Физико-химические свойства газов

Физические свойства природных газов имеют большое значение для изучения процессов миграции УВ, их фазовых превращений, формирования, разрушения и разработки залежей нефти и газа.

Состояние газа определяется тремя параметрами: давлением, температурой и плотностью. В качестве стандартных условий при термодинамических расчётах принимают температуру равную 0 °С и давление 0,1 МПа. При прочих расчётах температуру газов принимают равной 20 °С.

Абсолютная плотность газа (ρ) – это отношение массы сухого газа (m) к его объему (v): ρ = m / v, выражаемое в килограммах на кубический метр (кг/м3) или в граммах на кубический сантиметр (г/см3). Часто используется понятие об относительной плотности газов. Это отношение плотности газа к плотности воздуха, которое является безразмерной величиной. У метана она равна – 0,55, этана – 1,04,.

В общем, плотность газа зависит от его химического состава, молекулярной массы, давления и температуры. Она уменьшается с ростом температуры и растет с повышением давления и молекулярной массы.

Критические параметры и состояние. Возможность существования газа в пластовых условиях в различных формах определяется термобарическими параметрами, то есть абсолютными значениями и соотношением температуры и давления.

Критическая температура (Ткр) - это температура, при которой исчезают все различия между жидкостью и её паром и, следовательно, плотность жидкости и пара становится одинаковой. При температуре выше критической вещество может существовать только в газообразном состоянии. В этом случае газ нельзя превратить в жидкость без понижения температуры никаким увеличением давления.

Таким образом, газом называется вещество, находящееся в газообразном состоянии при температуре выше критической, а паром – вещество, находящееся в газообразном состоянии при температуре ниже критической. Следовательно, пар можно превратить в жидкость увеличением давления, а газ – нельзя.

Метан, азот, водород, кислород и инертные газы находятся в недрах при температуре выше критической, поэтому не могут превращаться в жидкое состояние. Пропан, бутан, этан, углекислый газ и сероводород могут находиться в пластовых условиях при температурах ниже критических, что создает возможность превращения их в жидкость. Жидкий углекислый газ обнаружен во включениях в минералах.

Давление насыщения (упругость водорастворенных газов) – это пластовое давление, при котором подземные воды насыщены газом до предела. В этом случае при снижении пластового давления газ начнет выделяться из жидкости в свободную фазу. Происходить это будет до тех пор, пока в жидкости вновь не установится равновесие между пластовым давлением и растворимостью газа при данных условиях.

Растворимость газа в жидкостях. В пластовой нефти и воде растворено огромное количество газа. Растворимость газа является его важнейшим свойством, которое определяет физические характеристики флюидных систем. Зависит она от состава и соотношения жидкостей и газа, а также от давления и температуры. При небольших температурах и давлениях, до 5 МПа, растворимость газов подчиняется закону Генри, по которому количество газа (Vг), растворенного при данной температуре в единице объема жидкости (Vж), прямо пропорционально давлению газа (p).

Объем газа, растворенный в пластовых условиях в единице объема или массе жидкости и измеренный в нормальных условиях, называют газонасыщенностью (Г). Газонасыщенность, выраженную в кубических метрах газа, содержащегося в 1 м3 или 1 т жидкости (м3/м3 или м3/т) называют также газовым фактором (Гф).

Растворимость газа в нефти. От количества газа, растворенного в пластовой нефти, зависят её вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность.

Различные газы обладают разной растворимостью в нефтях, причем с уменьшением молекулярной массы газа его коэффициент растворимости снижается. Особенно плохо растворяется азот, затем метан. Хорошо растворяются в нефтях углекислый газ, этан и пропан. Большое значение для растворимости газов имеет состав нефтей. В легких метановых нефтях лучше растворяются гомологи метана, а в тяжелых нефтях лучше растворяется метан. Углеводородные газы хуже растворяются в нефтях с повышением температуры.

Растворимость газа в воде. Растворимость газовых компонентов в воде намного ниже, чем в нефти и зависит от состава газа, температуры, давления и минерализации воды. Наибольшей растворимостью обладают кислые газы (Н2S и СО2). С повышением температуры растворимость газов в воде вначале падает, достигая минимума у разных газов при 60-100 °С, а затем быстро растет, особенно при увеличении давления. С ростом минерализации воды растворимость уменьшается.

