Раздел 5: Формирование углеводородных систем

2. Генерация углеводородов
3. Эмиграция (первичная миграция)
4. Миграция

(вторичная миграция)
5. Аккумуляция углеводородов и свойства коллектора
6. Ловушки УВ
7. Разрушение/переформирование залежей
8. Свойства углеводородов

Материнская порода (источник УВ)
2. Коллектор (резервуар для заполнения УВ)
3. Покрышка

(для удержания УВ)
4. Ловушка (для локализации УВ)

Нефтеносная система

карбонатные осадки, накапливающиеся в областях длительного прогибания, обогащенные органическим веществом
2.

Коллектор – пласт, участок пласта или группа сообщающихся пластов, обладающих поровым (межзерновым), каверновым или трещинным пространством, вмещающим жидкость (воду, нефть) или газ, которые могут перемещаться. Коллекторы могут быть однородными, или неоднородными, включающими пропластки или линзы непроницаемых пород.
3. Покрышки, или флюидоупоры, - породы, препятствующие уходу (миграции) нефти, газа и воды из коллектора. Эти породы могут перекрывать коллектор сверху или замещать его по площади (аргиллиты, соли – типичные покрышки)
4. Ловушка – часть природного резервуара, в которой создаются условия для улавливания флюидов. Наличие ловушки – это первое условие формирования залежи УВ
5. Залежь – это скопление УВ в ловушке, все части которой гидродинамически связаны.
6. Месторождение нефти и газа – участок земной коры, заключающий
обособленную совокупность залежей (или одну залежь) в ловушках,
формирование которых обусловлено происхождением и строением данного участка.
7. Природный резервуар – вместилище для нефти, газа и воды, заключенное в непроницаемые породы (коллектор+покрышка)

органического вещества, захороненного в пластах «черных глин», иногда известняков;
его преобразование

(«перегонка») происходит в условиях слабого термобарического воздействия;
породы-коллекторы обладают межзерновой пористостью или трещиноватостью и должны быть перекрыты непроницаемыми породами – покрышками;
возможны как латеральная, так и вертикальная миграция;
Купола (антиклинали) представляют собой оптимальное, но не единственное вместилище для нефтяных скоплений.

Базовая концепция – осадочно-миграционная «теория» - фундамент нефтяной геологии.

Водоросли, планктон – при преобразовании дают УВ нефтяного и газового ряда

Липтинит (смола, оболочки листьев, споры) – при преобразовании может давать УВ нефтяного ряда

Лигнит – (древесная и листьевая части растений) - при преобразовании переходит в витринит, может давать УВ газы (метан)

Органическая теория

млн. лет) процесс, начинающийся при захоронении органического вещества.
Стадии:
Осадконакопление —

остатки отмерших организмов выпадают на дно водных бассейнов
Биохимическая — процессы уплотнения, обезвоживания и биохимические процессы в условиях ограниченного доступа кислорода
Протокатагенез — опускание пласта с органическими остатками на глубину до 1,5 — 2 км, при медленном подъёме температуры и давления
Мезокатагенез или главная фаза нефтеобразования — опускание пласта с органическими остатками на глубину до 3 — 4 км, при подъёме температуры до 150 °C. При этом органические вещества подвергаются термокаталитической деструкции, в результате чего образуются битуминозные вещества, составляющие основную массу микронефти. Далее происходит отгонка нефти за счёт перепада давления и эмиграционный вынос микронефти в песчаные пласты-коллекторы, а по ним в ловушки;
Апокатагенез керогена или главная фаза газообразования — опускание пласта с органическими остатками на глубину более 4,5 км, при подъёме температуры до 180—250 °C.

