Роль нефти и газа в мировой политике и экономике

Основная  масса аренов нефтей представлена УВ гомологического ряда бензола - в  среднем 67% от общего количества аренов.

Элементарная  сера, растворенный сероводород и  серосодержащие органические соединения (меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, теофаны) в тех или иных количествах  присутствуют в нафтидах. Элементарная сера в нефтях присутствует в очень незначительных количествах. Сероводород (H₂S) в пластовых условиях может содержаться в природных газах и в растворенном виде в нефтях. Серосодержащие органические соединения присутствует в нефтях и ее производных и сосредоточены они в основном в асфальтово-смолистой фракции. Содержание серы в нефтях может достигать 5-6 %.

Кислород  в нефтях и ее производных присутствует в составе следующих соединений - нафтеновых кислот, фенолов, эфиров и  смолистых веществ.

Нафтеновые  кислоты - соединения, в которых одновременно содержатся нафтеновый цикл и карбоксильная (кислотная) группа (-СООН). В силу этого наиболее высоким содержанием нафтеновых кислот характеризуются нефти с преобладанием цикланов (нефти третичных отложений Калифорнии, п-ва Мангышлак и др.).

Фенолы и  эфиры в нефтях содержатся в очень небольших количествах. Эти соединения состоят из ароматического цикла, к которому присоединена гидроксильная группа - ОН.

Кислород  входит также в молекулы, составляющие смолы и асфальтены.

Азотистые соединения постоянно присутствуют в нефтях и ее производных. В среднем содержание в нефтях азотсодержащих органических соединений составляет I - 1,5%, причем большая их часть в асфальтово-смолистой части. Между содержанием азота и количеством смол в нефтях существует определенная зависимость. Более легкие, малосмолистые нефти всегда содержат меньше азота, чем высокосмрлистые.

Второе место  по содержанию после УВ в нефтях занимают смолисто-асфальтеновые вещества.

По строению и свойствам смолы аналитически подразделяются на бензольные и спиртобензольные. Бензольные смолы от спиртобензольных отличаются меньшим содержанием гетероэлементов и большим содержанием циклических структур. Содержание смол в нефтях может достигать 35% и более.

Асфальтены, наиболее высокомолекулярная фракция, отличаются от смол меньшим содержанием в молекулах водорода и значительно большим количеством ароматических циклов.

Содержание  асфальтенов в нефтях, как правило, не превышает 2-4%. В нефтях месторождений  юго-западной части Республики Саха (Якутия) средние содержания асфальтенов колеблются в пределах 0.8-3.5 % (вес).

 

2.3. Физические и физико-химические свойства нефтей и природных газов

>■ Нефть  - жидкий нафтид, в физическом  отношении коллоидно-дисперсная  система. Наиболее важными параметрами  нефти являются: плотность, вязкость.

Плотность - физическая величина, определяемая как отношение массы вещества к занимаемому им объему. Плотность нефти определяется при 20°С и к плотности воды при 4°С. Плотность нефтей выражается в граммах на кубический сантиметр. Величина плотности для различных по составу нефтей колеблется от 0,77 до 1 г/см³.

Вязкость - способность жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга под действием действующих на них сил. Различают вязкость абсолютную, измеряемую в паскалях на секунду (Па/с) в системе СИ (внесистемная единица пуаз - 0,1 Па/с), и кинематическую (отношение абсолютной вязкости к плотности жидкости), измеряемую в стоксах (один стоке в системе СИ – 10^-4 м²/с). Наименьшая вязкость у легких нефтей, вязкость также уменьшается с увеличением количества растворенного в нефти газа, с увеличением пластовой температуры.

Важным показателем  качества нефтей являются товарные свойства нефти, которыми определяются технологические  схемы переработки нефти, состав и качество продуктов нефтепереработки. По содержанию серы нефти делятся на три класса: малосернистые (содержание серы до 0,5%), сернистые(0,51 - 2%) и высокосернистые (более 2%). По содержанию парафина нефти делятся на три вида: малопарафиновые (не выше 1,5%), парафиновые (1,51 - 6%) и высокопарафиновые (более 6%). По содержанию смол различают нефти малосмолистые (до 5%), смолистые (5 - 15%) и высокосмолистые (свыше 15%).

Важнейшими  свойствами природных газов являются: плотность, растворимость (прямая и  обратная) и гидратообразование.

Плотность. На практике пользуются относительной плотностью газа, представляющей собой отношение массы единицы объема газа к массе единицы объема воздуха при 0°С и 760 мм рт. ст. Величина относительной плотности газов колеблется в пределах 0,6-1,5 кг/м³. Наименьшей плотностью обладают сухие метановые газы.