Растворимость нефти в газе. Испарение жидкостей в обычных изотермических условиях усиливается при понижении давления, а конденсация пара при повышении давления. При снижении температуры в изобарических условиях испарение понижается, а при повышении температуры увеличивается.

Однако когда природные газы находятся в пластовых условиях в околокритическом состоянии, то нефть начинает растворяться в газах, переходя в парообразное состояние. С ростом пластового давления испарение нефти увеличивается. В результае образуются конденсатные газы - газоконденсаты (ГК) или газоконденсатные системы (ГКС). И, наоборот, при падении давления начинается конденсация паров нефти.

Таким образом, газоконденсаты – это пластовые газообразные углеводородные системы, содержащие нефть в растворенном парообразном состоянии.

Газосодержание горных пород. Горные породы имеют ГФ от тысячных долей единицы, до десятков кубических метров на тонну. Наибольшим газосодержанием характеризуются ископаемые угли. Их газоносность повышается с глубиной и ростом степени метаморфизма углей, за исключением антрацитов, и достигает у каменных углей значений 50 м3/т горючей массы.

Вязкость газа – это внутреннее трение, возникающее при движении газа. В отличие от жидкости, вязкость газа растет с уменьшением молекулярной массы и увеличением температуры и давления. Это объясняется увеличением скорости движения и силы соударения молекул. Газы имеют очень низкую вязкость, например, вязкость метана при стандартных условиях в 100 раз ниже вязкости воды и составляет около 0,01 мПа∙с. Низкая вязкость газа обусловливает его способность относительно быстро перемещаться в пористых и трещиноватых горных породах при перепаде давления.

Диффузия газа или проникновение его молекул в другие вещества возможна практически в любой среде и подчиняется закону Фика: диффузия происходит в направлении убывания концентрации вещества. Она обусловлена тепловым движением молекул и является одним из механизмов переноса вещества, в результате которого происходит естественное выравнивание его концентрации.

Скорость диффузии газа зависит от его свойств и концентрации, а также от свойств проницаемой среды: пористости, проницаемости, влагонасыщенности, структуры порового пространства и размера пор. Диффузия растет с повышением температуры и уменьшается с ростом молекулярной массы газа. Диффузия играет существенную роль при эмиграции УВ из нефтепроизводящих пород в коллекторы и обуславливает значительные потери газа из залежей, вплоть до их полного уничтожения.

Фильтрация газа или эффузия – это движение газа через пористую среду под влиянием перепада давления. Фильтрация газа также подчиняется закону Дарси.

2. Нефтематеринские толщи (свиты, формации и др термины) и их особенности

Одним из важных вопросов при прогнозировании нефтегазоносное исследуемых территорий является выделение в разрезе нефтепродуцировавших (нефтегазоматеринских) толщ и регионально нефтегазоносных комплексов. Нефтегазоматеринские отложения накапливаются в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой в условиях относительно устойчивого погружения бассейна седиментации. Они содержат в повышенных концентрациях (0,5-5 %) органическое вещество, в котором присутствуют сингенетичные УВ. Породы с содержанием ОВ ниже 0,5 % даже при максимальной глубине погружения продуцируют очень малое количество УВ (менее 200 г/м3), недостаточное для образования промышленных скоплений нефти и газа.

В случае преобразования гумусового ОВ, захороненного в рассеянной форме, генерируются главным образом газообразные углеводороды и углистое вещество. Последнее распределено в породах в виде примеси (как правило, не более 5 %). При преобразовании гумусового ОВ в гомогенных концентрированных массах газообразные УВ (в основном метан) являются побочным продуктом процесса карбонизации ОВ, а основной продукт - углистое вещество - образует в земной коре самостоятельные геологические тела (пласты углей), в которых газ находится в виде примеси, составляя ничтожную долю их массы.

Все стадии преобразования сапропелевого ОВ сопровождаются газообразованием, но главными продуктами этого процесса следует считать нефть (образуется из рассеянного ОВ) и горючие сланцы (генерируются из концентрированных масс ОВ). Помимо газа, нефти и горючих сланцев в качестве продукта преобразования в этом процессе выступает остаточное ОВ, находящееся в рассеянном виде (не более 5 %, чаще 0,5 %) в осадочных породах нефтегазоносных районов.

Среди материнских выделяют породы, которые продуцировали преимущественно нефть или газ. