Ответы к Нефти и Газу экзаменационные билеты

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.Понятие о главной фазе газообразования (ГФГ)

В1948 году В.А. Соколов установил, что интенсивность и направленность процессов образования УВ в разрезе осадочного чехла значительно меняется и подчиняется геохимической зональности, связанной с изменением давления и температуры в разрезе осадочного чехла.

Всвязи с этим он выделил четыре геохимические зоны:

1)биохимическую,

2)переходную,

3)термокаталитическую

4)газовую.

Преобразование рассеянного ОВ начинается и завершается метанообразованием. Второй, после биохимического, и более значительный этап газообразования происходит на больших глубинах на границе мезо- и апокатагенеза. Этот этап превращения ОВ был назван главной фазой газообразования (ГФГ), а интервал разреза осадочных пород, в котором она проявляется, определена как главная зона газообразования (ГЗГ). Глубинам проявления ГФГ соответствуют более жёсткие термобарические условия.

Впределах главной зоны газообразования температура изменяется от 160-170 до 250-260 °С.

Показатель ОСВ (Ro) растёт от 0,85 до 3,5 %. В ГЗГ образуется метана больше, чем на всех предыдущих подстадиях катагенеза, и он становится основным газовым компонентом.

ГЗГ развивается в породах, содержащих любые генетические типы ОВ не постепенно, а импульсивно. При этом в интервале градаций от МК3 до АК2 включительно проявляется два максимума газообразования.

Первый максимум газообразования проявляется в пределах градации МК3 и представляет собой зону генерации жирных газов или первичных газоконденсатных систем. Интенсивность генерации УВ здесь выше у сапропелевого ОВ по сравнению с гумусовым. Помимо метана в составе газов присутствует большое количество его гомологов и низкокипящих нефтяных УВ.

Второй максимум газообразования проявляется в пределах градаций МК5–АК2 и представляет собой зону генерации сухих газов (метана). Интенсивность генерации метана здесь выше у гумусового ОВ по сравнению с сапропелевым ОВ.

Взависимости от геотектонических условий и скорости погружения газопроизводящих пород,

ГЗГ фиксируется на глубинах от 3,5 до 7,5 км на платформах и от 7 до 17 км в глубоких впадинах платформ, в альпийских краевых и межгорных прогибах.

3.Основные стадии ГРР на нефть и газ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Экзаменационный билет №___5__

1.Геохимические типы нефтей

2.Основные этапы в процессе термокаталитического превращения ОВ пород

3.Нефтегазоносные и перспективные нефтегазоносные комплексы Беларуси

Экзаменационный билет №___6__

1.Состав и свойства природных газов; их состояние в недрах. 2.Механизм миграции УВ 3. Геохимические критерии поисков залежей УВ

1.Состав и свойства природных газов; их состояние в недрах.

Природные газы – это смеси веществ, находящиеся в нормальных условиях в газообразном состоянии и газы, выделяющиеся из состава природных систем иного агрегатного состояния, например: пластовых вод и нефтей, газовых гидратов, которые находятся в твёрдом состоянии.

Главным компонентом природных газов стратисферы, как правило, является метан. Основными компонентами являются углекислый газ, сероводород и азот. Их содержание может достигать в свободных газах 100 %. В малых концентрациях, в качестве примесей в природных газах присутствуют: гелий, аргон, водород и другие газы.

Состояние газа определяется тремя параметрами: давлением, температурой и плотностью. В качестве стандартных условий при термодинамических расчётах принимают температуру равную 0 °С и давление 0,1 МПа. При прочих расчётах температуру газов принимают равной 20 °С.

Относительная плотность природных углеводородных газов зависит от их молекулярной массы, поэтому у метана она равна – 0,55, этана – 1,04, пропана - 1,5, изобутана и н-бутана – 2,0.

В общем, плотность газа зависит от его химического состава, молекулярной массы, давления и температуры. Она уменьшается с ростом температуры и растет с повышением давления и молекулярной массы.

