Роль нефти и газа в мировой политике и экономике

Во-первых, эти  вариации обусловлены рельефом местности, а во-вторых, тем, что пьезометрические поверхности чаще всего располагаются под углом к горизонтальной поверхности.

При этом угол наклона пьезометрической поверхности  прямо пропорционально определяется через приведенные давления, рассчитываемые от условно выбранной поверхности. На рис. 19 приведенные давления равны:

Рис. 19. Схема  распределения гидростатических давлений и пьезометрической поверхности.

P¹₁=P₁+h₁/10; P¹₂=P₂+h₂/10; P¹₃=P₃+h₃/l0.

 

Величина приведенного давления в  любом участке пласта определяется высотой пьезометрической поверхности над поверхностью приведения. Жидкость в резервуаре будет двигаться в сторону наклона пьезометрической поверхности, т. е. движение флюида в пласте-резервуаре всегда направлено в сторону меньших приведенных давлений.

В ловушках заполненных  водой давление изменяется пропорционально  глубине измерения.

В ловушках содержащих газ, нефть и воду возникает избыточное давление над гидростатическим, которое пропорционально высоте залежи газа или нефти. На рис. 20 показана пластовая сводовая залежь газа. В т. А гидростатическое в случае заполнения водой Р = (Н_ув - h_4ув) /10 = h_1ув/10, в случае заполнения ловушки газом Р= (H_ɣв - [h_2ɣг + h_ɣв]) / 10.

Определим разницу  давлений:

δР = [Hγв - (h_2γг + h_Зγв)[/10   - Н_γв – h_4γв = γв(h₄- h₃) - h_2γг/10    ;

          так как h₄ - h₃ = h₂   то δР = h₂ (γв - γг)/10

 

где h₂ - высота газовой залежи.

Гипсометрическая  поверхность

 

Гповерхность  сравнения 

Рис. 20 Расчет избыточного  давления в газовой залежи.

Аналогичный расчет можно сделать и для нефтяной залежи:

δР = h (γв -γн)10

где h - высота точки над разделом нефть - вода, (γ_в - γ_н) - разница удельных весов воды и нефти в залежи.

По Р.Г.Семашеву в инфильтрационных системах количество поступающей в единицу времени Q_пост. не равно количеству жидкости, удаляющейся из системы в единицу времени Q_yд; другими словами, для инфильтрационных систем должно соблюдаться соотношение Q_nocт ≤ Q_yд. В случае Q_пост >Q_yд в водонапорной системе появляется избыточное количество жидкости, которое приведет к приращению давления. Водонапорные системы, в которых пластовое давление выше гидростатического, называются элизионными (рис. 20). В элизионных системах это избыточное (по отношению к гидростатическому) давление возникает за счет выжимания вод из уплотняющихся, главным образом, глинистых пород в породы-коллекторы, с одной стороны, и полузамкнутым или замкнутым характером водоносной системы по отношению к поверхности, с другой.

В элизионных системах часто возникают условия, при которых пластовое давление значительно превышает гидростатическое. Такое давление называется аномально высоким пластовым давлением (АВПД). По  мнению  разных  исследователей  к  АВПД относятся  давления, превышающие гидростатическое более чем на 10-30 % (рис. 21). В числе основных факторов приводящих к возникновению АВПД исследователи называют - гравитационное уплотнение осадочных пород, приток высоконапорных флюидов в гидродинамически замкнутые резервуары, возникновение различных локальных геологических причин. К числу последних можно отнести, например, процесс перехода гипса в процессе дегидратации в ангидрит, повышение в силу каких-то причин температуры в пределах "запечатанной" залежи, "сохранение" давления в залежи, испытавшей подъем к земной поверхности и т.д.

Рис. 21. Основные закономерности изменения пластовых давлений с глубиной. I - гидростатическое давление; II - геостатическое давление; заштрихована   зона развитая АВПД.

  В некоторых нефтегазоносных бассейнах наблюдаются пластовые давления ниже гидростатического - аномально низкие пластовые давления (АНПД). Чаще всего АНПД фиксируется в нефтегазоносных бассейнах, где развиты толщи многолетнемерзлых пород. По Н.В. Черскому толща многолетнемерзлых пород изолирует водоносные горизонты как от источников питания, так и от областей разгрузки, что и является основной причиной возникновения АНПД. Формирование криолитозоны сопровождается понижением температуры, что несомненно также сказывается на возникновении АНПД. Так, во всех глубоких скважинах пробуренных в пределах Вилюйской синеклизы, в мезозойском разрезе выше региональной сунтарской глинистой покрышки нижнеюрского возраста, фиксируется АНПД. АНПД фиксируется и на большей части территории Непско-Ботуобинской антеклизы.

