Нефть и газ

Игнатий Осипович Брод –  один из учеников академика Губкина – в 1951 г. по характеру природного резервуара выделил три типа залежей, которые прочно вошли в теорию и практику поисковых работ на нефть и газ:

1) пластовые залежи;

2) массивные залежи;

3) литологически ограниченные  со всех сторон залежи.

И.О.Брод удачно выделил эти  три типа залежей, и его классификация  залежей нефти и газа выдержала  испыта­ние временем. [6]

Пластовая залежь – это  скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве  непроницаемыми породами.

Ловушка для нефти и  газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые и пластовые  экранированные залежи.

Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются  на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки. [7]

Нефтяная залежь представляет собой скопление жидких углеводородов  в некоторой области земной коры, обусловленное причинами геологического характера. Часто нефтяная залежь имеет контакт с водяным пластом. При этом возможны два основных типа взаимного расположения. Если вода располагается ниже нефтяной залежи на всем ее протяжении, такую воду называют подошвенной. Если контакт с водой происходит в пониженных частях залежи, на ее крыльях в этом случае используется термин - контурная вода. Уровень, на котором расположена граница между нефтью и .водой, определяет положение водонефтяного контакта. [8]

Пластовая нефть — сложная  природная смесь жидких и газообразных углеводородов, содержащаяся в пласте-коллекторе в условиях пластовых давлений и температур, в зависимости от которых может находиться в виде однофазного флюида или распадаться на жидкую и газовую фазы. Газонефтяные насыщенные системы обычно образуются при давлениях насыщения, несколько больших или равных пластовым давлениям. В однофазных нефтяных недонасыщенных системах пластовые давления в разной степени превышают давления насыщения. Основные параметры пластовых нефтей: плотность (кг/м3), вязкость кинематическая (см2/с), вязкость динамическая (мПа•с), давление насыщения пластовых нефтей газом (МПа), коэффициент сжимаемости нефти, коэффициент растворимости газа в нефти, газовый фактор и др. По мере снижения пластового давления при разработке нефтяных залежей изменяются свойства пластовых нефтей, что обязательно учитывается при составлении проекта разработки залежи. С уменьшением степени газонасыщенности пластовой нефти возрастают значения её вязкости, плотности, поверхностного натяжения и др. Поэтому свойства пластовой нефти исследуются по недегазированным пластовым пробам, поднятым из забоя скважины глубинными пробоотборниками, где сохранены пластовые параметры природного резервуара. Глубинная проба обрабатывается на специальной аппаратуре способами контактного и дифференциального разгазирования и подвергается различным видам анализа. [5]

Нефтегазопроявлениями называются естественные выходы нефти и газа на поверхность в виде источников, пленок, пузырьков, а также незначительные притоки нефти (до 1 м3/сутки) и газа в скважинах при их испытании.

Основными параметрами  залежей нефти и газа являются: форма, размеры, тип углеводородов, геологические и промышленные запасы, контуры нефтеносности, газоносности, абсолютные отметки газо-водяных, газо-нефтяных, водонефтяных контактов, пластовое давление, пластовая температура, плотность нефти, абсолютные дебиты в скважинах (притоки за сутки), тип коллектора по пористости, проницаемости и др.

По типу углеводородов  залежи бывают газовые, нефтяные, газо-нефтяные (нефтяные с газовой шапкой), нефтегазовые (газовые с нефтяной оторочкой), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные (газоконденсатные с нефтяной оторочкой). [7]

Форма залежей  определяется формой ловушки и резервуаров. По этому показателю различаются  следующие типы залежей: пластовые  сводовые, массивные сводовые, пластовые  сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые тектонически экранированные. Наиболее распространенными являются пластовые сводовые залежи (Рис.4), в плане они имеют округлые, овальные формы. Залежи экранированного типа имеют в разрезе линзовидные, гнездовидные (карманообразные) формы, в плане – козырьковые (заливообразные), кольцевые, полосовидные, рукавообразные (шнурковые) и сложные формы. [5]

Размеры залежей. Показателями размеров залежей являются: длина, ширина, площадь, толщина, высота, объем. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от водонефтяного или газонефтяного контакта до наивысшей отметки ее кровли.

