- •Министерство образования и науки Российской Федерации
- •Введение
- •Тема 1. Современное состояние ресурсной базы нефтегазового комплекса россии
- •Сырьевая база жидких ув (нефть и газовый конденсат)
- •Сырьевая база свободного газа
- •Тема 2. Нефть, природный горючий газ, воды нефтяных и газовых месторождений
- •2.1. Нефть и природный горючий газ
- •2.2. Элементарный состав нефтей и горючих газов
- •2.3. Групповой состав нефтей и нефтяных газов
- •2.4. Фракционный состав нефти
- •2.5. Тяжелые нефти природные битумы
- •2.6. Природные горючие (углеводородные) газы
- •2.7. Воды нефтяных и газовых месторождений
- •2.8. Промысловая классификация подземных вод
- •Тема 3. Происхождение нефти и газа – гипотезы, концепции и теории нефтегазообразования
- •3.1. Органическое происхождение нефти
- •3.2. Неорганическое происхождение нефти
- •Тема 4. Состав и строение нефтегазовмещающих толщ – коллекторы и покрышки – нефтегазоносные комплексы
- •4.1. Коллекторы
- •Покрышки
- •4.3.Нефтегазоносные комплексы
- •Тема 5. Ловушки, контролирующие залежи – скопления нефти и газа
- •5.1. Ловушки
- •5.2. Классификации ловушек нефти и газа
- •5.3. Нестандартные ловушки углеводородов
- •5.4. Морфологические типы резервуаров
- •Класс I. Антиклинальный Группа 1.1. Залежи антиклинальных и купольных структур
- •6. Зоны нефтегазонакопления – объекты локального прогноза
- •Тема 6. Зоны нефтегазонакопления
- •6.1. Зоны нефтегазонакопления – определения
- •6.2. Модели зон нефтегазонакопления и их типизация
- •6.3. Карты зон нефтегазонакопления
- •6.4. Локальный прогноз
- •Тема 7. Система и уровни прогноза нефтегазоносности
- •Тема 8. Тектоническое и нефтегазогеологическое районирование
- •8.1. Тектоническое районирование
- •8.2. Нефтегазогеологическое районирование
- •Тема 9. Показатели нефтегазоносности
- •9.4. Гидрогеологические и палеогидрогеологические показатели.
- •9.5. Гидрогеохимические показатели к числу гидрогеохимических косвенных показателей нефтегазоносности недр относятся [1, 37, 53]:
- •9.6. Геотермические показатели
- •Тема 10. Условия формирования и закономерности размещения месторождений нефти и газа
- •Тема 11. Методы оценки ресурсного потенциала нефтегазогеологических объектов и эталонные участки для сравнительного геологического анализа
- •11.1. Методы оценки ресурсов нефти и газа
- •11.2. Эталонные участки для сравнительного геологического анализа
- •Тема 12. Методы подсчета запасов нефти и газа
- •Методы подсчета запасов нефти
- •Где Qизвл - извлекаемые запасы нефти, млн.Т;
- •12.2. Методы подсчета запасов газа
- •Тема 13. Методы прогноза нефтегазоносности
- •Тема 14. Методы поисков залежей нефти и газа
- •14.1.Традиционные методы поисков залежей нефти и газа
- •13.2. Несейсмические методы поисков залежей нефти и газа
- •*Аналитические методы (выявление углеводородных аномалий, обусловленных влиянием ув на вмещающую среду и биосферу).
- •**Геофизические методы (гравиметрические, магнитометрические и радиометрические методы, термометрия, термолюменисценция, изучение поглощения или отражения электромагнитного или светового потока).
- •***Геоморфологические методы(ландшафтные, морфографические, морфометрические и палеогеоморфологические методы).
- •****Геологические методы(подземное картирование, гидрогеологические показатели).
- •Комплексирование независимых друг от друга по виду анализов или объектов изучения методов, безусловно, повышает достоверность получаемых результатов [23].
- •Тема 15. Этапы и стадии геологоразведочных работ на нефть и газ
- •Тема 16. Нетрадиционные виды и источники углеводородного сырья
- •Тема 17. Арктические моря россии и их будущее. Поиски нефти и газа в условиях Арктических морей России
- •Тема 18. Охрана окружающей среды при обустройстве нефтяных и газовых месторождений
- •Заключение
- •Литературные источники, использованные при подготовке конспекта лекций
- •Обозначения и сокращения, принятые в нефтегазовой литературе
2.2. Элементарный состав нефтей и горючих газов
Основным элементом, входящим в состав нефтей и природных горючих газов углеводородного состава является углерод (С). Его содержание колеблется в нефтях от 79,5 до 87,5 % и в более широком диапазоне: в газах – от 42 до 78 %. Второй по значению элемент – водород (Н) – содержится в количестве 11 – 14 % в нефтях, в природных УВ-газах составляет более 14 – 24 %.
Эти компоненты – С и Н – в нефтяных и природных горючих газах связаны между собой в углеводородные соединения, различные по химическому составу и свойствам. В составе нефтей нередко большую роль играет кислород (содержание от 0 до 5 %), азот (от 0 до 3 %), сера (до5 %); соответственно нефти бывают окисленными, азотистыми и сернистыми.
По элементарному составу нефть и УВ-газы сходны с другими горючими полезными ископаемыми органического происхождения. Основные различия в их элементарном составе обусловлены соотношением С и Н, а также степенью окисленности этих соединений. Соотношение С/Н в нефтях колеблется от 6 до 8, а в газах – от 3 до 4,3.