магматических и метаморфических породах
Редкие элементы в нефтях
Дегазация мантии (метан, гелий

и т.п.)
Нефти и битумы в гидротермах рифтовых зон океанов
УВ в метеоритах, кометах и на некоторых планетах

Неорганическая теория

= 2Fe2O3 + C2H6 (или С2Н4, СН4 и т.п. в

зависимости от условий) + 3Н2
Реакция Фишера-Тропша (получение алкановых и ароматических УВ в жестких термобарических условиях – температуры 150-300о С - в присутствии чистых катализаторов, например, платиноидов):
nCO + (2n+1)H2 → CnH2n+2 + nH2O
Синтез нефти из углеводородных радикалов (СН, СН2 СН3) при температурах более 700оС (Н.А.Кудрявцев, И.В.Гринберг и др.).

Неорганическая теория

НО!!!
Не все компоненты нефтей синтезированы
Сложные условия, редкие катализаторы

МАСШТАБЫ НЕЗНАЧИТЕЛЬНЫ!!!

извлечены все балансовые запасы, добыча продолжается
Месторождения Башкирии – притоки чистой

нефти на давно обводненных и законсервированных скважинах
Количество добытой нефти в Чеченской республике в пределах грозненских залежей не могло вместиться во всех известных структурах
Приуроченность крупных месторождений к разломам

Крупные залежи УВ возникают не за миллионы лет, а за десятилетия

Гипотеза о том, что кристаллический фундамент играет роль постоянной подпитки нефтяных месторождений осадочного чехла по трещинам и разломам

соединений организмов, распознаваемые на химическом (молекулярном уровне)

Tissot and Welte, 1978

обязательным компонентом практически всех осадочных образований.
Среднее содержание органического (Сорг) или

некарбонатного углерода (Снк) для осадочных пород составляет около 0,55-0,6%, что соответствует 13-15 кг Сорг на 1 м3.

Ф. Кларк определил величину Сорг для осадочных пород — 0,65%, субкларк для глинистых — 0,80%.

П. Траск определил субкларк для обломочных пород — 0,75%, для карбонатов — 0,49%. Он установил, что в «глинистых породах содержание Сорг в два раза больше, чем в алевритовых, а в последних - в два раза больше, чем в песчаных.» - закономерность Траска

На долю каустобиолитов (горючих горных пород) приходятся всего 2% обшей массы Сорг

Обобщив данные разных исследователей Н.Б. Вассоевич рассчитал следующие субкларки Сорг : глинистые породы — 0,9%, алевритовые — 0,45%, песчаные и карбонатные — 0,20%, среднее по всем типам пород - 0,58%

Кларковые значения Сорг для всех пород стратисферы континентов составляют 0,50% (Ронов, Ярошевский, 1976), для океанов — 0,51% (Троцюк, Марина, 1988).

группы: рассеянное OB - РОВ и концентрированное ОВ - КОВ.

Граница между ними проведена по содержанию Сорг = 2,5%; что в четыре раза выше кларка.
Классификация осадочных пород по содержанию ОВ (Сорг)

ОВ, состоящее из водорослей и бактерий, называется сапропелевым,
ОВ – из высшей растительности - гумусовым

РОВ

КОВ

и Т):

1. Стадия осадконакопления в бассейне сменяется стадией диагенеза –

перехода осадка в породу. Условия диагенеза более инертны для процессов трансформации ОВ, так как микробиальная деятельность с погружением затухает, а температура еще слишком низка, чтобы стимулировать абиогенное превращение ОВ в жидкую и газообразную фазы.

2. Катагенез – это более глубокое изменение осадочных пород в стратисфере (осадочной оболочке). Изменение осадочных толщ происходит в присутствии пластовых растворов. Возрастающее давление уплотняет породы, отжимается вода. Преобразование ОВ происходит в течение длительного времени под влиянием возрастающей температуры, что способствует трансформации твердого ОВ в жидкую и газообразную фазы.