Возможность существования газа в пластовых условиях в различных формах определяется термобарическими параметрами, то есть абсолютными значениями и соотношением температуры и давления.

Критическая температура (Ткр) - это температура, при которой исчезают все различия между жидкостью и её паром и, следовательно, плотность жидкости и пара становится одинаковой. При температуре выше критической вещество может существовать только в газообразном состоянии. В этом случае газ нельзя превратить в жидкость без понижения температуры никаким увеличением давления.

Таким образом, газом называется вещество, находящееся в газообразном состоянии при температуре выше критической, а паром – вещество, находящееся в газообразном состоянии при температуре ниже критической. Следовательно, пар можно превратить в жидкость увеличением давления, а газ – нельзя.

Метан, азот, водород, кислород и инертные газы находятся в недрах при температуре выше критической, поэтому не могут превращаться в жидкое состояние. Пропан, бутан, этан, углекислый газ и сероводород могут находиться в пластовых условиях при температурах ниже критических, что создает возможность превращения их в жидкость. Жидкий углекислый газ обнаружен во включениях в минералах.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.Механизм миграции УВ

В результате миграции часть нефти и газа аккумулируется в ловушках и образует скопления нефти и газа. Например, аллохтонные битумоиды, или микронефть, находятся в нефтегазопроизводящих породах в рассеянном состоянии в количестве, измеряемом сотнями граммов и реже несколькими килограммами в 1 м3. В залежах концентрация нефти достигает 250 кг на 1 м3 коллектора. Значительная часть нефти и газа рассеивается в горных породах на путях миграции или окисляется, достигая земной поверхности и атмосферы.

Различают три этапа или вида миграции нефти и газа: первичную миграцию, вторичную миграцию и третичную миграцию.

Первичная миграция протекает в нефтегазопроизводящих породах. Её часто называют эмиграцией. Первичная миграция УВ представляет собой процесс десорбции (отрыва) микронефти и газов от рассеянного ОВ и минеральной части нефтегазоматеринских или нефтегазопроизводящих пород и их перемещение в породы-коллекторы.

Вторичная миграция, просто миграция, или собирательная миграция протекает в природных резервуарах до ловушек или выхода пласта-коллектора на земную поверхность и завершается образованием скоплений нефти и газа или природных битумов. Сущность процессов вторичной миграции заключается в передвижении нефти и газа в водонасыщенных природных резервуарах до ловушек и формировании залежей. Поэтому вторичную миграцию нефти и газа иногда называют собирательной миграцией.

Миграция УВ происходит по зонам наименьшего фильтрационного сопротивления, имеет разные масштабы и направления как по отношению к толщам горных пород, так и по отношению к тектоническим элементам.

Путями миграции являются локализованные «каналы» в природных резервуарах это: весь объём эффективных пор и трещин в кровельной части проницаемых пород; зоны повышенной трещиноватости пород, связанные с разломами и тектоническими разрывами; плоскости напластования и несогласного залегания пластов; контакты боковой поверхности соляных массивов и интрузий с примыкающими породами; сутурные поверхности, литологические окна в толще флюидоупоров и другие проницаемые зоны.

Третичная миграция возникает за счёт нарушения условий залегания залежей. При этом нефть и газ снова начинают мигрировать, но уже из залежей. Этот вид миграции иногда называют ремиграцией.

3. Геохимические критерии поисков залежей УВ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Экзаменационный билет №___7__

1.Конденсатные системы, конденсаты, газовые гидраты

2.Факторы миграции Факторы вторичной миграции нефти и газа

3.Нефтепроизводящие отложения Беларуси

1.Конденсатные системы, конденсаты, газовые гидраты

Газоконденсатные системы, газоконденсаты или конденсатные газы являются свободными жирными газами, которые в естественных условиях недр насыщены парами жидких УВ, а иногда содержат гетероатомные соединения, включая смолы и асфальтены.

Таким образом, газоконденсаты – это пластовые газообразные углеводородные системы, содержащие жидкие компоненты нефти в растворенном парообразном состоянии.

