2. Нефть, природный горючий газ и воды нефтяных и газовых месторождений

Нефть и природный газ – полезные ископаемые, обладающие важнейшим свойством – способностью гореть. Таким же свойством обладает и ряд других осадочных горючих полезных ископаемых: торф, бурые и каменные угли, горючие сланцы. Все вместе горючие породы образуют особое семейство, получившее название каустобиолиты ( от греч. «каустос» - горючий, «биос» - жизнь, «литос» - камень, т.е. горючий органический камень). Термин каустобиолиты введен в науку в 1908 г. немецким палеоботаником Генри Потонье [40, 47]. (Берлин. 16.11.1857 – 28.11.1913). Среди них различают каустобиолиты угольного ряда и каустобиолиты нефтяного ряда.

Если для углей доказано их органическое растительное происхождение, то вопрос о генезисе нефти не находит однозначного решения и является предметом дискуссий. Наряду с гипотезой органического происхождения, предложены гипотезы о её неорганическом происхождении.

Нефть – жидкий каустобиолит, первый представитель ряда нафтидов, способный к перемещениям в недрах и в поверхностных условиях. Генетически нефть – обособившаяся в самостоятельные скопления подвижные жидкие продукты преобразования рассеянного органического вещества (РОВ) в зоне катагенеза. В химическом отношении нефть – сложная смесь УВ и гетероатомных (преимущественно серо-, кислород- и азотсодержащих) органических соединений. В физическом отношении нефть – коллоидно-дисперсная сложноорганизованная система. Плотность нефти колеблется в пределах 0,73-1,04 (обычно 0,82-0,95) г/см³ [47].

Нефть хорошо растворима в органических растворителях. В воде нефть практически нерастворима, но может образовывать с водой стойкие эмульсии. С нефтью генетически ассоциируются все природные УВ горючие газы и широкая гамма различных асфальтово-смолистых веществ гетерогенного состава как в жидких нефтях, так и раздельно от неё в виде продуктов преобразования нефти в литосфере.

Газ природный – смесь веществ (раствор), газообразная в нормальных (атмосферных) условиях и выделенная из состава более сложных природных систем любого агрегатного состояния. Все многообразие природных газов определяется прежде всего характером исходных природных систем и условиями их дегазации или сепарации (самопроизвольной – спонтанной или принудительной). По характеру исходной природной системы различают природные газы пород, газогидратов, нефтей, природных вод и подземных газов [47].

Газ свободный – природный газ, который входит в состав пластового газа и сохраняет свое газообразное состояние в нормальных условиях. Фактически это газ газовых и газоконденсатных залежей, имеющий углеводородный состав [47].

Свободный газ древних платформ содержит наиболее высокие концентрации азота и гелия, молодых платформ – часто повышенные концентрации двуокиси углерода. В краевых, предгорных, передовых и межгорных прогибах с мощным мезо-кайнозойским осадконакоплением свободный горючий газ характеризуется преобладанием УВ и почти полным отсутствием азота и гелия.

Газ нефтяной – природный газ, сорбированный нефтью в пластовых условиях и извлеченный из неё спонтанной или принудительной дегазацией [47].

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].

Групповой состав нефтей и нефтяных газов в плане геохимического изучения нефти 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 в нефти они уже являются вторичными продуктами.

В составе нефтей указываются следующие классы соединений, включая вторичные:

1) углеводороды (от С_nН_2n+2 до С_nН_2n-20);

2) полициклические ароматические углеводороды (от С_nН_2n-22 до С_nН_2n-30);

3) сернистые соединения;

4) карбонатные соединения;

5) азотистые соединения;

6) смолистые соединения;

7) минеральные вещества.

По физическому состоянию различают углеводороды: от СН₄ до 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].

Алканы (метановые, парафиновые УВ) углеводороды общей формулы С_nН_2n+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, чем н-алканов с 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 С_nН_2n. 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 С_n Н_2n-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.