АК – апокатагенез)
ВЗГ – верхняя зона газогенерации; ГЗН – главная

зона нефтегенерации (нефтяное окно); НЗГ – нижняя зона газогенерации

и/или газа образовавшиеся в НГМП УВ-ные флюиды должны мигрировать из

материнской толщи и по коллектору-проводнику переместиться в ловушку.
Первая фаза перемещения флюидов внутри НГМП и переход в коллектор называется первичной миграцией или эмиграцией.

Вторая фаза – перемещение или миграция по коллектору (коллектору-проводнику) до ловушки – вторичная миграция.

При переформировании залежей или разрушении отмечается третья фаза миграции – третичная или ремиграция, или дисмиграция.
НГМП – нефте-газоматеринская порода

миграции на ранней и более поздней стадиях эволюции НГБ.
I -

начальная фаза первичной и вторичной миграции; II — более поздняя стадия первичной и вторичной миграции и образование залежей

Различия между первичной и вторичной миграцией
заключаются не в разных процессах миграции, а в
разном размере пор и литологическом типе пород и
в разном распределении флюидов.

Процессы первичной и вторичной миграции ведущие
к образованию залежей нефти и/или газа, включают
механизмы концентрации рассеянных
углеводородных флюидов

I

II

газа
Гравитационные силы
Гидродинамические силы

Первичная



Вторичная

УВ – газы)
Увеличение объема УВ относительно исходного ОВ (на 25%,

т.е. на 4-5% от объема пор)
Появление новых порций воды (десорбция и дегидратация)

3. ЭМИГРАЦИЯ

Энергетически одинаково эффективны как кровельная,
так и подошвенная эмиграция

Рпор

Рпл2

Рпл1

дискретные инъекции

канал (тоннельный эффект Р.Коллинза).
Только в пределах этих каналов достигается насыщение,

необходимое для перемещения в непрерывной фазе (в виде струй).
Наиболее крупные поры занимает нефть

Нефть мигрирует в коллекторе в виде разветвленной системы струй

пластов
При попадании в зоны температур ниже 800С возрастает поверхностное натяжение,

вязкость УВ и сорбционные силы – «угасание» струй
При малых углах падения пласта архимедова сила очень мала (10 – 0,15 мПа)

Дальность миграции нефти вряд ли превышает 100 км, газа – до 300 км.

Скорость миграции

Для нефти составляет n*(1-10) см/год, для газа - n*(1-10) м/год

создание остаточной нефтенасыщенности - сорбция (при T >90°С не велики)
Растворение

в воде (газ значительные, нефть - не более 2-10%)
В микроловушках (???)
Диффузионное рассеивание (мало, очень низкая скорость)
На восстановление среды, напр, сульфатов до сульфидов - пирит (немного)
Рассеивание при пересечении разрывных нарушений (???)
Окисление до потери подвижности ( мало)
Большинство исследователей считают, что до ловушек доходит 7-11% от исходного, генерированного материнскими толщами количества УВ.

Существует довольно большой ряд факторов, приводящих к таким потерям. К

ним относятся:
Потери на создание остаточной нефтенасыщенности. Здесь имеется в виду то количество УВ, которое сорбируется минеральными частицами на стенках пор. Значительный масштаб эти процессы приобретают при температурах ниже 90С
Потери на растворение в воде. Для газа они могут оказаться весьма серьезными, для нефти, очевидно, не более 2-10%.
Попадание миграционных струй в мелкие замкнутые структуры (микроловушки). Из-за своего небольшого размера такие залежи практически бесперспективны для разработки.
Рассеивание при пересечении разрывных нарушений.
Диффузионное рассеивание. При относительно высоких скоростях перемещения флюидов, свойственных миграции УВ, потери такого рода, по всей видимости, являются незначительными.
Потери из-за окисления нефти до потери подвижности (например, превращение в мальты, но это уже при третичной миграции).
Также углерод в ряде случаев расходуется при восстановлении среды, например, сульфатов (содержатся в пластовых водах на небольших глубинах) до сульфидов (новообразование пирита и ему подобных минералов).
Обе эти группы процессов обычно слабо проявляют себя в условиях «нефтяного» окна, соответственно и не наносят заметного ущерба миграционным потокам.