Промышленные  запасы нефти и газа – это количество углеводородов, находящееся в залежи. Измеряются в тоннах (для нефти) и  в кубических метрах (для газа). Промышленные запасы считаются по результатам бурения поисковых и разведочных скважин. По степени изученности они подразделяются на категории: высокие (А, Б), средние (С1), низкие (С2). Количество запасов зависит от размеров залежи и коэффициента пористости коллекторов, содержащих нефть и газ. На современном уровне развития техники извлечь всю нефть, находящуюся в залежи, невозможно. Количество нефти и газа, которое может быть извлечено из залежи современными методами, называется извлекаемыми запасами. Для нефти они составляют 15-60% от промышленных запасов. Коэффициент извлечения нефти из пласта, зависит от качества коллектора и самой нефти. Для чисто газовых залежей процент извлекаемых запасов близок к 100%.

Водонефтяным  контактом (ВНК) называется поверхность  раздела нефти и воды в подошве залежи. Его положение (абсолютная глубина) определяется при разведочных работах бурением скважин и их испытанием. Чаще эта поверхность бывает ровной, плоской, горизонтальной. Она характеризуется соответствующей абсолютной отметкой, а при наклонном ее положении дополнительно определяется угол наклона. Иногда ВНК имеет не плоскую, а неровную, извилистую форму. Для залежей газонефтяного типа кроме ВНК определяют газонефтяной контакт (ГНК), его положение (абсолютную глубину) и контур в плане. [15]

Внешний контур нефтеносности – это линия пересечения ВНК с кровлей залежи. Внутренний контур нефтеносности – линия пересечения ВНК с подошвой залежи. Для газовых залежей определяются внешний и внутренний контуры газоносности.

Газовая шапка  – это скопление свободного газа над нефтью в залежи. Наличие свободного газа в нефтяной залежи свидетельствует о том, что давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре, т.е. нефть полностью насыщена газом. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти и газовая шапка не образуется. Параметры газовой шапки определяются отдельно в ходе разведки залежи. [12]

Толщина продуктивного  пласта залежи определяется для расчета  объема залежи, она равна расстоянию по перпендикуляру от подошвы до кровли пласта. Если продуктивный пласт неоднороден по строению и содержит линзовидные включения непроницаемых пород, то определяют эффективную толщину, равную суммарной мощности проницаемых пропластков, насыщенных углеводородами. Она равна толщине пласта за исключением глинистых пропластков.

Коэффициент нефтенасыщенности  – это степень насыщенности пор  коллекторов нефтью. Он учитывает, что  не все поры заполнены нефтью, а  часть пор заполнена водой, сырая  нефть всегда содержит воду. Коэффициент нефтенасыщенности в нефтяных залежах колеблется от 0,7 до 1,0, он уменьшается по мере приближения к водонефтяному контакту.

Коэффициент газонасыщенности – степень насыщенности пор коллекторов  газом. Определяется для газовых  залежей методом отбора и анализа проб сырого газа. [17]

Ниже приводится классификация  залежей нефти и газа по А.А.Бакирову (рис. 5.1-5.8).

Рисунок. 5.1. Сводовые залежи: 
 
а – ненарушенные; б – нарушенные; в – структур, осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г – соляно-купольных структур; 1 – нефть в профиле; 2 – нефть в плане; 3 – стратоизогипсы по кровле продуктивного пласта; 4 – нарушения;  
5 – известняки; 6 – вулканогенные образования; 7 – соляной шток; 8 – пески; 9 – глины; 10 – грязевой вулкан и диапиры; 11 – мергели

Рисунок. 5.2. Висячие залежи структур: 
 
а – простого ненарушенного строения; б – осложненных разрывным нарушением;  
в – осложненных диапиризмом или вулканическими образованиями

Рисунок. 5.3 . Тектонически экранированые залежи: 
 
а – присбросовые; б – привзбросовые; в – структур, осложненных диапиризмом или грязевым вулканизмом; 
г – соляно-купольных структур; д – поднадвиговые

Рисунок. 5.4. Приконтактные залежи: 
 
а – с соляными штоками; б – с диапировыми ядрами или с образованиями грязевого вулканизма;  
в – с вулканогенными образованиями

Рисунок. 5.5. Залежи моноклинальных структур: 
 
а – экранированные разрывными нарушениями на моноклиналях; б – связанные с флексурными осложнениями моноклиналей;  
в – связанные со структурными носами на моноклиналях