Ввиду невозможности определения всех индивидуальных компонентов нефти широко применяется так называемый групповой состав, показывающий содержание парафиновых, нафтеновых и ароматических УВ. В зависимости от группового состава выделяются метановые, метаново-нафтеновые, нафтеновые, нафтеново-ароматические и ароматические нефти.

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].

Важным показателем качества нефти является фракционный состав. При атмосферной перегонке получают следующие фракции: выкипающие до 350⁰С – светлые дистилляты: начало кипения (н.к.) – 140⁰С – бензиновая фракция; 140-180⁰С – лигроиновая (тяжелая нафта); 140-220⁰С – керосиновая фракция; 180-350⁰С (220-350⁰С) – дизельная фракция (легкий газойль, соляровый дистиллят). Последнее время фракции, выкипающие до 200⁰С называют легкими, или бензиновыми, от 200 до 300⁰С - средними, или керосиновыми, выше 300⁰С – тяжелыми, или масляными. Все фракции, выкипающие до 300⁰С, называют светлыми, остаток после отбора светлых дистиллятов (выше 350⁰С) называют мазутом. Мазут разгоняют под вакуумом; получают фракции в зависимости от переработки: для получения топлива (350-500⁰С) – вакуумный газойль (вакуумный дистиллят), более 500⁰С – вакуумный остаток (гудрон). Получение масел: 300-400⁰С – легкая фракция, 400-450⁰С – средняя фракция, 450-490⁰С - тяжелая фракция, более 490⁰С – гудрон [11].

Легкие фракции нефти наиболее богаты парафиновыми УВ. По мере повышения температуры кипения доля парафиновых УВ уменьшается, а доля ароматических возрастает. Тяжелый остаток, содержащий смолистые вещества и УВ, составляет до 15-35%.

Легкие фракции нефти наиболее богаты парафиновыми УВ. По мере повышения температуры кипения доля парафиновых УВ уменьшается, а доля ароматических возрастает. Тяжелый остаток, содержащий смолистые вещества и УВ, составляет до 15-35%.

Кроме УВ и их сернистых, кислородных и азотистых производных в нефтях содержится также примесь веществ, в структуру которых входит ряд других элементов, установленных в золе тяжелого остатка. Располагая эти элементы в порядке встречаемости в убывающих количествах, получаем следующий ряд: сера, азот, ванадий, фосфор, калий, никель, йод, кремний, кальций, железо, магний, натрий, алюминий, марганец, свинец, серебро, медь, титан, олово, мышьяк. Общее содержание образующейся золы по отношению к исходной нефти составляет обычно тысячные и иногда сотые доли процента.

Сырой нефтью называют жидкую природную ископаемую природную смесь углеводородов (УВ) широкого физико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду, минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем для производства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива, мазута), смазочных масел, битумов и кокса. Нефть, добываемая из земных недр, отделяется на промыслах от растворенного газа, воды и солей.

Нефть, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных документов, называется товарной нефтью. Товарную нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды по физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода и легких меркаптанов [28] .

Товарные качества нефти определяются содержанием легких и тяжелых УВ, составом жидких и твердых УВ, содержанием парафина, серы смолистых веществ, наличием примесей. По содержанию парафина различают нефти: беспарафинистые – менее 1%, слабопарафинистые – 1-2% и парафинистые – более 2%. По содержанию серы нефти подразделяются на малосернистые – с содержанием серы менее 0,5% и сернистые – с содержанием серы более 0,5%. По содержанию смол нефти делятся на малосмолистые - до 5%, смолистые – 5-15% и высокосмолистые – свыше 15% смол [28].

Основные физические свойства нефти: цвет, плотность, плотность, удельный вес, объемный коэффициент, пересчетный коэффициент, коэффициент усадки, сжимаемость, вязкость, поверхностное натяжение, давление насыщения. растворимость, температура кипения и застывания, оптические и электрические свойства, люминесценция – изменяются в зависимости от состава и структуры входящих в нее индивидуальных компонентов. Одним из важнейших показателей нефти является ее плотность (ρ), величина которой изменяется в пределах – ρ = 0.730-1.040 г/см³ (табл. 1)[14, 47].