пути локальное поднятие,
то УВ начнут заполнять его.
Начинает формироваться

залежь нефти или газа. Также скопления УВ образуются, если миграционные струи «уткнутся» в какой-либо барьер – антиклинальный изгиб, непроницаемый разлом, зону выклинивания коллектора, поверхность несогласия и т.п.

Миграция нефти заканчивается в ловушке

Вытеснение углеводородами воды из порового пространства –
основной механизм заполнения ловушки

Водоносный песчаник

Мигрирующая нефть

Нефтеносный песчаник

глина

Газоконденсатные - масса жидкой фазы

и масса газа примерно равны
3. Газонефтяные - масса газа составляет 5-10% газонефтяной смеси
4. Нефтяные - свободного газа нет

вещественному составу:

- Терригенные
Карбонатные
Глинистые/кремнистые
- Магматогенные

генезису
1. Первичные


2. Вторичные
(пустоты образовываются под воздействием

факторов химического или тектонического происхождения)

результате действия процессов выщелачивания. Под минимальным следует понимать размер каверн,

при котором жидкость не может быть удержана действием капиллярных сил; условно это 1-2 мм, в зависимости от формы каверн.
Трещины – щелевидные пространства с раскрытием от нескольких микрометров до десятков миллиметров, разделяющие твердую фазу породы на блоки (матрицу), обычно малопористые и малопроницаемые. Трещины обладают малой емкостью, но проницаемость их может достигать заметных величин.
По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют макротрещины шириной более 40-50 мкм и микротрещины шириной до 40-50 мкм.

(по М.И. Максимову, с изменениями)

газа.
Поры – условное название ёмкостного пространства между соседними зернами.

Число зерен, ограничивающих одну пору, не менее 3-х и редко больше 6-10. Фактически под «поровым» пространством понимают сложную систему различных по сечению каналов в терригенных или органогенно-обломочных породах. Понятие «пора» не является строго определенным, поскольку невозможно однозначно определить ни ее форму, ни ее границы.
Размеры пор изменяются в широких пределах: от нескольких ангстрем до нескольких сотен микрометров. Точно установить верхний предел размеров пор трудно, вследствие неопределенности формы.
Пористость – это мера емкости (вместимости) породы-коллектора. Интерес представляет только связанное поровое пространство. Если поровые пространства изолированы друг от друга, т.е., отсутствует сеть пор, образующих канал для притока флюидов в скважины, добыча флюидов невозможна.

т.е.,



Причем f безразмерный параметр и 0  f  1.
Пористость

представляется либо десятичной дробью либо процентом (0,2 = 20%)
Vp – поровый объем; Vb – объем породы
Vg – объем минерального скелета

ее пустотностью:
Vпуст. = Vпор+ Vтрещ. + Vкаверн
д

наличие пор в горной породе
Полная пористость включает в себя все

поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Коэффициентом полной пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому его объему:

Открытая пористость - объем пор связанных между собой. Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор к видимому объему образца:

- учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных

нефтью.

Динамическая пористость - учитывает тот объем нефти, который будет перемещаться в процессе разработки залежи.

По величине диаметра поры подразделяются :

Сверхкапиллярные > 0,5 мм
Капиллярные 0,5 - 0,0002 мм
Субкапиллярные < 0, 0002 мм

градиента давления.
Q – расход жидкости,см3/с
A – площадь,см2
L – длина,

см
 - вязкость, сПз
P –градиент давления, атм/см
K – проницаемость, дарси

Закон Дарси:

дарси, названа в честь французского гидролога, который исследовал течение воды

через пористую среду, чтобы разработать общественные питьевые фонтаны в г.Дижон в 1856 году. Расход воды прямо пропорционален площади и градиенту давления, но обратно пропорционален длине участка. Отсюда, закон Дарси (в своих экспериментах Дарси использовал чистую воду).
Генри Пуазейль заметил, что расход воды также обратно пропорционален и вязкости. Поэтому в уравнение Дарси необходимо было включить и вязкость (в сантипуазах).
Один дарси определяется как проницаемость, которая позволит флюиду вязкостью в 1 сантипуаз протекать со скоростью 1 куб.см/сек через поперечное сечение 1 кв.см, когда градиент давления = 1 атм/см. (т.е. l =1см).

