4.2. Ув газ. Состав, свойства. Осн.Законы газового состояния. Кл.

УВ газ - см.пред.УВ вида СnН_2n+2. Состав: CH₄ (98%), его гомологи: этан (C₂H₆), пропан (C₃H₈), бутан (C₄H₁₀), др.неУВ вещ.: H₂, H₂S, СО₂, N₂, Не и др. Св.: не имеет цвета и запаха. С1–С4 г-обр., УВ С5 и > жидкие.

Свойства газов:

1.Теплотворная способность – сколько тепла выделяется при сжигании 1м³ газа (СН₄=35,948 кДж/м³).

2.Вязкость – увеличивается с > Р и с > t°. УВ газы имеют меньшую вязкость, чем не УВ газы (СО2, СО, Не, Н2S, примеси в газе) [Па*с].

3.Плотность 0,68-0,85 кг/м³ (сухой г-образный). Легче воздуха в 1,8 раз

4.Т самовозгорания: 650 °C;

5.Взрывоопасные конц.смеси газа с воздухом от 5% до 15% объёмных;

6.Удельная теплота сгорания: 28—46 МДж/м³;

7. Р-ть газов при небольших дав.(приб.до 5 МПа). Жирный газ лучше р-ся в н., чем сухой;> легкая н.р-т больше газа, чем тяж.

Основные законы:

T = const (изотерм.процесс): pV=const (закон Р. Бойля и Э. Мариотта).

р = const (изобарический процесс): V/T=const (закон Ж. Гей-Люссака).

V = const (изохорический процесс): p/T=const (закон Ж. Шарля).

Кл.:

1. Газы из чисто г.м-й. Сухой газ, прак.свободный от тяжелых УВ.

2. Газы, доб.вм.с н. Физ.смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиж.г.) и газового бензина.

3. Газы, доб.из г-к м-й. Сухой г.и жид.УВ к: бензиновые, лигроин., керосин., ин.более тяж.маслян.фракции, N2, СО2, H2S, Не, Аг и др.

4. Иск.г.,получ.из тв.топлив (гор.сл., бурый уг.) в газогенераторах, тоннельных и др.печах при высоких Т, ин.при пов/выс. Р.

4.3. К. Состав, свойства. Фазовые превращения в газоконденсатных залежах.

К.- это смесь жидких УВ (С₅Н₁₂ и выше), выд.из прир.г.при экс.г-к зал.в рез.снижения Рпл (давления начала конденсации) и Т.

Групповой состав:

Резко преобладают метановые, меньше нафт.и аром.УВ. Увел.сод.(60-70%) бензиновых фракций по ср.с г.

К.обладает всеми свойствами как жидкость (нефть), если он находится в жидком состоянии. Меньше н.по пл., сод.S и парафина. По хроматограммам, содержание S не превышает 1,5-2%, парафина не превышает 3% (в нефти до 10%), отс.асфальтены, мало/отс.смолы.

Св.к.(как и у жидких УВ): пл. 0,66-0,84 г/см³, Т нач.кип.30-70⁰С, мол. масса 90-160, сод.S 0-1.2%,Т выкипания осн.ком.40-200, ин.350-500 ⁰С.

Фазовые превращения в газоконденсатных залежах. Конденсат и газ нах. (пл.у.) в 1-фаз.г-обр.состоянии и подч.з.обратной (ретроградной) конденсации: при Р и Т > крит.(обе фазы идентичны по св.св.) повышенное Р прив.к исп.ком.см., а изотермическое сниж.Р – к их к-и.

4.4. Ов. Компонентный состав, концентрации ов в осадках, гп, кл. Битумоиды, компонентный состав, битумоидный коэффициент.

ОВ - ком.соед., возн.прямо/косв из жив.вещества/продуктов его ж-д, прис.в кач.обяз.ком.в атмосфере, поверх.и подз.в., ос., почвах и ГП. Тв.:(уг., сл., тв.битумы), жид.(н.,жид.битумы), г-п/обр.(г. и г-к.).

Состав ОВ: С, О₂, Н₂, S, P, др.реже.

Концентрация (% по массе) РОВ ГП обычно <=1-5, КОВ в каустобиолитах: уг.50-100, угл.и гор.сл. 20-50; н.и г-к скоплениях 5-8 (в зав.от массы п-к). В ГП сод.ОВ составляет (субкларки): в гл.0,9%, а-и 0,45%, кар.и п-ч ГП 0,2%.

ОВ ГП:

1. сингенетичное: поступившее в осадок вместе с основной минеральной массой и претерпевающее вместе с ней постседиментационные преобразования;

1.1. автохтонное: образовавшееся за счёт продукции фациальной среды, в которой отложился осадок;

1.2. аллохтонное — поступившее либо из других одновозрастных фациальных сред, либо унаследованное осадком из размывающихся более древних ГП.

2. эпигенетичное — внедрившееся в ГП на её постседиментационном этапе (ОВ маг.ГП, н/г, пл.и жильные битумы).

3. Фоссилизированное по сод.Н и строению молекул: сапропелевый (мор.), сапропелево-гумусовый, гумусово-сапропелевый, гумусовый (кон.).

Битумоиды – компоненты ОВ ГП, почв. Р-я в орг.р-х (хлороформе, сероуглероде (CS₂), бензоле, спиртобензольной см.и др.). Выделенные путём экстрагирования п.с. жидкую, часто вязкую массу, состоящую из масел, смол и асфальтенов. Битумоидный коэффициент - это отн.количества углерода, приходящегося на битумоидную фракцию, ко всему Сорг в ГП (%). Тесная прямая связь м/у битумоидным коэф.и массой УВ.

4.5. П-коллекторы и п-покрышки н/г. Пор., проницаемость. Закономерности изменения. Геологические факторы, влияющие на параметры. Кл. коллекторов.

Коллекторы - ГП, спос. вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке. Абс.большинство п-к ос.происхождения, бывают тер.(п/п-ч, а-и/а-о), кар.(изв., мел, дол.). Покрышки - плохо/не проницаемые, перекрывающие залежи н/г ГП (гл., соли, гипсы, анг). Пористость - сов.пустот в ГП, к м.сод. н/г/в. 1. Общая - сов.пор в ГП. 2-3. Откр/закр - сов. /не сообщающихся м/с и с окр.средой пор в ГП.

Прон. - спос.ГП фильтровать сквозь себя фл.при дельтаР. 1. Абсолютная - зав.от св.ГП, а не от насыщающего флюида. Опр.по образцу керна, насыщ.1 фл. (N/воздух), инертным по отн.к ГП. 2. Эфф.(фазовая) - для отдельно взятого фл.при нал.>1 фазы, зав.от степ. нас.фл.и их физ-хим св. 3. Отн. - эфф/абс, при возр.обв.зал.для в/н возр/падает до нуля. Геологические факторы: геол.возраст ГП, тек.акт.(инт., ампл., кол.нисходящих и восходящих движ.стратисферы), размер, мощность, однородность и глуб.залегания геол.тела, Т недр, Р (литостатическое, Рпл, АВПД) и структурное положение п-к. Кл.коллеторов. 6 типов п-к по пр.(по Ханину): >1000 мД, 1000 – 500; 500 – 100; 100 - 10; 10 - 1; <1 (нек). Типы п-к по дол.участию пор, каверн и трещин в фильтрации и ёмкости: поровый, трещинный или смешанный.