Таблица 1. Типы нефтей по плотности, выходу фракций и массовой доле парафина [14]

Очень (особо) легкие до 0.80 г/см3

Легкие 0.80-0.84 г/см3

Средние 0.84-0.88 г /см3

Тяжелые 0.88-0.92 г/см3

Очень тяжелые (битуминозные) более 0.92 г/см3

В США плотность нефти измеряется в единицах API (American Petroleum Institute – градус): высокие значения API соответствуют низким значениям плотности. Например: 85 ^оAPI = ρ 0.654 г/см³, 50 ^оAPI = ρ 0.780 г/см³, 35 ^оAPI = ρ 0.850 г/см³, 25 ^оAPI = ρ 0.904 г/см³ и, наконец, 10 ⁰API = ρ 1.000 г/см³ [14].

Тяжелые нефти (0,88 – 0,92 г/см³) и очень тяжелые нефти (более 0,92 г/см³) своим высоким удельным весом обязаны повышенной концентрации смолисто-асфальтеновых компонентов, преобладанию в структуре УВ циклических структур и низкому содержанию легко кипящих фракций.

Термином «природные» битумы – подчеркивается естественное происхождение битумов и противопоставляется всем веществам, получаемым при переработке нефти, угля, горючих сланцев: асфальтам, мазутам, смолам, дегтю, пеку, гудрону и им подобным, то есть так называемым «технобитумам» [55].

Битум(ы) – природные миграционные образования, охватывающие собственно нефти и их естественные производные вплоть до газов и газоконденсатов, а также их пиро- и тектогенетические аналоги [46].

Нафтиды – битумы нефтяного ряда (нефти и их естественные производные) (В.Н.Муратов, 1954).

Нафтоиды –нефтеподобные [40].

Главное – миграционная, вторичная сущность битумов! БИТУМЫ – ВТОРИЧНЫ!

(табл. 2)

Таблица 2. Классификация нафтидов [47]

Нафтидо-нафтоиды	Нафтиды	Нафтоиды
Продукты пиро-лиза некоторых нафтидов (нефтей, мальт, асфальтов, асфальтитов) в условиях контак-тового метамор-физма и воздей-ствия гидротерм. К ним относятся кериты, антраксо-литы, нефтяные коксы и гатчетиты.	Термин, объеди-няющий углево-дородные газы, конденсаты, неф-ти и их естест-венные произ-водные (мальты, асфальты, ас-фальтиты, озоке-риты и пр.).	Особая генетическая ветвь природных битумов (от мальт до высших антраксолитов), не свя-занных по происхождению с нефтью и пред-ставляющих собой продукты местного воздей-ствия на концентрированное ОВ высоких тем-ператур или тектонических напряжений в усло-виях контактового метаморфизма и динамо-метаморфизма. Подразделяются на:
		пиронафтоиды – про-дукты локальных высо-котемпературных воз-действий интрузий и гидротерм на обога-щенные ОВ породы.	тектонафтоиды – про-дукты, образовав-шиеся в результате выжимания битуми-нозных веществ из пород при интенсив-ном давлении.

Битумоиды – (битумоподобные) – вещества, извлекаемые органическими растворителями из пород и горючих полезных ископаемых типа углей и горючих сланцев (Н.Б.Вассоевич, 1958).

Битум - термин применяется в трех принципиально разных понятиях [47].

1. Понятие генетическое (битум), включающее каустобиолиты нефтяного и нафтоидного рядов. Обязательной чертой битумов является эпигенетичность по отношению к вмещающей породе (т.е. миграционная природа скопления); растворимость не принадлежит к обязательным признакам.