В СИ проницаемость измеряется в м2.
1 Д = 10-12 м2. ;
1 мД=10 -15 м2.;

зависит от следующих основных причин:
от размера поперечного сечения пор

от формы пор

от характера сообщения между порами

от трещиноватости породы

от минералогического состава пород

или нефтью). Не зависит от насыщающего флюида.
Эффективная проницаемость (фазовая) –

проницаемость породы для отдельно взятого флюида (Ko, Kw), когда число присутствующих в породе фаз больше единицы. Эффективная проницаемость зависит от флюидонасыщения (степени насыщенности флюидов и их физико-химических свойств). В законе Дарси используется эффективная проницаемость.

кавернозные карбонатные породы)
k = 10-2 мкм2 – несколько тысяч мкм2

2. Полупроницаемые (глинистые песчаники, мелкотрещиноватые карбонатные породы)
k = 10-4 мкм2 – 10-2 мкм2
3. Практически непроницаемые (глинистые породы, плотные карбонатные породы)
k < 10-4 мкм2

5) комбинированные (смешанные)
1. структурные: а - сводовая, б – тектонически

экранированная,
2 – литологические: в – с выклиниванием коллектора, г – с замещением коллектора непроницаемыми породами,
3 – стратиграфическая, 4 – рифогенная, 5 – литолого-стратиграфическая (смешанная).

В природных резервуарах существуют такие участки, по которым флюиды не могут
перемещаться и образуют скопления.
Такие участки природных резервуаров называются ловушками.

песчаных линзах, окруженных глинистыми породами
песчаники
нефть
Глинистая порода

Солевые диапиры Несогласия

Рифы Другие стратиграф. Комбинация

метров) толщу пластов-коллекторов одинакового или различного состава (соответственно однородно-массивные и

неоднородно-массивные). Ограничены только у кровли.
2. Пластовые – представлены породами-коллекторами, имеющими значительное площадное распространение (сотни и тысячи квадратных километров) и относительно небольшую мощность (от долей до десятков метров)
3. Литологически ограниченные – резервуары окружены со всех сторон непроницаемыми породами. В простом случае это песчаная линза в глинистой толще.

Природный резервуар – вместилище для нефти, газа и воды, заключенное в непроницаемые породы (коллектор+покрышка)

– водонефтяная, 3 – нефтяная,
4 – газонефтяная, 5 –

газовая.

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.

Кровля – граница пород-коллекторов нефтяного,
или газового пласта с перекрывающими их
породами-флюидоупорами.

Подошва - граница пород-коллекторов нефтяного,
или газового пласта с подстилающими их
породами-флюидоупорами.

Высота залежи (h) разница абсолютных отметок между
водонефтяным (газонефтяным) контактом и самой
высокой точкой залежи. Полная высота залежи
складывается из высот нефтяной и газовой частей.

3 – нефтяная,
4 – газонефтяная, 5 – газовая.


Водонефтяной

контакт (ВНК) -
граница между нефтью и водой.

Газоводяной контакт (ГВК) -
граница между газом и водой.

Газонефтяной контакт (ГНК) -
граница между газом и нефтью.

Внешний контур нефтеносности
(газоносности) - линия пересечения
водонефтяного (газоводяного) контакта
с кровлей пласта.