Рисунок. 5.6. Литологически экранированные залежи: 
 
а – приуроченные к участкам выклинивания пласта – коллектора по восстанию слоев;  
б – к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми; в – запечатанные асфальтом

Рисунок. 5.7. Литологически ограниченные залежи: 
 
а – приуроченные к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные);  
б – к прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров (баровые);  
в – к гнездообразно залегающим песчаным коллекторам, окруженным со всех сторон слабопроницаемыми глинистыми образованиями

Рисунок 5.8. Залежи стратиграфического типа, связанные со стратиграфическими несогласиями: 
 
а – в пределах локальных структур; б – на моноклиналях; в – на поверхности погребенных останцев палеорельефа;  
г-на поверхности погребенных выступов кристаллических массивов

 

6. Аппаратура; условия измерения

Хроматограф –  это прибор, который используется для хроматографического разделения и анализа смесей веществ. В состав хроматографа входят:

1. система для  ввода исследуемой смеси веществ  (пробы);

2. хроматографическая  колонка;

3. детектирующее  устройство (детектор);

4. системы регистрации  и термостатирования;

5. отборные приспособления  и приёмники для разделённых компонентов (для препаративных и. производственных хроматографов). [9]

Различают газовые  и жидкостные хроматографы в соответствии с состоянием используемой подвижной  фазы. Наиболее широко в хроматографах  используется метод проявительной хроматографии (см. раздел «Классификация методов хроматографии»).

Хроматография (от греч. chroma, chromatos - цвет, краска), физико-химический метод разделения и анализа смесей, основанный на распределении их компонентов  между двумя фазами - неподвижной и подвижной (элюент), протекающей через неподвижную. Хроматографический анализ является критерием однородности вещества: если каким-либо хроматографическим способом анализируемое вещество не разделилось, то его считают однородным (без примесей). [10]

Принципиальным  отличием хроматографических методов  от других физико-химических методов  анализа является возможность разделения близких по свойствам веществ. После  разделения компоненты анализируемой  смеси можно идентифицировать (установить природу) и количественно определять (массу, концентрацию) любыми химическими, физическими и физико-химическими методами.

История метода:

Хроматографический  метод анализа был впервые  применён русским учёным-ботаником  Михаилом Семеновичем Цветом в 1900 году. Он использовал колонку, заполненную карбонатом кальция для разделения пигментов растительного происхождения. Первое сообщение о разработке метода хроматографии было сделано Цветом 30 декабря 1901 года на XI Съезде естествоиспытателей и врачей в С.-Петербурге. Первая печатная работа по хроматографии была опубликована в 1903 году, в журнале Труды Варшавского общества естествоиспытателей. Впервые термин хроматография появился в двух печатных работах Цвета в 1906 году, опубликованных в немецком журнале Berichte der Deutschen Botanischen Gesellschaft. В 1907 году Цвет демонстрирует Немецкому Ботаническому обществу образец хроматографа — прибора для осуществления процесса хроматографии. В 1910-1930 годы метод был незаслуженно забыт и практически не развивался. В 1952 году Дж. Мартину и Р. Синджу была присуждена Нобелевская премия по химии за создание метода распределительной хроматографии. С середины 20 века и до наших дней хроматография интенсивно развивалась и стала одним из наиболее широко применяемых методов анализа. [11]

Хроматография широко применяется в лабораториях и в промышленности для качественного и количественного анализа многокомпонентных систем, контроля производства, особенно в связи с автоматизацией многих процессов, а также для препаративного (в т. ч. промышленного) выделения индивидуальных веществ (например, благородных металлов), разделения редких и рассеянных элементов.

В некоторых  случаях для идентификации веществ  используется хроматография в сочетании  с другими физико-химическими  и физическими методами, например с масс-спектрометрией, ИК-, УФ-спектроскопией и др. Для расшифровки хроматограмм и выбора условий опыта применяют ЭВМ.

Основные достоинства  хроматографического анализа:

экспрессность; высокая эффективность; возможность  автоматизации и получение объективной информации;

сочетание с  другими физико-химическими методами;

широкий интервал концентраций соединений;

возможность изучения физико-химических свойств соединений;

осуществление проведения качественного и количественного  анализа;

применение  для контроля и автоматического регулирования технологических процессов. [10]