2. Понятие аналитическое (битумоид), охватывающее сумму природных органических веществ, извлекаемых из породы или современных осадков принятыми в битуминологической практике растворителями (хлороформом, бензолом и др.). Обязательным признаком является растворимость; генетическое отношение к породе может быть различным.

3. Понятие техническое (технобитум), включающее природные асфальты, продукты переработки нефти, дегти, пеки и другие, используемые в качестве технического сырья. Определяющим признаком являются только технические свойства независимо от происхождения битума.

Под термином «битум» следует понимать нефть и всю совокупность родственных ей веществ, от газообразных (нефтяные газы) до твердых (вплоть до высших антраксолитов); другими словами, все нафтиды, нафтоидо-нафтиды и собственно нафтоиды (табл. 2).

Нафтобитумы – природные битумы, нацело растворимы в органических растворителях типа хлороформа. По классификации, принятой в СССР, охватывают нефти, мальты, асфальты, асфальтиты и озокериты[47].

Природные горючие (углеводородные) газы представляют собой, как правило, смесь различных газов. К наиболее распространенным в природе газам относятся метан, азот и углекислый газ. Эти газы, образующиеся при разнородных биохимических и химических процессах, встречаются в том или ином количестве в составе всех природных газов и нередко в виде значительных скоплений. Другие газы играют подчиненную роль, занимают лишь небольшой объем и редко образуют скопления. К числу последних относятся водород и сероводород, а также углеводородные газы – этан (С₂Н₆), пропан (С₃Н₈), бутан (С₄Н₁₀), отмечаются следы С₅ – С₈, а также другие газы, сопутствующие метану (СН₄ ).

Таблица 3. Типы природных газов земной коры [47]

Природная система	Дегазация или сепарация
	самопроизвольная (спонтанная)	принудительная
Подземный газ (пластовый)	Свободный газ	Газ дегазации и дебутаниза- ции сырого конденсата
Пластовая нефть	Нефтяной газ	Газ глубокой стабилизации нефти
Природная вода	Водорастворенный газ	Водорастворенный газ
Природные газогидраты	Газогидратный газ	Водорастворенный газ газогидратной воды
Горная порода	Природные газы открытого тре-щинно-порового пространства	Газы закрытых пор, окклюди-рованный, сорбированный, др.

Природные газы находятся на Земле в различном состоянии: свободные в атмосфере и газовых залежах, растворенные в водах, сорбированные, окклюдированные, в виде твердых растворов – газогидратов. Газы, растворенные в нефти и выделяющиеся при разработке и самоизлиянии, называются попутными. Высокое энергосодержание, способность к химическим превращениям, низкое загрязнение биосферы обусловливают использование углеводородных газов в качестве наиболее удобного топлива и ценного химического сырья. Главным компонентом природных горючих газов является метан.

Природный газ считается сухим, если он состоит главным образом из метана (85 – 95%), с низкими содержанием этана (10 – 5% и менее), практическим отсутствием пропана и бутана, с содержанием менее 10 см³/м³ способных конденсироваться жидкостей. Газ тощий – пластовый газ метанового состава с низким содержанием этана, пропана и бутана; количество конденсата - 10-30см³/м³. Газ жирный – пластовый газ с содержанием конденсата от 30 до 90 см³/м³ [47].

Природные газы бесцветные, легко смешиваются с воздухом, растворимость их в воде и нефти различна. Свойства газов на поверхности и в пластовых условиях отличаются, они во многом определяются термобарическими условиями и физико-химическими параметрами среды. На растворимость природного газа влияют температура, давление, состав газа и нефти. Растворимость газа в нефти повышается с ростом давления и уменьшается с ростом температуры; она растет в ряду С₁ – С₄. Растворимость газа уменьшается с увеличением плотности нефти. Давление, при котором данная нефть полностью насыщена газом, называется давлением насыщения; если давление в залежи падает, то газ выделяется в свободную фазу [47]. Химический состав природных газов неоднороден и зависит от условий их образования и нахождения в осадочной толще. Согласно классификации В.А.Соколова (1956-1967 г.г.), природные газы могут быть подразделены на газы: атмосферы, земной поверхности, осадочной толщи и изверженных пород. Каждый из этих типов газов имеет свои специфические особенности и может находиться в свободном, сорбированном и растворенном состоянии.