Внутренний контур нефтеносности
(газоносности) - линия пересечения
водонефтяного (газоводяного) контакта
с подошвой пласта

скважины (h).
h = h1 + h2 + h3
Единицы измерения

– м.

она залегает в тех же пластах, что и нефтяная или

газовая залежь, а также в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту, или поступать в скважины из других водоносных горизонтов. В соответствии с принятой технологией разработки вода может закачиваться в залежь и перемещаться по пластам.

- АДСОРБИРОВАННАЯ ВОДА
4 - ЛИТОСОРБИРОВАННАЯ ВОДА
5 - КАПИЛЛЯРНАЯ ВОДА
6 -

СТЫКОВАЯ ВОДА

7 - СОРБЦИОННО-ЗАМКНУТАЯ ВОДА

8 - СВОБОДНАЯ ГРАВИТАЦИОННАЯ
ВОДА

9 - ПАРООБРАЗОВАНИЕ
В СВОБОДНОЙ ВОДЕ

1 - МИНЕРАЛЬНЫЕ ЧАСТИЦЫ ПОРОД

делятся на собственные, чуждые и техногенные (искусственно введенные в пласт).

К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте). Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные.

Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи.

Подошвенной называется вода, залегающая под ВНК (ГВК)

К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов.

верхние и нижние, грунтовые, тектонические.
Верхними называются воды водоносных горизонтов

(пластов), залегающих выше данного нефтегазоносного, а нижними – воды всех горизонтов (пластов) залегающих ниже его.

К грунтовым относится гравитационная вода первого от поверхности земли постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном слое), имеющая свободную поверхность

Тектоническими называются воды, циркулирующие в зонах нефтегазоносности по дизъюнктивным нарушениям. Эти воды могут проникать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при разработке залежей.

нефтегазового месторождения:
а - непроницаемые породы,
б - нефть,
в -

газ,
вода г - минерализованная,
д - конденсационная,
е - смешанная конденсационная и минерализованная,
виды вод: 1 - грунтовые,
2 - верхние пластовые,
3 - краевые или контурные,
4 - промежуточные,
5 - подошвенные,
6 - нижние пластовые,
7 - тектонические

следующих факторов:

Исчезновения ловушки из-за ее наклона.
Образования разрывного

нарушения.
Выведения ловушки в области, близкие к поверхности Земли (в окислительные условия).
Выведения ловушки на поверхность земли
При попадании ловушки в большие глубины и под воздействие метаморфизма (повышение давления и температуры на глубине).

Если сравнить те факторы, которые разрушают залежь, и те,
благодаря которым она формируется, то удивления достойно, что в мире существуют нефтяные и газовые залежи.

шириной 1 мм, проницаемостью 3 Дарси, с разностью давлений 10

мПа за 1000 лет уйдет 140 млн.м3 газа, за 1 млн. лет разрушится месторождение с запасами 140 млрд. м3
НО: «залечивание», сжатие - разломы не представляют собой открытые каналы, т.к. выполнены тектонической брекчией, глиной и т.п.
Нарушение изолирующих свойств покрышки за счет растрескивания при:
- последовательном уплотнении (монтмориллонитовые глины более пластичны, чем каолинитовые)
НО: трещины, параллельные слоистости не приводят к значительному ухудшению изолирующих свойств
- тектонических напряжениях

Штамповая складка

Боковое сжатие

Разломы и трещины при изгибах

разломы

покрышки
НО: экранирование асфальтом

с запасами сохранившихся залежей (по В.А.Соколову пласт при Рпл=10мПа, h=2м,

Кпор=20% потеряет весь метан за 6,4 млн.лет)
Для некоторых месторождений Западной Сибири за 100 млн. лет рассеялось газа намного больше, чем сохранилось
Молекулярная диффузия протекает со значительными скоростями, когда устанавливается стационарный режим ее потока, т.е. когда фронт достигнет зоны разгрузки (поверхность или водоносный пласт, уносящий УВ). Это может потребовать нескольких млн. лет
В дальнейшем диффузия иногда затухает из-за сорбции УВ и перекрытия поровых каналов
Диффузионные потери нефти незначительны, т.к. коэффициент диффузии мал из-за больших размеров молекул и труднодостижимости зоны разгрузки (плохая растворимость)