Растворимость. Растворимость прямая - свойство природных газов растворяться в нефти и пластовой воде при повышении давления и выделяться в свободную фазу при падении давления (в изотермических условиях). Растворимость газа в нефти зависит от состава нефти и газа, пластового давления и температуры. Давление, при котором дальнейшее растворение газа в нефти при данной температуре невозможно, называется давлением  насыщения.  Если давление  насыщения равно пластовому давлению, то пластовая нефть предельно насыщена газом. Количественное соотношение объема растворенного газа к объему нефти называется газовым фактором. Величина газового фактора нефтей в пластовых условиях колеблется в очень широких пределах- от первых единиц до 500 м'/м³. Углеводородные газы легче растворяются в нефти, чем в воде. Растворимость гомологов метана в нефти выше, чем метана. При падении давления газ выделяется из нефти, при этом первым выделяется метан, а затем его гомологи в порядке: этан-пропан-бутан-пентан. Сравнительно высокая растворимость природных газов в воде обусловливает существование огромных масс растворенного газа в пластовых водах. По расчетам специалистов, объем газа находящегося в свободном состоянии составляет только 6-9% от объема газа находящегося в водорастворенном состоянии.

Растворимость обратная - процессы протекающие в  направлении обратном обычному фазовому превращению при изменении давления в изотермических условиях, т. е. выделение  жидкости из газового раствора при снижении давления и ее испарение при повышении давления. Свойство легких жидких УВ при определенных термобарических условиях растворяться в газообразной среде приводит к образованию газоконденсатных смесей (конденсат). Газоконденсатные залежи широко распространены в литосфере. При разработке таких залежей получают газ и конденсат, представляющий собой бензинокеросиновую фракцию. Плотность конденсатов составляет 0,74-0,78 г/см³. Количество конденсата в газоконденсатных залежах колеблется в очень широких пределах: от первых десятков до 1000 г/м³.

Гидратообразование. Свойство природных газов (за исключением  гелия, неона, водорода ) при взаимодействии с водой образовывать при определенных температурах и давлениях кристаллогидраты ("твердый газ"). Кристаллогидраты представляют собой твердые кристаллические агрегаты плотностью 0,88-0,90 г/см³, похожие на снег или лед с общей формулой МхН₂О, где М - молекулы газа образующие гидрат. В 1 м³ газового гидрата может содержаться в зависимости от состава газа от 70 до 240 м³ газа. Газовые гидраты образуются, как правило, при низких температур (не более 10-15°С). Существуют техногенные и природные газовые гидраты. Техногенные гидраты представляют собой фактор осложняющий эксплуатацию газовых и нефтяных скважин, чаще всего, в зоне развития вечной мерзлоты, эксплуатацию газопроводов. Природные газовые гидраты могут образовываться непосредственно в осадочной толще - образование их возможно, чаще всего, в рыхлых осадках Мирового океана, а также в призабойной части продуктивного пласта и на контакте газ- вода газовых залежей.

 

 

 

ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ПОРОДЫ КАК ВМЕСТИЛИЩА НЕФТИ И ГАЗА

Земная кора сложена горными породами - естественными  минеральными агрегатами определенного  состава и структуры. В соответствии с происхождением различают три генетических класса: осадочные, магматические (изверженные) и метаморфические.

В настоящее  время открыто около 50 тыс. месторождений  нефти и газа и из них только около 0,1% месторождений приурочено к метаморфическим и изверженным  породам, другими словами, можно говорить о генетической приуроченности месторождений нефти и газа к осадочным породам.

Существует  большой спектр осадочных горных пород, состав и структура которых  зависят в самом общем виде от природно-климатических условий  осадконакопления, особенностей геологического развития той или иной территории.

Осадочные породы формируются из следующих основных компонентов:

- продуктов механического разрушения горных пород различного 
генезиса (обломочная часть);

• продуктов химических реакций, происходящих, главным образом, в водной среде (хемогенная часть);
• остатков животных и растительных остатков (биогенная часть);

- продуктов вулканической деятельности (вулканогенная часть). 
Осадочные породы в подавляющем своем большинстве состоят из

нескольких компонентов. Так, практически все осадочные породы содержат то или иное количество органического вещества (биогенная часть).

В силу гетерогенности компонентов, слагающих осадочные  породы, последние представляют собой  дисперсные среды, которые характеризуются свойствами - пористостью и проницаемостью.