Свободные газы содержатся в порах горных пород и встречаются как в рассеянном виде, так и в виде скоплений. Рассеянные газы повсеместно пронизывают горные породы и содержатся в замкнутых и сообщающихся порах. Более или менее значительные концентрации газов возможны лишь в сообщающихся порах, в зонах повышенной кавернозности и трещиноватости и при определенных условиях приводят к формированию скоплений газов, имеющих промышленное значение.

Сорбированный газ удерживается на поверхности частиц породы (адсорбция) либо пронизывает всю массу плотных участков каждой частицы и минерала (абсорбция), нередко вступая при этом в химическое взаимодействие с последним (хемосорбция).

Растворенные газы – газы жидких растворов; включают газы, повсеместно распространенные в водных растворах и нефтях, пропитывающие горные породы и выделяющиеся из недр земной коры в виде минеральных и термальных источников [47].

Отличительной особенностью атмосферных газов является наличие свободного кислорода. Главными компонентами атмосферного газа являются азот, на долю которого приходится 78.09%, кислород, составляющий 20,95%, аргон – 0.93% и двуокись углерода – 0,03%, а также присутствуют неон (0,0018%), гелий (0,00052%), криптон (0,0001%), водород (0,00005%).

На земной поверхности процессы газообразования интенсивно протекают в условиях заболоченных площадей и в илистых отложениях на дне различных водоемов в результате анаэробного микробиального разложения органических остатков. Характерными компонентами этих газов являются метан, углекислый газ, сероводород. Нередко в них содержится и значительное количество азота, на долю которого приходится до 90% всех газов. В составе газов, образующихся в почвенных слоях, в результате процессов разложения органических остатков при свободном доступе кислорода обнаружены углекислый газ, метан, закись азота, окись углерода, водород, аммиак.

Среди природных газов осадочной толщи, образующих промышленные скопления, следует выделять: сухие газы, попутные нефтяные газы, газы конденсатных месторождений, газы каменноугольных месторождений [11, 14, 47, 49].

Попутные нефтяные газы - смесь предельных УВ состава С_n Н_2n+2, в которой кроме метана содержатся значительные количеств ТУВ: этан, пропан, изо-бутан, н-бутан. Наряду с этими УВ в них содержатся пары более ТУВ: н-пентана, изо-пентана, н-гексана, изо-гексана и другие. Суммарное содержание ТУВ в попутном газе достигает более 10 - 50%. В различных количествах в нем присутствуют углекислый газ, азот, сероводород, водород, гелий аргон и другие.

Газы газоконденсатных месторождений содержат ТУВ (свыше 10%); наличие тяжелых газообразных УВ является отличительной особенностью газов нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Газы каменноугольных месторождений обычно содержат много метана и в различной степени обогащены углекислым газом и азотом. Содержание двух последних компонентов в смеси газов обусловлено газообменом с атмосферой и увеличивается по мере приближения к поверхности земли. ТУВ, как правило, отсутствуют в газах угольных месторождений.

Природные горючие газы либо находятся в виде самостоятельных залежей в угольных, чисто газовых и нефтяных месторождениях, либо образуют так называемую газовую шапку над нефтяной залежью, либо содержатся в растворенном состоянии в нефти (попутные газы).

Основной характеристикой УВ – состава газов является количественное соотношение метана и ТУВ – показатель «сухости» газа обратная величина, характеризующая жирность газа (Черепенникова, 1955).

В настоящее время установлено, что гелий, содержащийся в природных горючих газах, образуется за счет радиоактивного распада урана и тория в породах различного состава. Принимая, что аргон преимущественно космического происхождения, по соотношению гелия и аргона устанавливается относительный возраст газа (Савченко, 1935).

