Геология нефти и газа

Геология нефти и газа

Содержание

Введение

. Химический состав и физические свойства газов и газоконденсатов

.1. Понятие природного газа

.2. Состав природных газов

.3. Физические свойства природных газов

. Построение всех видов залежей нефти и газа в ловушках различных типов

Заключение

Список литературы

Введение

Геология нефти и газа - прикладной раздел геологии, изучающий образования и скопления углеводородов в недрах земли, с целью научно обоснованного прогноза нахождения залежей нефти и газа, выбора рационального комплекса методов их поиска, разведки, подсчета запасов и оптимального режима разработки.

Задачи геологии нефти и газа: изучение вещественного состава углеводородов и вмещающих их пород (геохимия нефти и газа), сопутствующих им вод, форм залегания в недрах земли, условий формирования и разрушения, закономерностей пространственно-временного размещения залежей и месторождений нефти и газа, их генезиса.

Главным объектом изучения геологии нефти и газа являются образования и скопления углеводородов. На минеральном уровне это пузырьки углеводородных газов, капли жидких и включения твердых углеводородов в кристаллах, а также пленки вокруг минеральных и полиминеральных зерен. На породном уровне - рассеянные углеводороды и концентрированные скопления в отдельных пластах. На надпородном уровне - это залежи и месторождения, а на литосферном - нефтегазоносные зоны и бассейны, нефтегазоносные пояса и узлы нефтегазонакопления.

Геология нефти и газа начала становление как наука в первое двадцатилетие XX века в связи с появлением и распространением двигателя внутреннего сгорания и на начальном этапе накапливала и обобщала опыт поисковых работ.

1. Химический состав и физические свойства газов и газоконденсатов

.1 Понятие природного газа

Природный газ (Compressed Natural gas) - смесь газов, образовавшаяся в недрах земли при анаэробном разложении органических веществ.

Природные газы - это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии.

Углеводородные газы, в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях - газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ обычно расположен в газовой шапке в повышенной части пласта.

Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует (это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворён в нефти. Этот газ будет, по мере снижения давления, выделятся из нефти при разработке месторождения и будет называться попутным газом.

В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворённого газа в нефти.

Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте.

От давления насыщения зависит газовый фактор - количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти.

Газы могут находиться в пласте в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.

В свободном состоянии они образуют газовые скопления промышленного значения. Углеводородные газы хорошо растворимы в подземных водах и нефтях. При определенных условиях они вступают в соединение с водой или переходят в твердое состояние (газогидраты).

Чистый природный газ не имеет цвета и запаха. Чтобы можно было определить утечку по запаху, в газ добавляют небольшое количество веществ, имеющих сильный неприятный запах (т. н. одорантов). Чаще всего в качестве одоранта применяется этилмеркаптан.

Для облегчения транспортировки и хранения природного газа его сжижают, охлаждая при повышенном давлении.

1.2 Состав природных газов

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (СН4 - С4Н10, для Н.У. и С.У.), а также неуглеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He). При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С1-С4. Углеводороды С5 и выше в нормальных условиях находятся в жидком состоянии.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана (табл. 1).

Химический состав газа газовых месторождений, об. %

Содержание метана на газоконденсатных месторождениях - 75-95% (табл. 2).

Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. %

Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана - около 35-85%. Содержание тяжёлых углеводородов в попутном газе 20-40% , реже - до 60% (табл. 3).

Химический состав газа нефтяных месторождений (попутного газа), об. %

Данные по химическому составу газа используют проектировании комплексной разработки газового местоскопления. Изучение химического состава газов, в том числе растворенных в подземных водах, проводится также с целью решения некоторых геологических задач, связанных с прогнозированием нефтегазоносности.

1.3 Физические свойства природных газов

Химический состав природного газа определяет его физические свойства. Основными параметрами, характеризующими физические свойства газов, являются плотность, вязкость, критические давление и температура, диффузия, растворимость и др. (табл. 4).

Плотность газа - масса 1 м3 газа при температуре 0°С и давлении 0,1 МПа. Единица плотности в СИ- кг/м3. На практике часто пользуются относительной плотностью газа (по отношению к воздуху).

Вязкость газов очень мала и не превышает 1-10-5 Па×с. С повышением давления она увеличивается.

