- •1.2. Из истории использования нефти и природного газа
- •1.3. Нефтегазодобывающий комплекс России
- •1.4. Нефтегазодобывающие компании России
- •Виды нефтепродуктов
- •1.5. Геология нефти и газа, становление дисциплины
- •Лекция 2.
- •2.1 Состав и свойства природных углеводородов
- •2.2. Природные газы
- •2.3. Свойства нефтей
- •2.4. Газовые конденсаты
- •2.5. Тяжелые нефти и природные битумы
- •Лекция 3.
- •3. Состав и строение нефтегазоносных толщ (формаций)
- •3.1. Литологический состав и коллекторские свойства продуктивных горизонтов
- •3.2. Основные закономерности локализации углеводородов
- •3.3. Флюидоупоры - экраны, покрышки
- •Лекция 4.
- •4.1 Залежи - скопления нефти и газа
- •4.2. Классификация залежей по фазовому состоянию и химическому составу углеводородов
- •4.3. Морфологические типы резервуаров
- •Класс III: Литологические
- •4.5. Классификация месторождений нефти и газа по величине запасов
- •4.7. Режим нефтяной (газовой) залежи
- •4.8. Оценка запасов (ресурсов) нефти (газа, конденсата), ожидаемые технико-экономические параметры освоения
- •Объемный метод основан на определении объема в пласте-коллекторе порового пространства, насыщенного нефтью (или газом). Извлекаемые запасы нефти подсчитываются в этом случае по следующей формуле:
- •Лекция 5.
- •5.1. Этапы и стадии геологоразведочных работ на нефть и газ
- •Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ
- •Лекция 6.
- •6.1. Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (утверждена приказом мпр рф от 7 февраля 2001 г. № 126)
- •I. Общие положения
- •II. Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа
- •III. Группы запасов нефти и газа
- •IV. Группы месторождений (залежей) по величине запасов, сложности геологического строения
- •Лекция 7.
- •7.1. Виды скважин глубокого бурения на нефть и газ
- •Лекция 8.
- •8.3. Геологические осложнения при бурении
- •8.4. Геологические исследования скважин. Отбор керна и шлама
- •8.5. Промыслово-геофизические исследования в скважинах
- •Лекция 9.
- •9.1. Ожидаемые результаты проектируемых работ
- •9.2. Содержание геологического отчета по разведочной скважине
- •9.3. Перечень графических приложений
- •9.4. Сводные технико-экономические данные строительства поисковой/разведочной скважины
- •Лекция 10.
- •10.1. Нефтегазогеологическое районирование территории России
- •10.2.Нефтегазоносные провинции (нгп) и нефтегазоносные области (нго) России: основные параметры
- •Рекомендуемая литература
2.2. Природные газы
Природные газы состоят главным образом из легких алаканов: метана, этана, пропана, бутана - 80-98%, но содержат также H2S, CO2, N2, H2O, H2, He, Ar. Газ может находиться в свободном виде или растворенным в нефти, воде, или льде. В газовых залежах обычное содержание метана 85-95% (сухой газ); в нефтяном (жирном) газе - 55-65% метана.
Свойства природных газов: 1) безводные; 2) способны неограниченно смешиваться с воздухом; 3) плотность (по воздуху) составляет 0,56-0,57, в метановых ПГГ - 0,81-0,94; 4) температура кипения: метан -161,6ºС; этан -88,6ºС; пропан -42,1ºС; бутан -0,5ºС.
Газогидраты – особый тип химических соединений, когда молекулы газа входят в состав кристаллической решетки льда. Гидраты метана – устойчивы при температуре 0-15ºС, давлении 1-100 атм. В 1 м3 льда может быть растворено до 300 м3 газа. Ресурсы газогидратов связаны с зонами многолетней мерзлоты и с залежами дна северных морей.
2.3. Свойства нефтей
Нефть - маслянистая жидкость, от светло-желтого до темно-коричневого цвета; основные различия между нефтями - по плотности, по содержанию асфальтенов и смол, по содержанию серы и парафинов.
Плотность относительная - отношение ρ нефти при 20ºС к ρ воды при 4ºС - составляет: для нефти - 0,8-0,9, для смол - около 1,0, асфальтена - больше 1,0. Плотность нефти зависит и от преобладающего в ее составе класса углеводородов: ρ алканов < ρ цикланов < ρ аренов; а также от количества и вида неуглеводородных компонентов, от количества растворенного в нефти газа. Растворимость газов в недрах выше, чем на поверхности, поэтому плотность нефти в недрах - в пластовых условиях - меньше, чем у нефти добытой - на поверхности. Требуется пересчет при подсчете запасов (при объемном методе – коэффициент понижающий, меньше единицы).
Температура кипения нефти зависит от величины ее молекулярной массы. Крекинг нефти - фракционирование: до 190ºС - бензин - С5-10; 190-260ºС - керосин - С11-13; 260-360ºС - дизельное топливо - С14-18; 360-530ºС - тяжелый газойль (С19-25) и смазочные масла (С25-40); более 530ºС - остаточные битумы - С>40.
Вязкость - растет с усложнением структуры углеводородов, уменьшается при увеличении температуры и количества растворенного газа (поэтому вязкость нефти в пластовых условиях ниже, чем на поверхности).
Растворимость газов в нефти зависит от давления и температуры. В пластовых условиях на глубине 2-3 км (200-300 атм = 20-30 Мпа) в 1 м3 нефти может быть растворено от 100 до 300 м3 газа. При высоких температурах и давлении нефть может перейти в состояние газовой фазы, а при снижении давления (при сохранении той же температуры) - вновь сконцентрироваться в жидкость - газовый конденсат.
2.4. Газовые конденсаты
Условия существования газового конденсата - давление 150-600 атм (15-60 Мпа) - т.е. глубины 1,5-6 км, температура 60-140ºС. Количество такой конденсирующейся жидкости может составлять от 1 г до до 1-2 кг на 1 м3 газа. В химическом составе газового конденсата обычно преобладают алканы - легкие (0,7-0,84 г/см3) невязкие углеводороды.