Воздушный азот и азот, образующийся в процессе биохимического преобразования ОВ, составляют азот природных газов. Учитывая постоянство аргоново-азотного соотношения в воздушном газе, по соотношению аргона и азота в составе смеси природных газов к их отношению в воздухе устанавливается доля биогенного азота в природном газе (Савченко, 1935).

Основные физические свойства газов: растворимость (коэффициент растворимости УВ–газов в нефтях колеблется от 0,25 до 2). Количество газа, растворенного в 1 т пластовой нефти, называется растворимостью газа в нефти или газосодержанием, а количество добытого газа, приходящегося на 1 т добытой нефти, называется газовым фактором. Сорбция, фильтрация, вязкость, диффузия и другие [54, 55].

Решающую роль во всех процессах играют температура и давление, определяющие состав и состояние газовой смеси на поверхности и на различных глубинах в недрах земной коры. Увеличение температуры и давления может привести к полному растворению газов в нефти (и водах), то есть к образованию однофазной жидкой системы (с растворенным газом). Одновременно увеличение температуры и давления способствует растворению жидкой фазы в газе, и при достаточном количестве газов в условиях критических температур и давлений возможен переход смеси жидких и газообразных УВ в однофазное газовое состояние – газоконденсатное. Соответственно, в процессе миграции по мере снижения давления и температуры, происходит дифференциация состава нефтей и газов.

Конденсат – жидкий продукт сепарации подземных газов. Конденсат пластовых газов представлен в основном жидкими в нормальных условиях УВ. В высокотемпературных газовых струях зон активного вулканизма в составе конденсата преобладает вода. В промысловой практике имеют дело с конденсатом УВ состава. В него обычно входят преимущественно пентан и ТУВ алканового, цикланового и аренового состава. Плотность конденсата, как правило, не превышает 0.785 г/см³, хотя известны разности с плотностью до 0.820 г/см³. Конец кипения от 200 до 350 ⁰С. Различают конденсат сырой (полученный при сепарации) и стабильный( полученный путем глубокой дегазации сырого конденсата) Сырой конденсат содержит много газовых компонентов, особенно бутана. Стабильный конденсат практически содержит пентан и более тяжелые УВ. Количество конденсата в пластовых газах выражается либо отношением его объема к объему сепарированного газа (см³/м³), либо величиной газового фактора. Количество конденсата, отнесенное к 1 м³ сепарированного (свободного) газа, достигает 700 см³ [47].

Воды нефтяных и газовых месторождений содержат растворенные соли, ионы, коллоиды и газы. Под химическим составом вод понимают состав растворенных в них веществ. Основные ионы в природных водах - Cl^-, SO^2-₄, НCO^-₃, СО^-₃ , Na⁺, Са²⁺, Мg²⁺, К⁺, остальные относятся к числу микрокомпонентов, наиболее важные из которых J^-, Br^-, H²⁺₄. Суммарное содержание в воде растворенных ионов солей и коллоидов называют общей минерализацией воды. Вода минерализованная – вода содержащая более 1 г/кг растворенных солей (пресная – 1 г/кг). Воды минерализованные подразделяются на солоноватые (1 – 10 г/кг), соленые (10 – 35 г/кг) и рассолы (> 35 г/кг). Для большинства нефтяных и газовых месторождений характерны воды соленые и рассолы [47]. Важнейшие газы, растворенные в водах, - N, СО₂ и СН₄.

Различают ионную и эквивалентную формы для выражения содержания отдельных ионов в воде. Первая выражается в граммах на литр воды. Так как ионы реагируют между собой не в равных количествах массы, а в соотношениях, зависящих от эквивалентных масс, применяется эквивалентная форма. Содержание иона в эквивалентной форме выражается символом этого иона с добавлением индексов (rNa⁺, rCl^-). Для сравнения анализов вод разной минерализации миллиграмм-эквиваленты пересчитываются в проценты.