3.1. Пористость горных пород

Пористость  горной породы - свойство породы, заключающееся  в наличии в породе пустот разного  генезиса (пор, каверн, трещин). Это свойство наиболее характерно для осадочных  пород.

Суммарный объем пустот в породе (пор, каверн, трещин) называют общей (абсолютной) или теоретической пористостью. Величина объема пустот, выраженная в процентах по отношению ко всему объему породы, называется коэффициентом пористости:

Кп⁼ S_Mп/ v,

 

где Кп - коэффициент пористости, Sмп- суммарный объем всех пустот в породе, v - объем породы.

Величина  объема пор зависит от взаимного  расположения обломочных зерен и  характера их укладки (рис. 1, 2, 3). Наименее плотная укладка равновеликих зерен  шарообразной формы характеризуется коэффициентом 47,6%.

 

 

 

Рис. 1. Наиболее плотное расположение зерен. Теоретический  объем пор 25,8%.

 

Рис. 2. Среднее  по плотности расположение зерен. Теоретический  объем пор 36,7%.

Рис 3. Наименее плотное расположение зерен. Теоретический объем пор 47,6%.

По своему генезису поры и другие пустоты в  породе могут быть подразделены на первичные и вторичные. Первичными называются пустоты существующие в  породе с момента формирования осадка. Вторичными называются пустоты, которые  возникли в уже сформировавшихся породах. Особенно велика доля вторичных пустот в карбонатных породах.

В породах  присутствуют как сообщающиеся между  собой пустоты, так и изолированные. Объем пустот, сообщающихся между  собой, называют открытой пористостью. Открытая пористость меньше абсолютной пористости на объем изолированных пор. В самом общем виде разница между этими величинами возрастает по мере увеличения степени постседиментационной преобразованности пород.

Однако, не по всем сообщающимся пустотам может происходить фильтрация флюидов. Это свойство породы определяется эффективной пористостью. Эффективная пористость - это объем пустот в породе по которому происходит движение жидкости или газа. Коэффициент эффективной пористости не имеет достаточно точного количественного определения, так как выделить долю пустот, по которым происходит фильтрация, принципиально не возможно. Чаще под эффективной пористостью понимают разность между открытой пористостью и объемом пор, занятых остаточной водой (К_пэф = К_по (1-К_0В).На практике величина определяемого коэффициента эффективной пористости будет зависеть от способа ее определения, поверхностно-активных свойств на границе раздела фильтрующихся флюидов и т.д.

По морфологическим  признакам выделяют межзерновую 
(гранулярную), каверновую и трещинную пористости. Морфология 
межзерновой пористости определяется пространственными соотношениями обломочных зерен новообразованных минералов в поровом пространстве и т.д. (рис. 4). Кавернам принято называть пустоты в горных породах размером более 1 мм. Наиболее широко каверны распространены в карбонатных породах, где они могут составлять существенную долю общей емкости. Трещинная пористость определяется густотой и раскрытостью трещин и, как правило, значительно меньше межзерновой пористости.

Размеры пор в горных породах, как правило, редко превышают 100 мкм.

Рнс. 4 Аутигенный кварц в поровом пространстве песчаника. Видны следы коррозии обломочных зерен (Кобяйская скв., нижняя юра, гл. 4130 м).  

Пористость  различных типов горных пород  колеблется в очень широких пределах. 

Для слабосцементированных  песков открытая пористость чаще всего  колеблется в пределах 20-40%, для песчаников - 5-30%, для известняков -1-15%, для доломитов - 3-20%.

В поровом  пространстве горных пород всегда присутствует вода. Отношение объема открытых пор породы, занятое водой, к общему объему открытых пор (открытая пористость) называется водонасыщенностью или коэффициентом водонасышенности. Определенный объем поровой воды удерживается у стенок пор, каверн и трещин поверхностно-молекулярными и капиллярными силами и не участвует в процессе фильтрации. Эта вода называется остаточной. Количество остаточной воды в пустотном пространстве коллектора зависит от структурных и текстурных особенностей породы, минералогического состава породы и цемента, от физико-химических свойств самой воды. Остаточная водонасыщенность выражается в процентах или в долях единицы. В самом общем виде карбонатные породы-коллекторы при равных фильтрационно-емкостных свойствах всегда характеризуются меньшими количествами остаточной воды по сравнению с терригенными породами-коллекторами. В терригенных породах-коллекторах остаточная водонасыщенность при прочих равных условиях (минералогический состав обломочной части и цемента, количество и тип цемента) уменьшается с увеличением проницаемости.