Для каждого газа существует температура, выше которой он не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление. Эта температура называется критической. Для метана критическая температура равна -82,1 °С. В недрах земной коры уже на небольшой глубине температура выше 0°С, поэтому в земной коре метан не может быть в жидком состоянии. Гомологи метана (этан, пропан) в условиях земной коры могут находиться в жидком состоянии при давлении выше критического, т.е. давлении, ниже которого, как бы ни была низка температура, газ не переходит в жидкое состояние.

Диффузия - явление взаимного проникновения одного вещества в другое (при их соприкосновении), обусловленное движением молекул. Диффузия газов в осадочных толщах в естественных условиях осуществляется преимущественно через водонасыщенные поры и трещины пород. Вызывается она в основном разностью концентраций газа в смежных частях горных пород и протекает в направлении от большей концентрации к меньшей. Коэффициенты диффузии зависят от состава диффундирующего газа, от свойств среды, через которую происходит диффузия, и от термодинамических условий (коэффициенты диффузии увеличиваются с ростом температуры). Можно предполагать, что порядок величин коэффициентов диффузии п×10-6 отвечает породам с сообщающимися порами или трещинами, заполненными водой.

Явление диффузии газов играет существенную роль в процессах формирования и разрушения залежей газа.

Растворимость газов при небольших давлениях (приблизительно до 5 МПа) подчиняется закону Генри, согласно которому количество растворенного газа прямо пропорционально давлению и коэффициенту растворимости. Коэффициенты растворимости газа в воде зависят от температуры и минерализации воды. Зависимость растворимости от температуры при невысоких температурах - примерно до 90°С обратная, при более высоких температурах прямая. С ростом минерализации воды растворимость газа падает (табл. 5).

Растворимость углеводородных газов в нефти примерно в 10 раз больше, чем в воде. Жирный газ лучше растворяется в нефти, чем сухой; более легкая нефть растворяет больше газа, чем тяжелая.

При добыче нефти из скважин вместе с нефтью поступает попутный газ - до 500 м3 /м3 . Содержание растворенного газа в воде значительно меньше. Максимальный газовый фактор пластовых вод редко превышает 10 м³ /м³. Считается рентабельной добыча газа из пластовых вод при газовом факторе 5 м³/м³. Запасы растворенного газа, как и запасы его в твердом состоянии, рассматриваются в качестве нетрадиционного источника газа для использования его в народном хозяйстве.

При уменьшении давления и повышении температуры из газонефтяного раствора выделяется газ: сначала наиболее трудно раство-римые углеводороды (СН4), а по мере уменьшения давления - последовательно более тяжелые углеводороды (С2Н6, С3Н8 и т.д.). Давление, при котором начинает выделяться газ, называется давлением насыщения.

Газ, растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает плотность, вязкость и поверхностное натяжение. Если объем газовой фазы значительно превышает объем нефти, то при давлении 20-25 МПа и температуре 90-95 °С наступает обратная растворимость - жидкие углеводороды начинают растворяться в газе, и при определенных давлении и температуре смесь флюидов полностью превратится в газ. Это явление называется ретроградным, или обратным, испарением. При понижении давления из смеси начинает выпадать конденсат в виде жидких углеводородов (С5Н12 + высш.). Это явление называется ретроградной конденсацией.

Конденсатом называют углеводородную смесь (С5+С6+высш.), находя-щуюся в газоконденсатной залежи в газообразном состоянии и выпадающую в виде жидкости при снижении пластового давления до давления начала конденсации и ниже его в процессе разработки залежи.

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. В этот момент в пласте начнет выделяться конденсат, что не только приведет к потерям ценных УВ в недрах, но и отразится на подсчете запасов и показателях проектов разработки, поскольку изменится объем пустотного пространства пласта, состав и свойства газа.

Важной характеристикой газа газоконденсатных залежей является вели-чина конденсатно-газового фактора, показывающая количество сырого конденсата в см3, приходящегося на 1 м3 отсепарированного газа.

Количественное соотношение фаз в продукции газоконденсатных месторождений оценивается газоконденсатным фактором - величиной обратной конденсатно-газовому фактору, показывающей отношение количества добытого (м3) газа (в нормальных атмосферных условиях) к количеству полученного конденсата (м3), улавливаемого в сепараторах. Величина газоконденсатного фактора изменяется для разных месторождений от 1500 до 25000 м3/м3. природный газ нефть топливо

Под сырым конденсатом подразумевают при стандартных условиях жидкие углеводороды (С5+высш.) с растворенными в них газообразными компонентами (метаном, этаном, бутаном, пропаном, сероводородом и др.)