Для систематизации многообразных по химическому составу вод применяются разные классификации, среди которых в нефтяной практике наиболее применима классификация В.А. Сулина. Типы вод этой классификации используются как поисковый признак (табл.4).

Таблица 4. Классификация вод по В.А. Сулину [47].

Типы воды по В.А.Сулину	Значения классификационных коэффициентов
	Na/CI	(Na-CI)/SO4	(CI-Na)/Mg
Сульфатно-натриевый	>1	>1	<0
Гидрокарбонатно-натриевый	>1	<1	<0
Хлоридно-кальциевый	<1	<0	<1
Хлоридно-магниевый	<1	<0	>1

При незначительном отклонении от граничных значений воды относят переходным типам. Если воды лишены натрия и хлора, их относят к неопределенному типу. Кроме типов вод выделяют группы и подгруппы. Группа воды определяется по преобладающему аниону, а подгруппа – по преобладающему катиону [47, 53].

Физические свойства подземных вод: плотность (зависит от минерализации: чем выше минерализация воды, тем больше её плотность), удельный объем ( это, объем, который занимает 1 кг воды. В стандартных условиях удельный объем неминерализованной воды равен 0, 9972 дм³. С ростом давления объем воды уменьшается, а при повышении температуры увеличивается), объемный коэффициент (зависит от давления и температуры, степени минерализации воды и количества растворенного в ней газа), коэффициент сжимаемости (колеблется от 0,004 до 0,005 %), вязкость (в пластовых условиях изменяется от 0,03 до 0,18 Па^*с. С повышением температуры она уменьшается. Изменения давления и минерализации почти не оказывают влияния на вязкость) и другие.

При разработке нефтяных месторождений необходимо знать величину отношения вязкости нефти к вязкости воды. Чем меньше это отношение, тем легче осуществляется вытеснение нефти водой и достигается больший процент извлечения нефти.

Поверхностное натяжение пластовой минерализованной воды на границе с воздухом равно 0,07 – 0,08 Н/м. Величина поверхностного натяжения влияет на вымывающие способности воды: при меньшем поверхностном натяжении вода полнее вытесняет нефть из пласта.

Промысловая классификация подземных вод. В промысловой практике пластовой водой принято называть только ту воду, которая залегает в одном и том же пласте с нефтью или газом. Воды, принадлежащие водоносным пластам, не содержащим нефть, или другим нефтегазоносным пластам, называют чуждыми или посторонними, по отношению к данному нефтяному или газовому пласту.

Связанная вода содержится в нефтяной или газовой части всякого пласта. Она является водой неподвижной. Подвижная вода – это вода в углах пор, вода капиллярно-удержанная и капельная (табл. 5). Законтурная (краевая) вода подпирает пластовые нефтяную или газовую залежи. Подошвенная вода подпирает массивные нефтяную или газовую залежи. Она может быть и в пластовых залежах при заполнении нефтяного пласта не на всю мощность. Конденсационная вода образуется за счет конденсации водных паров. Верхняя вода залегает в пластах, расположенных выше продуктивного пласта. Нижняя вода залегает в пластах, расположенных ниже продуктивного пласта. Тектоническая вода проникает в нефтяной пласт по тектоническим трещинам. Технологическая вода закачивается в пласт при искусственном заводнении, согласно технологическому процессу разработки залежей. Техническая вода – фильтрат промывочной жидкости, проникшей в пласт в процессе вскрытия его добывающими или разведочными скважинами. Появление в пласте технической воды весьма нежелательно, так как в результате этого значительно снижается продуктивных скважин, особенно газовых.

Таблица 5. Промысловая классификация подземных вод [47]

пластовая вода		посторонняя (чуждая) вода
в продуктивной части пласта	в водоносной части пласта
1. Связанная 2. Подвижная	1. Законтурная (краевая) 2. Подошвенная 3. Конденсатная	Верхняя Нижняя 1. Тектоническая 2. Технологическая 3. Техническая