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.

2.Процесс первичной миграции нефти и газа. Современное состояние проблем.

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. В литературе часто используются близкие, но более узкие понятия «эмиграция», или «эвакуация», под которыми понимается процесс перехода флюидов: микронефти, газов и поровых нефтегазонасыщенных вод из нефтегазопроизводящих пород в коллектор. Преобладающее направление первичной миграции флюидов – субвертикальное, в область меньших пластовых давлений. Микронефть - это наиболее подвижная, или миграционноспособная, часть битумоидов (аллохтонные битумоиды), содержащая до 70-90 % нефтяных УВ и 10-30 % смол и асфальтенов.

Нефтепроизводящими породами являются глинистые, глинисто-карбонатные, карбонатные и реже - кремнистые породы, которые при вступлении в главную зону нефтеобразования, характеризующуюся температурой от 70 до 170 ºС генерируют нефть.

Высокие концентрации РОВ сапропелевого типа от 8 до 20 % характерны для доманикитов, которые имеют также и местные названия: бажениты, менилиты и другие. Кроме ОВ доманикиты содержат примерно в равных отношениях глинистые минералы с преобладанием монтмориллонита, органогенный кремнезём, и карбонаты.

Нефтегазопроизводящие породы, являясь тонкодисперсными, обладают высокой сорбционной способностью и высоким капиллярным давлением, что существенно осложняет эмиграцию микронефти, находящейся в рассеянном состоянии. Однако существуют различные процессы и факторы, создающие условия для её эмиграции. Связаны они в основном с внешними источниками энергии. Эмиграции микронефти в процессе погружения и литификации пород способствует рост: температуры; литостатического давления; градиентов пластовых давлений и концентраций подвижных жидких и газовых компонентов, а также - уменьшение сорбционной ёмкости материнских пород в процессе погружения и разнообразные геодинамические явления.

Снижение сорбционной способности материнских пород происходит за счёт преобразования их состава, структуры и увеличения температуры. В процессе погружения происходит снижение числа активных сорбционных центров в процессе гидрослюдизации глинистых минералов и их блокировки наиболее полярными кислыми компонентами РОВ, которыми являются смолисто-асфальтеновые вещества. С глубиной снижается полярность летучих продуктов катагенеза РОВ и глинистых минералов. Новые порции возрождённых (органогенных и дегидратационных) вод, газовых компонентов и низкокипящих УВ обладают повышенной растворяющей способностью и соответственно десорбирующими свойствами. В результате насыщения микронефти газами, особенно углекислым газом снижается её вязкость и увеличивается фазовая проницаемость.

При быстром погружении ОПБ происходит неравновесное уплотнение глин. Его суть состоит в том, что в результате быстро растущего литостатического давления и уплотнения пород, седиментационные, а затем возрождённые (дегидратационные и органогенные) воды не успевают удалиться из материнских пород в породы-коллекторы. Такое явление характерно для глинистых толщ, в которых отсутствуют прослои песчаных отложений, выполняющих дренажную роль. Вода, не удалившаяся в коллекторы, препятствует уменьшению пористости при уплотнении глин. В результате поровые воды начинают воспринимать литостатическое давление, глины приобретают высокую пластичность и в них образуются аномально высокие поровые давления (АВП_оД). Рост давления сопровождается увеличением пластовой температуры, которая вызывает объёмное расширение флюидов. Существенный вклад в возникновение АВП_оД вносит генерация УВ, за счёт которой также происходит увеличение объёма флюидов. С.Г. Неручев и др. (1987), А. Перродон (1991) и другие исследователи считают её основной причиной образования аномально высоких пластовых давлений (АВПД). Кроме того, А. Перродон допускает возможность образования в зонах АВПД за счёт генерации УВ не только повышенной трещиноватости пород, но и тектонических разрывов.

На поле пластовых давлений в упруго деформируемой среде большое влияние оказывают новейшие тектонические движения, а также постоянно меняющиеся напряжения, вызванные действием различных геодинамических процессов. Они способствуют как образованию аномально высоких пластовых давлений (АВПД), так и их релаксации.

В проблеме первичной миграции УВ наиболее сложными являются вопросы миграции микронефти. Из всех предложенных различными исследователями механизмов и форм её миграции долгое время в литературе рассматривались следующие варианты:

1) эмиграция с водой, которая может происходить в виде истинных растворов, коллоидов и эмульсий;

2) эмиграция в свободном состоянии;

3) эмиграция в растворе сжатых газов (в газовой фазе);

4) эмиграция в диффузионной форме;

5) эмиграция за счёт геодинамических явлений;

6) стадийная эмиграция в зависимости от изменения

Однако преобразование ОВ и образование УВ происходит в течение ряда стадий литогенеза в связи с изменением термобарических и геохимических условий. Соответственно этому эмиграция УВ также происходит стадийно при различном соотношении разных форм, факторов и механизмов. Выделяется три стадии эмиграции УВ из глинистых нефтегазоматеринских пород, сменяющие друг друга с глубиной. Их литификация протекает наиболее длительно. На первой стадии первичной миграции, протекающей до ГЗН, эмиграция УВ происходит в истинном или мицеллярном водном растворе, на второй стадии микронефть эмигрирует в свободном состоянии, на третьей стадии эмиграция лёгких жидких УВ газов происходит также в свободном состоянии, но газовой фазе.