Стабильный конденсат состоит только из жидких углеводородов -пентана и высших (С5+высш.). Его получают из сырого конденсата путем де-газации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в пределах 40-2000С. Молекулярная масса - 90-160.

Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.

По количеству конденсата газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150 см3/см3), средним (150-300 см3/см3), высоким (300-600 см3/см3) и очень высоким (более 600 см3/см3).

Физические свойства природных газов, которые были рассмотрены выше, играют заметную роль в процессах формирования залежей нефти и газа и в размещении их в земной коре. Например, миграция нефти через плохопроницаемые породы практически невозможна, в то время как нефть, растворенная в газе, может мигрировать через такие породы. Эти свойства имеют большое значение и должны учитываться также при разработке нефтяных и газовых местоскоплений.

2. Построение всех видов залежей нефти и газа в ловушках различных типов

Залежью нефти и газа называют скопление полезного ископаемого, возникшее под влиянием гравитационных сил в ловушке природного резервуара.

Ловушка - это часть природного резервуара, где уменьшаются скорости движения флюидов (воды, нефти, газа), происходит их дифференциация, и возникают скопления нефти и газа. Ловушка - это препятствие на пути движения пластовых флюидов. В строении ловушки участвуют коллектор и ограничивающие его непроницаемые отложения. Возникают ловушки на перегибах пласта-коллектора, в участках ограничения его тектоническими, стратиграфическими и литологическими экранами, в выступах и линзах.

Рис. 1. Пластовая сводовая залежь.

Тип резервуара - пластовый

Генезис ловушки - тектонический

Форма ловушки - перегибы пласта

Морфологический тип ловушки - сводовый перегиб

Рис.2. Пластовая сводовая залежь. (Висячая залежь)

Тип резервуара - пластовый

Генезис ловушки - тектонический

Форма ловушки - перегибы пласта

Морфологический тип ловушки - сводовый перегиб

Рис.3 Пластовая залежь в синклинали.

Тип резервуара - пластовый

Генезис ловушки - тектонический

Форма ловушки - перегибы пласта

Морфологический тип ловушки - сводовый перегиб

Рис.4. Пластовая тектонически экранированная залежь.

Тип резервуара - пластовый

Генезис ловушки - тектонический

Форма ловушки - участки тектонического экранирования

Морфологический тип ловушки - экранирование тектоническими нарушениями

Рис. 5. Пластовая приконтактная залежь.

Тип резервуара - пластовый

Генезис ловушки - тектонический

Форма ловушки - участники тектонического экранирования

Морфологический тип ловушки - экранирование соляными и глиняными диапирами, жерлом грязевого вулкана а) жерло грязевого вулкана; б) соляной шток

Рис.6. Пластовая литологически экранированная залежь

Тип резервуара - пластовый

Генезис ловушки - седиментационный

Форма ловушки - участки литологического экранирования

Морфологический тип ловушки - экранирование при литологическом замещении.

Рис.7.Пластовая литологически экранированная залежь на моноклинали

Тип резервуара - пластовый

Генезис ловушки - седиментационный

Форма ловушки - участки литологического экранирования

Морфологический тип ловушки - экранирование при литологическом замещении.

Рис.8. Пластовая стратиграфическая залежь.

Тип резервуара - пластовый

Генезис ловушки - денудационный

Форма ловушки - участки стратиграфического несогласия

а) построение линии стратиграфического экрана

б)пластовая стратиграфически экранированная

Рис.10. Массивная сводовая залежь.

Тип резервуара - массивный

Генезис ловушки - тектонический

Форма ловушки - выступы

Морфологический тип ловушки - поднятие без тектонических нарушений

Рис.11. Массивная тектонически экранированная залежь.

Тип резервуара - массивный

Генезис ловушки - тектонический

Форма ловушки - выступы

Морфологический тип ловушки - структурный выступ, ограниченный тектоническими нарушениями

Рис.12. Рифовая залежь.

Тип резервуара - массивный

Генезис ловушки - седиментационный

Форма ловушки - выступы

Морфологический тип ловушки - рифы, биогермы

Рис. 13. Массивная залежь в эрозионном останце

Тип резервуара - массивный

Генезис ловушки - денудационный

Форма ловушки - выступы

Морфологический тип ловушки - эрозионный останец осадочных пород

Рис.14. Линзовидная приразрывная залежь.