Температура является важнейшим параметром, определяющим состояние флюида (газ, жидкость) в пласте. Повышение или понижение температуры неизбежно сказывается на фазовом соотношении флюидов, находящихся в пласте. Температура является важнейшим фактором в процессе литофикации осадочных пород, в процессе генерации углеводородов.

По современным  представлениям тепловая энергия Земли  имеет, главным образом, глубинное происхождение и связана с радиоактивным распадом изотопов урана, тория, калия и с гравитационными процессами в мантии. По оценке Н.Л.Добрецова на континентах вклады радиогенного тепла коры и мантии примерно равны, а на океанических плитах (вне активных зон) заметно преобладает вклад мантии. Кроме того, ряд исследователей считают, что существенную роль в общем тепловом балансе Земли играет солнечная радиация, которые рассматривают осадочную толщу аккумулятором солнечной энергии.

Основными характеристиками теплового поля Земли являются тепловой поток и геотермический градиент.

Тепловой поток (ТП) определяется как произведение вертикального геотермического градиента в приповерхностной зоне литосферы и теплопроводности, слагающих ее пород. В значительной степени величина ТП определяется рельефом дневной поверхности и кристаллического фундамента, характером вертикальных движений литосферы, движением подземных вод, ландшафтно-климатическими условиями.

Многими исследователями  отмечается, что ТП на древних платформах отличаются стабильностью (40-45' мВт/м²). В самом общем виде ТП зависит от возраста складчатости и складчатого основания. Минимальные значения ТП устанавливаются в пределах кристаллических щитов (например, 20-30 мВт/м² на Анабарском щите), максимальные (70-74 мВт/м² - в кайнозойских подвижных поясах. С уменьшением возраста складчатости (возраста складчатого основания и платформы) увеличивается    неоднородность    теплового    поля.    Во    многом    это определяется теплофизическими свойствами пород - теплопроводностью (Вт/м-град) и теплоемкостью (Дж/кгград) пород.

Теплопроводность - свойство горной породы передавать тепло от более нагретых элементов породы (разреза) к менее нагретому элементу. Основные виды передачи тепла в горных породах - кондуктивная (лучистая) - за счет передачи тепла через минеральный скелет породы и конвективная - за счет движения флюидов в породах .

Экспериментально показано, что в самом общем виде теплопроводность горных пород зависит от пористости и плотности пород. Чем ниже пористость и выше плотность пород, тем выше теплопроводность пород. Среди литологических типов пород теплопроводность возрастает в ряду глины - песчаники - карбонатные породы - каменная соль. Теплофизические свойства пород существенно влияют на геотермический градиент.

Геотермический  градиент (ГГ) понимается как прирост температуры в °С на 100 м. Среднее мировое значение ГТ 3.3°С/100 м., а пределы колебания от 0.5-1 до 20 °С/100 м. В нефтегазоносных бассейнах преобладают значения ГГ - 1.8-3°С.

Геотермический  градиент отражает скорость нарастания температуры с глубиной. ГГ зависит от теплофизических свойств пород. Это отчетливо видно на рис. 22. Наличие в разрезе мощных толщ, сложенных глинистыми породами, характеризующимися низкой теплопроводностью, будет сопровождаться уменьшением величины ГГ, Напротив, наличие в разрезе каменной соли, обладающей высокой теплопроводностью, приведет к увеличению величины ГГ. Массивы каменных солей в разрезе называют "холодильниками", а наличие в разрезе мощной глинистой толщи приводит к увеличению пластовых температур, поскольку глинистые породы затрудняют свободную конвекцию тепла и являются как бы "изоляторами" тепла.