К конденсатным газам или к газоконденсатам относятся жирные газы с содержанием конденсата выше 25-30 см3/м3. Сухие и тощие газы, в которых содержание конденсата не достигает промышленных концентраций (менее 25-30 см3/м3), относятся к чисто газовым залежам.

Среди компонентов в ГКС преобладает метан, а среди ТУВГ – этан. Доля пентанов в сумме с высшими УВ в среднем составляет 3,5 %, но может превышать 13 %. Кроме углеводородных компонентов в ГКС могут присутствовать неуглеводородные компоненты, среди которых наиболее распространены сероводород, углекислый газ и азот.

Образование ГКС можно объяснить практической несжимаемостью нефти, и сверхсжимаемостью газов, за счет которой плотность газов при повышении давления в пластовых условиях становится идентичной или даже выше плотности отдельных компонентов нефтей. Таким образом, характерной особенностью газоконденсатов является их подчинение законам обратного (ретроградного) испарения и конденсации.

Существование газоконденсатных систем связано в основном с глубиной их залегания, поскольку от неё зависит пластовое давление и температура. ГКС находятся на глубинах от 700 до 6000 м. Пластовое давление в них колеблется в широких пределах: от 7,5 до 62 МПа и выше, а пластовая температура – от 24 до 195 ºС. Конденсаты ГКС, расположенных на больших глубинах, приближаются по своим свойствам к нефтям. Нижний предел существования ГКС ограничен температурой, поскольку с её высокими значениями связаны процессы термодеструкции жидких УВ.

По происхождению газоконденсаты разделяются на первичные и вторичные.

-Первичные газоконденсаты непосредственно генерируются ОВ осадочных пород на больших глубинах ниже главной зоны нефтеобразования и выше зоны генерации сухих газов.

-Вторичные газоконденсаты формируются при погружении нефтегазовых или газонефтяных залежей. В результате увеличения давления и температуры происходит ретроградное испарение, растворение и термодеструкция жидких УВ. Тяжелые фракции нефти при этом выпадают в осадок и превращаются в порах коллектора в природные битумы – кериты или антраксолиты. Залежи вторичных газоконденсатов часто имеют нефтяную оторочку и повышенное содержание конденсата. Конденсатный фактор является очень важной характеристикой ГКС и может достигать 1500 г/см3.

В стандартных условиях конденсаты представляют собой жидкости, обычно прозрачные, бесцветные или слабоокрашенные в коричневатый или зеленоватый цвет. Различают сырые и стабильные конденсаты. Сырые конденсаты отличаются от стабильных наличием в них при нормальных условиях растворенных и ещё не дегазированных газообразных УВ, содержание которых достигает 20-30 % по весу.

По термодинамическому и фазовому состоянию газоконденсатные залежи образуют три группы:

1.Чисто газоконденсатные (однофазные залежи).

2.Нефтегазоконденсатные (двухфазные залежи).

3.Газоконденсатнонефтяные - это нефтяные залежи с газоконденсатными шапками.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Газовые гидраты

При образовании ГГ полости кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью прочной водородной связи заполняются молекулами только одного определённого газа. При этом один объем воды связывает от 70 до 300 объемов газа, поэтому плотность газогидратов меняется в широком диапазоне, от 0,8 до 1,8 г/см3. В полостях решётки газ удерживается силами Ван-дер-Ваальса, которые имеют электрическую природу.

Общая идеальная формула газовых гидратов М∙nН2О, где М – 1 моль конкретного газа. Значения n меняются от 5,75 до 17, в зависимости от состава газа и условий образования гидратов. В реальных условиях n может быть больше, вследствие неполного заполнения полости решетки гидрата молекулами газа – гидратообразователя. 1 м3 воды может удержать в гидратном состоянии 200 м3 метана, тогда как растворимость метана в воде в аналогичных условиях не превышает 2-3 м3.