Тип резервуара - линзовидный

Генезис ловушки - тектонический

Форма ловушки - линзы

Морфологический тип ловушки - линзы тектонической трещноватости

Рис.15. Залежь линзовидная внутрипластовая

Тип резервуара - линзовидный

Генезис ловушки-седиментационный

Форма ловушки - линзы

Морфологический тип ловушки - линзы внутрипластовые

Рис. 16. Шнурковая, рукавообразная или баровая залежь.

Тип резервуара - линзовидный

Генезис ловушки - седиментационный

Форма ловушки - линзы

Морфологический тип ловушки - русловые и баровые тела

Рис. 17. Залежь линзовидная под поверхностью несогласия.

Тип резервуара - линзовидный

Генезис ловушки - денудационный

Форма ловушки - линзы

Морфологический тип ловушки - линзы выветривания.

Рис. 18. Условные обозначения

Заключение

Природный газ является высокоэффективным энергоносителем и ценным химическим сырьем. Он имеет ряд преимуществ по сравнению с другими видами топлива и сырья:

- стоимость добычи природного газа значительно ниже, чем других видов топлива; производительность труда при его добыче выше, чем при добыче нефти и угля;

- отсутствие в природных газах оксида углерода предотвращает возможность отравления людей при утечках газа;

- при газовом отоплении городов и населенных пунктов гораздо меньше загрязняется воздушный бассейн; - при работе на природном газе обеспечивается возможность автоматизации процессов горения, достигаются высокие КПД;

- высокие температуры в процессе горения (более 2000° С) и удельная теплота сгорания позволяют эффективно применять природный газ в качестве энергетического и технологического топлива.

Природный газ как промышленное топливо имеет следующие технологические преимущества:

при сжигании требуется минимальный избыток воздуха;

- содержит наименьшее количество вредных механических и химических примесей, что позволяет обеспечить постоянство процесса горения;

- при сжигании газа можно обеспечить более точную регулировку температурного режима, чем при сжигании других видов топлива, это позволяет экономить топливо; газовые горелки можно располагать в любом месте печи, что позволяет улучшить процессы теплообмена и обеспечить устойчивый температурный режим;

- при использовании газа отсутствуют потери от механического недогорания топлива;

форма газового пламени сравнительно легко регулируется, что позволяет в случае необходимости быстро обеспечить высокую степень нагрева в нужном месте.

Вместе с тем газовому топливу присущи и некоторые отрицательные свойства. Смеси, состоящие из определенного количества газа и воздуха, являются пожаро- и взрывоопасными. При внесении в такие смеси источника огня или высоконагретого тела происходит их возгорание (взрыв). Горение газообразного топлива возможно только при наличии воздуха, в котором содержится кислород, причем процесс возгорания (взрыва) происходит при определенных соотношениях газа и воздуха.

Теплота реакции горения выделяется мгновенно, продукты сгорания газа нагреваются и, расширяясь, создают в объеме, где они находились, повышенные давления. Резкое возрастание давления при сгорании газа в ограниченном объеме (помещении, топке, газопроводе) обусловливает разрушительный эффект взрыва.

При взрывах газовоздушной смеси в трубах с большим диаметром и длиной могут произойти случаи, когда скорость распространения пламени превзойдет скорость распространения звука. При этом наблюдается повышение давления приблизительно до 8 МПа (80 кгс/см²). Такое взрывное воспламенение называется детонацией. Детонация объясняется возникновением и действием ударных волн в воспламеняющейся среде.

Природные газы не ядовиты, однако при концентрации метана в воздухе, доходящей до 10% и более, возможно удушье вследствие уменьшения количества кислорода в воздухе. Горючие газы представляют значительную пожарную опасность; они сами легко воспламеняются, и их горение может вызвать ожоги или воспламенение других горючих материалов.

Список литературы

1.   Е. Ф. Крейнин, Н. Д. Цхадая Нефтегазопромысловая геология: Учебное пособие. - Ухта, 2011;

.        Геология нефти и газа : метод. указания к лабораторным работам / И. Н. Бармина. - Ухта: УГТУ, 2009.

.        С. С. Гейро Практикум по геологии и геохимии нефти и газа - Пермь, 1984;

.        Сайт http://dolgikh.com/