Изменение температуры в недрах оказывает существенное влияние на флюиды, находящиеся в породах-коллекторах. Как уже отмечалось, повышение температуры сопровождается повышением пластового давления. Повышение температуры вызывает снижение вязкости нефти и повышение вязкости газа. С изменением температуры изменяется соотношение газообразной и жидкой фаз. Например, количество газа, которое может раствориться в нефти (газовый фактор), может достигать при высоких температурах и давлениях 1100 м³ в одном кубическом метре нефти. При высоких температурах в пласте могут происходить процессы парообразования и конденсации, протекающие в обратном направлении обычному фазовому превращению (жидкость - пар), т.е. выпадение жидкости из газового раствора (ретроградное растворение') и ее испарение при повышении давления (ретроградное испарение). Среди природных

Теплопроводность горных пород колеблется в широких пределах - от 0.04 до 11 Вт/м-град

 

 

 

 

Рис. 22. Геотермическая характеристика разреза скв. 166 Туймазинского района (по Еременко, 1968).

 

 

растворов способностью к ретроградным превращениям обладают газоконденсаты. Зависит от пластовой  температуры и количество газа растворенное в пластовой воде. В целом растворимость  углеводородных газов в воде несколько  ниже, чем в нефти. С повышением температуры растворимость газовых компонентов сначала падает, достигая минимума при 60 -100°С, а затем быстро увеличивается.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ГЛАВА 5. ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ И ПРИРОДНОГО ГАЗА

Многочисленные  гипотезы происхождения нефти, высказанные  с мчала VII века до настоящего времени, несмотря на большое разнообразие подразделяются на две группы- органического и неорганического происхождения.

6.1. Неорганические (абиогенные) гипотезы происхождения нефти и газа

Одним из первых идею неорганического происхождения нефти в середине XIX века выдвинул французский химик Вертело, который высказал предположение о том, что нефть образовывается в недрах Земли из минеральных веществ.

Д.И.Менделеев изложил  свою гипотезу неорганического происхождения нефти. Образование УВ в недрах Земли, по его мнению, происходит в результате взаимодействия карбидов металлов с водой. 11амример, с карбидом железа: 2Fe + 3H₂0 = Fe20₃ + СгНб.

В 1892 г. В.Д.Соколовым  была высказана гипотеза космического происхождения нефти. По его мнению, в составе первичного газопылевого облака, из которого образовалась Земля, находились УВ. По мере формирования Земли УВ оказались в мантии. По мере остывания мантии УВ выделяются из нее и мигрируют в литосферу.

В XX веке идея неорганического синтеза УВ наиболее активно развивалась в Советском Союзе (Н.А.Кудрявцев, В.Е.Перфильев) и США (Мак-Дерлот). Н.А.Кудряцев в 1954 г. выдвинул гипотезу образования УВ а мантии. По его предположению из углерода и водорода, имеющихся в магме, образуются углеводородные радикалы СН, СНа, СНз, которые как и водород выделяются из магмы при снижении температуры и давления.

Пока нет  ни теоретических, ни экспериментальных  данных, которые могли бы показать возможность неорганического синтеза  не метана или отдельных простейших УВ, а сложной и закономерной по составу системы УВ, азотистых, сернистых, кислородных и металлоорганических соединений, весьма сходных по комплексу признаков с биоорганическим веществом. Все основные доводы в пользу неорганической гипотезы происхождения нефти являются косвенными и допускают двойственное объяснение, как с позиции неорганического, так и органического генезиса нефти.

В качестве основных аргументов в пользу неорганического происхождения нефти сторонники этого направления приводят следующее:

• присутствие в спектре космических тел соединений углерода с водородом;
• наличие в атмосфере планет Солнечной системы метана;
• возможный синтез УВ неорганическим путем;
• присутствие горючих газов в вулканических газах;
• обязательное насыщение нефтью всего разреза в нефтегазоносном районе ("закономерность Кудрявцева") от самого верхнего продуктивного горизонта вниз до пород фундамента включительно;
• наличие нефти в изверженных породах и породах кристаллического фундамента;
• региональная приуроченность скоплений нефти и газа к зонам глубинных разломов.

5.2. Гипотезы органического происхождения нефти и газа

Органическое  происхождение нефти и природного газа в настоящее время признается большинством специалистов нефтяной геологии. Это положение обуславливается  большим количеством геологических, геохимических и химических доводов.

К числу основных геологических доводов можно  отнести:

• абсолютное большинство известных скоплений нефти и газа (99.9%) приурочено к осадочным образованиям от протерозоя до четвертичных;
• неравномерность скоплений нефти и газа в литосфере; приуроченность абсолютного большинства скоплений к определенным тектоническим элементам земной коры.