Условия образования газогидратов определяются составом газа, температурой, давлением и минерализацией воды. Обычно газогидраты образуются при температуре ниже 30 °С и повышенном давлении. Например, при 0 ºС гидрат метана образуется при давлении 3 МПа, а при температуре 25 ºС уже при давлении 40 МПа. Таким образом, чем выше температура, тем выше необходимо давление для образования ГГ.

Непосредственно в воде ГГ не образуются потому, что там концентрация растворенного газа не достигает необходимых значений. Образуются они в водонасыщенных осадках и на разделах горная порода-вода, так как на поверхности минеральных частиц имеется слой адсорбированных молекул газа. Образуются ГГ и из свободного газа на разделе: газ-вода.

Образование газогидратов может происходить в пласте в процессе разработки газовой залежи, в стволе скважины или в газопроводе, поэтому прежде чем газ подают потребителям, его осушают.

Условиям образования ГГ в природе соответствуют зоны многолетнемерзлых пород, а также морские и озерные осадки, лежащие на достаточной глубине. Сезонные колебания температуры воды в Мировом океане захватывают только верхний слой толщиной около 100 м. Затем колебания сглаживаются и на глубинах ниже 1500-2000 м температура становится постоянной в пределах от 2 до 3 ºС и только в Арктике падает до минус 0,7 и даже до минус 1,4 ºС. Поэтому образование гидратов происходит в глубоких акваториях не зависимо от широты. Например, гидраты метана образуются на глубинах от 500 до 600 м, а в полярных широтах верхняя граница гидратообразования приближается к поверхности.

В настоящее время установлено, что условиям гидратообразования соответствует до 23 % площади континентов, особенно Евразии и 90 % площади Мирового океана. Ресурсы гидратного в десятки тысяч раз превышают мировые запасы природного газа.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.Факторы миграции Факторы вторичной миграции нефти и газа

Гравитационный фактор. По мнению большинства исследователей главной или даже единственной силой, обусловливающей вторичную миграцию УВ, является гравитационная сила. Поэтому миграция УВ происходит в свободном фазово-обособленном состоянии и является в основном восходящей. Представление о струйной миграции сформулировал в 1958 году В.П. Савченко.

Всплывание УВ идет по зонам наименьшего фильтрационного или капиллярного сопротивления субвертикально в проницаемых зонах и сублатерально в кровельной части проницаемых пластов.

Гравитационный фактор обусловлен всплыванием нефти и газа в природных резервуарах по наиболее крупным сообщающимся пустотам. Сила всплывания или выталкивания нефти и газа водой рв пропорциональна разнице плотностей воды и углеводородов в пластовых условиях.

Гидравлический фактор. Сущность этого фактора заключается в транспортировке УВ водой. Движущиеся вверх по пласту или разрывному нарушению подземные воды переносят газ и нефть в растворенном состоянии и облегчают всплывание нефти и газа. Фильтрация жидкостей происходит согласно закону Дарси, по которому количество жидкости, проходящее в единицу времени через породу-коллектор с определенным поперечным сечением, прямо пропорционально проницаемости породы и перепаду давления, обусловливающему фильтрацию, и обратно пропорционально вязкости жидкости. В настоящее время большинство геологов считают, что роль гидравлического фактора весьма незначительна.

Геодинамический фактор. Мощным источником энергии миграционных процессов являются тектонические процессы и геодинамика недр.

Тектонические движения наиболее интенсивно протекают при проявлении тектонических фаз. Повышенная тектоническая активность ведёт к существенной перестройке структуры природных резервуаров, образованию в них путей вертикальной миграции - разрывов и трещин и нарушает равновесие флюидных систем. Поскольку эти системы стремятся к статическому состоянию, то выравнивание энергии флюидов в пласте, нарушенной тектоническими процессами, достигается за счёт процессов миграции, формирования, переформирования и разрушения залежей УВ.

Диффузия УВ. Это один из механизмов переноса растворённого вещества, связанный с наличием в растворе градиента концентраций. Диффузия всегда происходит в сторону уменьшения концентраций.

