты содержат углерода до 90%, антраксолиты - 95 - 100%, а также по оптическим показате­лям.

Битумы нафтенового ряда часто обогащены серой, содержание которой достигает 10 - 15% и более, а также металлами (прежде всего V, Ni, Co, U и др.).

Плотность битумов колеблется от 965 до 1500 кг/м3. Темпе­ратура размягчения составляет для мальт 35оС, озокеритов - 50оС, асфальтов - 90оС, асфальтитов - 110 - 130оС. Кериты, антраксолиты и гуминокериты не плавятся.

Образование битумов.

Большинство из встреченных в природе скоплений битумов является результатом окисления нефтей. В зависимости от интен­сивности и длительности этих процессов формируется окислитель­ный ряд битумов. Образование продуктов этого ряда связано с зонами выклинивания нефтегазоносных комплексов вблизи земной поверхности. В результате активного химического и биохимичес­кого окисления нефтей в зоне гипергенеза происходит их после­довательное превращение в мальты - асфальты - асфальтиты - ок­сикериты - гуминокериты. Эти преобразования связаны с потерей нефтями газообразных и легких УВ, процессами окисления, приво­дящими сначала к увеличению жидких смолистых компонентов, а затем и твердых асфальтенов. Наиболее глубоко выветрелые про­дукты (гуминокериты) практически теряют способность растворят­ся в органических растворителях и окрашивают водный раствор щелочи в бурый цвет, сближаясь по этому признаку (а также и по составу) с гуминовыми веществами.

Образование битумов происходит и в результате процессов фазовой дифференциации, происходящих как в нефтяных залежах, так и при миграции нефти. При этом в нефтяных залежах образо­вание битумов происходит, как правило, при нарушении равновес­ного состояния, вызывающего выпадение твердых фракций. Подоб­ные явления происходят и при миграции нефтей, когда более лег­кие фракции (а, следовательно, и обладающие меньшими размерами молекул) опережают в своем движении более тяжелые молекулы. Результатом является нарушение равновесного состояния и, как следствие, выпадение твердых фракций. Это приводит к образова­нию линз озокерита, асфальта, асфальтита.

Температурное воздействие на залежи нефти ведет к дест­рукции соединений нефти. Из высокосмолистых нефтей в условиях динамометаморфизма, контактового или гидротермального метамор­физма образуются кериты и антраксолиты, принадлежащие к тер­мально-метаморфическому ряду битумов. Деструкция соединений нефти при термальном метаморфизме ведет к их карбонизации (уменьшению содержания водорода и увеличению содержания угле­рода). Подобный процесс приводит к образованию сначала кери­тов, а при более интенсивном воздействии и антраксолитов, от­личающихся высоким содержанием углерода (80 - 90 и 90 - 99% соответственно). При высокотемпературном воздействии могут об­разоваться и возгоны битумов парафинового и асфальтового ряда.