7.3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ РАЗРУШЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ

Закон ФИКА
Q = w·s·b·(C1 – C2)/ h,
где Q – объёмная скорость диффузии, w – коэффициент диффузии, s – поперечное сечение, b – коэффициент растворимости или сорбции, h - толщина слоя, (С1 - С2) – разность концентраций, b·(C1 - C2)/ h – градиент концентраций

V дифф.

Т сущ. залежи

установление
стационарного
потока

стационарный поток

сужение поровых
каналов за счет
сорбции

которые мигрировали УВ, все равно продолжают удерживать столб УВ и

сохранять равновесие между силами противодействующими по вертикальной или горизонтальной оси. Исходя из этой закономерности, и ведется поиск более глубокозалегающих ловушек под известными залежами.

Вертикальная миграция УВ при прорыве покрышки

Высота залежи недостаточна, чтобы ее давление превысило минимальное капиллярное давление покрышки.

возрастает доля СО2, Н2S и азота, жидкие УВ переходят в

битумы.
В битумном поясе Ориноко содержится 164 млрд. т битумов, что практически в 50 раз превышает запасы жидкой нефти одноименного бассейна

7.3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ РАЗРУШЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ

По некоторым оценкам современные запасы углеводородных газов в залежах составляют менее 1% от генерированных материнскими толщами!

твердые, а жидкие и газообразные. Вместе с другими горючими осадочными

породами (торф, бурый и каменный уголь и антрацит) они образуют семейство каустобиолитов, т.е. горючих органических пород. Основными элементами нефти являются: 1) углерод 83-87% и 2) водород 11-14%,наиболее часто встречается примесь 3) серы до 7%.Сера содержится в нефтях в чистом виде (самородная), в виде сероводорода или меркаптанов. 4) Азота в нефтях не более 1,7%- он совершенно безвреден в силу своей инертности. 5) Кислород в нефти встречается не в чистом виде, а в различных соединениях (кислоты, фенолы, эфиры)- его в нефти не более 3,6%. В виде микрокомпонентов в связанной форме присутствуют: хлор, йод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний, ванадий, никель, свинец, железо, алюминий, ртуть и др. Всего в нефтях установлено более 40 микроэлементов, общее содержание которых редко превышает 0,02-0,03 % .

8. Свойства углеводородов

чёрного) цвета
(бывают образцы даже изумрудно-зелёной нефти).

Средняя молекулярная масса

220–300 г/моль (редко 450–470).

Плотность 0,65–1,05 (обычно 0,82–0,95) г/см³;
нефть, плотность которой ниже 0,83, называется лёгкой,
0,831–0,860  – средней,
выше 0,860  – тяжёлой.

Температура кристаллизации от −60 до + 30 °C; зависит преимущественно от содержания в нефти парафина
(чем его больше, тем температура кристаллизации выше) и лёгких фракций (чем их больше, тем эта температура ниже).

Вязкость изменяется в широких пределах (от 1,98 до 265,90 мм²/с для различных не́фтей, добываемых в России),
определяется фракционным составом нефти и её температурой (чем она выше и больше количество лёгких фракций,
тем ниже вязкость), а также содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (чем их больше, тем вязкость выше).
Удельная теплоемкость 1,7 – 2,1 кДж/(кг∙К);
удельная теплота сгорания (низшая) 43,7– 46,2 МДж/кг;
диэлектрическая проницаемость 2,0 – 2,5;
электрическая проводимость от 2∙10-10 до 0,3∙10−18 Ом−1∙см−1.