Многие исследователи отмечают, что диффузия имеет место при эмиграции УВ, но она в принципе по своей природе, связанной с выравниванием концентраций, не может самостоятельно привести к аккумуляции УВ и образованию их залежей. Большая роль диффузии проявляется при разрушении и рассеянии скоплений УВ. Однако, в некоторых благоприятных геологических условиях, при наличии весьма надёжных флюидоупоров диффузия может способствовать первичной аккумуляции УВ и возникновению вторичной собирательной миграции в эпигенетичных НГК. Этому явлению может способствовать также понижение температуры вверх по разрезу, которое ведет к уменьшению коэффициента диффузии УВ.

Действие капиллярных сил. Вода лучше, чем нефть смачивает горные породы, поэтому силы поверхностного натяжения между породой и водой больше. В связи с этим вода вытесняет нефть из мелких пор в крупные. Это создает в природном резервуаре условия для избирательного движения флюидов, дифференцированного по величине сечения проводящих каналов и возникновению струйной миграции нефти.

Миграции УВ могут способствовать и другие факторы, например:

-упругие силы (напряжения) расширения флюидов и заключающих их пород, возникающие вследствие уменьшения геостатического давления при тектоническом подъёме НГК;

-разные коэффициенты теплового расширения пород и флюидов при погружении НГК;

-изменение объема пор породы, вызванное их цементацией или перекристаллизацией минералов;

-избыточное давление.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3.Нефтепроизводящие отложения Беларуси

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Экзаменационный билет №___8__

1.Основные типы природных газов и их классификация Генетические классификации газов 2.Классификация миграционных процессов 3.Типы ловушек и залежей нефти Беларуси

1.Основные типы природных газов и их классификация Генетические классификации газов

Первую классификацию природных газов составил В.И. Вернадский, в 1912 году. В этой классификации газы были разделены на три группы: 1) по форме или условиям нахождения в природе; 2) по источникам происхождения или генезису; 3) по химическому составу.

На основании учета этих факторов позже был создан целый ряд классификационных схем природных газов. Кроме них существуют классификации газов по их практической ценности и содержанию полезных компонентов.

Классификации природных газов по условиям (формам) нахождения в природе. В наиболее общем виде выделяются следующие три формы существования природных газов:

1)свободные газы атмосферы;

2)водорастворенные газы гидросферы (океанов, морей, озер, прудов и рек);

3)газы земной коры.

Газы этих форм постоянно взаимодействуют, то есть переходят из одних условий существования в другие. Наиболее разнообразны условия нахождения газов в земной коре, где они находятся в двух основных формах: рассеянной и концентрированной.

Рассеянные формы газов содержатся в открытых и закрытых порах горных пород, сорбированы минеральной частью пород и рассеянным ОВ, растворены в пластовых водах и микронефти.

Концентрированные формы газов являются объектами поисково-разведочных работ и разработки. Находятся они в газовых скоплениях, растворены в залежах нефти и в пластовых водах.Огромные объёмы газа существуют в виде залежей твёрдых газовых гидратов на дне Мирового океана.

Генетические классификации природных газов. Газы образуют различные смеси, в которых определить генезис отдельных компонентов не всегда возможно. Существует много генетических классификаций газов, в которых выделяется различное количество генетических классов и типов газов. В таблице 5 дано сопоставление наиболее известных схем генетических классификаций, которые показаны в ней в несколько упрощённом виде. Все природные газы разделены на три большие группы: биогенную, литогенную и органолитогенную.

образуются в результате физико-химических и радиоактивные процессов в минеральном скелете водонасыщенных осадочных пород в зоне катагенеза, метагенеза и метаморфизма, а также в магматических породах земной коры и мантии.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2.Классификация миграционных процессов

В 1953 году И. О. Брод и Н. А. Еременко классифицировали миграционные процессы в зависимости от их отношения к толщам пород, в которых они протекают, и в зависимости от направления движения относительно земной поверхности. В связи с этим появились понятия о внутрирезервуарной и внерезервуарной миграции, а также - понятия о боковой и вертикальной миграции.