В нефтях соотношение С/Н близко к его значениям в сапропелях и горючих сланцах и занижено по сравнению с его значением для торфов и углей. Отношение водорода к кислороду резко возрастает в нефтях по сравнению с другими горючими полезными ископаемыми. Эти данные свидетельствуют о том, что роль кислорода в нефтях (и горючих УВ-газах) незначительна, между тем как роль водорода весьма существенна [11].
2.3. Групповой состав нефтей и нефтяных газов
В плане геохимического изучения нефти групповой состав нефтей и нефтяных газов является более важным по сравнению с элементарным составом нефтей и природных горючих газов УВ-состава. Нефть представляет собой смесь веществ различных классов с неизменным преобладанием УВ; при термической разгонке нефтей многие сложные природные соединения разлагаются и в нефти они уже являются вторичными продуктами.
В составе нефтей указываются следующие классы соединений, включая вторичные:
1) углеводороды (от СnН2n+2до СnН2n-20);
2) полициклические ароматические углеводороды (от СnН2n-22до СnН2n-30);
3) сернистые соединения;
4) карбонатные соединения;
5) азотистые соединения;
6) смолистые соединения;
7) минеральные вещества.
По физическому состоянию различают углеводороды: от СН4до С4Н10–газы;С5Н12– С16Н34–жидкости;С17Н36– С35Н72–твердые (парафины).
В составе нефтей присутствуют три основные группы УВ: парафиновые, нафтеновые и ароматические.Встречаются также и некоторые производные этих УВ, а также соединения, представляющие сочетание различных типов УВ. Обычно преобладают УВ парафинового (метанового) или нафтенового ряда. В меньших количествах встречаются УВ ароматического ряда [47, 49]. . В зависимости от группового состава выделяются метановые, метаново-нафтеновые, нафтеновые, нафтеново-ароматические и ароматические нефти.
Алканы (метановые, парафиновые УВ) углеводороды общей формулы СnН2n+2. Углеродный скелет алканов представляет собой линейные или разветвленные цепи углеродных атомов, соединенных простыми связями. Алканы, имеющие линейную структуру, называются нормальными (н-алканами), а алканы с разветвленной углеродной цепью –изоалканами.Температура кипения и плавления изоалканов ниже, чемн-алкановс тем же числом углеродных атомов. Алканы химически наиболее инертная группа УВ, неспособная к реакциям присоединения. Основные реакции алканов – термическая деструкция, изомеризация, дегидрирование, окисление. Наибольшим содержанием алканов (до 70%) характеризуются легкие нефти из мезозойских и палеозойских отложений, залегающие на глубинах более 2000 м.
Цикланы(нафтеновые УВ) характеризуются формулой СnН2n. Эти соединения имеют замкнутую УВ цепь и, как и парафиновые УВ, являются насыщенными. По плотности, температуре кипения и показателю преломления цикланы занимают промежуточное положение между алканами и аренами с тем же числом углеродных атомов в молекуле. Эти особенности УВ разных классов используются для определения группового и структурно-группового состава фракций нефти и масел битумоидов. По многим химическим свойствам цикланы подобны алканам. Содержание цикланов в нефтях и битумоидах ОВ колеблется от 25 до 75 %. Цикланы связаны с бассейнами молодой альпийской склачатости и залегают в отложениях палеоген-неогенового возраста (Сахалин, Аляска, Венесуэла, Калифорния, Азербайджан и др.).
Арены(ароматические УВ) – класс углеводородов общей формулы СnН2n-p(р = 6, 12, 14, 18, 20, 24, 28, 30, 36), содержат хотя бы одно бензольное кольцо (так называемое ароматическое ядро). Арены наряду с алканами и цикланами составляют основную массу УВ ископаемого ОВ. Эти соединения обладают повышенной химической активностью по сравнению с метановыми и нафтеновыми УВ. Они имеют высокую растворяющую способность, значительно лучше растворимы в воде и органических растворителях, чем метановые и нафтеновые УВ, и неограниченно растворяются друг в друге. В нефтях и битумоидах РОВ пород моноциклические арены представлены бензолом (С6Н6) и его гомологами; бициклические арены – нафталином (С10Н8) и бифенилом (С12Н10) и их гомологами; три-, тетра- и другие полициклические арены – фенантреном (С14Н10), антраценом и другими. По физическим и химическим свойствам арены существенно отличаются от алканов и цикланов.
Нефти – парадоксальные образования в составе земной коры: обладают плотностью меньшей чем у воды, причем, с глубиной плотность нефти снижается. В среднем она составляет 0,80 – 0,87 г/см3, варьируя в целом от 0,76 до 0,99 г/см3, в редких случаях достигая 1,04 г/см3. Вязкость нефти составляет от 1,41 до 600 м*Па*с (величина обратная текучести). Плотность и вязкость нефти являются функциями пластовой температуры и количества растворенных в ней газов.
Наблюдается некоторая связь между плотностью и цветом нефти: все светлые нефти обладают меньшим удельным весом, чем все темные. Нефти желтого цвета обладают плотностью 0,777- 0,798 г/см3, янтарного (более желтого) – 0,792-0,820, вишнево-красного (сураханская нефть) – 0,802 – 0,840, плотность коричневых нефтей варьирует в пределах от 0,798 до 0,967 г/см3; плотность белой нефти – 0,763 г/см3. Темная окраска тяжелых нефтей обусловлена содержанием большого количества смолистых, углистых и асфальтообразных веществ. Нефти, в которых преобладают УВ парафинового ряда, легче нефтей с УВ нафтенового ряда, а эти последние – легче нефтей ароматических[49].