Нефть — легко воспламеняющаяся жидкость;
температура вспышки от −35 до +121 °C
(зависит от фракционного состава и содержания в ней растворённых газов).

Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях
не растворима в воде, может образовывать с ней стойкие эмульсии.

8. Свойства углеводородов

Физические свойства нефти, влияющие на продуктивность и разработку

залежи 1. Плотность нефти – масса нефти (m ) в единице объема (V). Единица плотности – г/см3. В России плотность нефтей и нефтепродуктов определяется при температуре 20С и соотносится к плотности дистиллированной воды при температуре 4С. 2. Вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Вязкость пластовой нефти – свойство нефти, определяющее степень ее подвижности в пластовых условиях и значительно влияющее на продуктивность и разработку залежи. Наиболее распространены значения 0,8-50 мПа* с. Вязкость уменьшается с ростом температуры, повышением количества растворенного газа, возрастает с увеличением давления, с увеличением растворимого азота.

плотности, выходу фракций и массовой доли парафина нефть подразделяют на

5 типов:
особо легкая, легкая, средняя, тяжелая, битуминозная.

– метан СН4 (до 98%).
В состав входят: более тяжелые

УВ, неуглеводородные компоненты:
азот N,
углекислый газ СО2,
сероводород H2S,
гелий Не,
аргон Аг.
Газ, в составе которого тяжелые УВ (С3, С4) составляют не более 75 г/м3, называют сухим.
При содержании тяжелых УВ более 150 г/м3 газ называют жирным.

Газоконденсат – смесь жидких углеводородов (C5H12 + высшие), выделяющаяся из природных газов при эксплуатации газоконденсатных залежей в результате снижения пластовых давлений (ниже давления начала конденсации) и температуры.

месторождений и представляющий собой сухой газ, свободный от тяжелых УВ.

2.

Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные или попутные газы).
Это физические смеси сухого газа, пропан-бутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений,- смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата.

4. Газы газогидратных залежей.

Классификация природного газа

возникает жидкая фаза, которая может сосуществовать с газовой.
В

многокомпонентных системах, каковыми являются природные УВ системы, увеличение Р ведет к тому, что жидкость, т.е. легкие фракции нефти, растворяется в газе — образуется «газорастворенная нефть» — газоконденсат (ГК) — газоконденсатная система (ГКС).
Залежи ГК распространены в широком диапазоне глубин от 710 до 4600 м, минимальные Т и Р соответственно 25°С и 7,5 МПа, максимальные — 195°С и 65 МПа.
В условиях залежи ГК – однофазная система, на поверхности – двухфазная.

находятся мощные пласты с газогидратами, запасы газа в которых превышают

запасы газовых залежей. В этих условиях решающим фактором в формировании кристаллогидратов является давление.

Небольшие залежи газовых гидратов обнаружены в условиях вечной мерзлоты над газовыми залежами (Бованенковское месторождение).

где растворителем является вода (лед), молекулы которой за счет водородных

связей образуют объемный каркас, в полости которого внедряются легкоподвижные молекулы газа
Начало процесса образования газогидратов определяется составом газа, состоянием воды, внешней температурой и давлением.
Гидраты газов представляют собой кристаллические соединения, характеризующиеся строго определенной кристаллической структурой для различных газов ( типа и  типа- разное количество молекул воды) .

В них образуются полости двух размеров - малые и большие.
В малых полостях структуры  типа располагаются молекулы газа, размер которых не превышает 5,2 Å (0,52 нм), в больших - 5,9 Å (0,59 нм).

В малых полостях структуры  типа располагаются молекулы размером до 4,8 Å, в больших – до 6,9 Å.

Молекулы аргона, метана, сероводорода имеют размер меньше 5,2 Å, этана - > 5,2Å, пропана и изобутана - от 5,9 до 6,9 Å, н-бутана > 6,9 Å (он не образует газогидратов)

 тип

 тип