Внутрирезервуарная миграция происходит сублатерально в пределах одного пласта или нескольких пластов-коллекторов по «туннелям» с наибольшей пористостью и проницаемостью. Она идет по восстанию или простиранию пластов, в зависимости от векторов-градиентов пластовых вод. По отношению к земной поверхности этот вид миграции является латеральной или боковой миграцией.

Внерезервуарная или межформационная миграция идет из одного природного резервуара в другой по зонам разломов и повышенной трещиноватости пород, тектоническим разрывам, контактам боковой поверхности соляных массивов и интрузий с примыкающими породами, литологическим окнам и окнам прорыва флюидоупоров, которые образуются в местах напряженного флюидодинамического режима. По направлению эта миграция является вертикальной или восходящий миграцией. В последнее время некоторые исследователи выделяют также вертикальную нисходящую миграцию.

Латеральная и вертикальная миграция в природе часто сочетается. В этом случае она называется

смешанной или ступенчатой миграцией.

По отношению к простиранию тектонических элементов различают фронтальную и продольную миграцию.

Фронтальная, или поперечная миграция происходит тогда, когда зоны ловушек расположены перпендикулярно к миграционному потоку. В этом случае, например, ловушки в антиклинальных зонах наполняются УВ с крыльев.

Продольная миграция возникает при совпадении простирания зон нефтегазонакопления с направлением миграционного потока.

Однако чаще направление миграции УВ относительно зон нефтегазонакопления имеет сложный характер и зависит от количества очагов генерации УВ, которые располагаются во впадинах и прогибах, а также от характера дислоцированности периферических частей впадин и прогибов и расположения поднятий, которые являются областями нефтегазонакопления.

Таким образом, миграция УВ в природных резервуарах происходит в трёх основных формах:

1)фазово-обособленной или струйной;

2)водорастворённой;

3)диффузионной.

Струйная форма является активной и идет за счет гравитационной (архимедовой) силы. При этом нефтяная фаза может содержать растворенный газ, а газовая фаза – растворенную нефть (газоконденсатный раствор). К активной миграции относится также диффузионная форма.

Водорастворенная форма миграции является пассивной, поскольку зависит от скорости движения пластовых вод и протекает в виде истинных растворов и коллоидных растворов или эмульсий. Из-за низкой скорости движения пластовых вод в зоне катагенеза и низкой растворимости УВ в воде большого значения для формирования залежей нефти и газа она не имеет.

3.Типы ловушек и залежей нефти Беларуси

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Экзаменационный билет №___9__

1.Химический состав газов 2.Процесс первичной миграции нефти и газа. Современное состояние проблем первичной миграции нефти.

3.Зоны нефтенакопления Беларуси

1.Химический состав газов

Состав газов газовых залежей. Свободные природные газы образуют скопления, состоящие из углеводородных и неуглеводородных компонентов. Главное значение имеют углеводородные компоненты: метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8 и бутан С4Н10, а также пары жидких УВ. Среди них преобладает метан.

Среди неуглеводородных компонентов преобладают: азот, углекислый газ и сероводород. Иногда каждый из этих газов может превышать 50 % и даже достигать 100 % в составе газовых залежей. В меньших количествах в залежах присутствуют следующие газы: водород, гелий, аргон, ксенон, окись углерода, а также пары воды и ртути.

Природный газ, в котором суммарное содержание углеводородных газовых компонентов превышает 50 %, называется углеводородным.

Сухие газы состоят на 95-99 % из метана. Сухими они называются потому, что практически не образуют конденсат.

Тощие газы состоят из метана на 90-95 % и содержат пары жидких углеводородов, которые при снижении давления образуют конденсат в количестве от 10 до 30 см3/м3.

Жирные газы также состоят в основном из метана, но его содержание составляет менее 90 %. Содержат они и ТУВГ, а также - пары жидких высококипящих УВ, которые при снижении давления образуют конденсат в количестве боле 30 см3/м3. Имеются жирные газы с преобладанием неуглеводородных компонентов.