3.Зоны нефтенакопления Беларуси

Большинство месторождений приурочены к шести зонам нефтегазонакопления Северо-Припятского (Северного) нефтеносного района (Судовицко-Березинской, Оземлинско-Первомайской, Александровско-Дубровской, Речицко-Вишанской, Червонослободской и Малодушинской), единичные залежи открыты в Комаровичско-Савичской зоне Южно-Припятского (Южного) района. Притоки нефти из отдельных скважин были получены на Восточно-Выступовичской, Радомлянской, Южно-Валавской, Ельской, Каменской, Западно-Бобровичской и Савичской площадях в Южном районе, Чистолужской, Оланской и Старомалодушинской в Северном районе. Судовицко-Березинская зона нефтенакопления расположена в Северной зоне бортовых уступов и включает Судовицкое, Березинское Восточно-Березинское и Отрубовское месторождения. Судовицкое нефтяное месторождение расположено в западной части зоны и содержит залежи нефти в подсолевом карбонатном комплексе в воронежском горизонте и в межсолевом комплексе в елецком горизонте. Залежь в воронежском горизонте пластовая сводовая тектонически и литологически экранированная. Оземлинско-Первомайская зона нефтенакопления расположена в погруженной части Речицко-Шатилковской ступени и контролируется Оземлинско-Первомайским разломом. Оземлинское месторождение нефти открыто в западной части зоны и содержит залежи в подсолевых семилукских и воронежских отложениях. Залежь семилукского горизонта пластовая, тектонически экранированная, а воронежского – пластовая тектонически и литологически экранированная. Александровско-Борщевская зона нефтенакопления расположена на востоке в погруженной части Речицко-Вишанской ступени и включает Дубровское месторождение на западе и Западно-Александровское, Александровское, Южно-Александровское и Борщевское месторождения нефти на востоке. Дубровское месторождение нефти расположено на склоне ступени и содержит залежи нефти в подсолевых семилукских и межсолевых задонско-елецких отложениях. Александровское месторождение нефти содержит залежь в межсолевых елецко-петриковских отложениях. Залежь приурочена к полусводу, примыкающему с севера к сбросу большой (до 1000 м) амплитуды и является пластовой сводовой, литологически ограниченной с севера, востока и запада и тектонически экранированной с юга. Речицко-Вишанская зона нефтегазонакопления приурочена к одноименной зоне поднятий, протягивается в субширотном направлении с запада на восток на 110 км, расположена в южной поднятой части Речицко-Шатилковской ступени и включает поднятое северное и опущенное южное крылья Речицко-Вишанского регионального разлома. Это наиболее крупная зона нефтегазонакопления, которая включает наибольшее количество месторождений и содержит основные разведанные запасы нефти Припятского прогиба. Она включает (с запада на восток) Восточно-Дроздовское, Борисовское, Вишанское, Мармовичское, Новодавыдовское, Полесское, Давыдовское, Новососновское, Хуторское, Западно-Сосновское, Славаньское, Сосновское, Пожихарское, Южно-Сосновское, Чкаловское, Осташковичское, Южно-Осташковичское, Западно-Тишковское, Тишковское, Южно-Тишковское, Речицкое, Днепровское, Красносельское, Ветхинское, Левашовское месторождения.

Осташковичское месторождение нефти расположено в поднятом северном крыле Речицко-Вишанской зоны поднятий и содержит залежи нефти в подсолевом карбонатном комплексе в саргаевских, семилукских и воронежских отложениях, в межсолевом комплексе в задонско-елецких и петриковских отложениях и в верхнесоленосном комплексе в лебедянском горизонте. Залежь нефти в задонско-елецких отложениях наиболее крупная в Припятском прогибе. Залежь контролируется брахиантиклиналью (рис. 105, 106), примыкающей с севера к зоне отсутствия межсолевых отложений. Залежь сводовая массивная с тектоно-стратиграфическим ограничением на юге. Речицкое месторождение нефти расположено в поднятом северном крыле Речицко-Вишанского регионального разлома и содержит залежи нефти в подсолевых и межсолевых отложениях. Залежи в подсолевых ланских, семилукских и воронежских отложениях пластовые тектонически экранированные с юга по разлому верхнесоленосными отложениями.

Билет 10

Поиск по сайту: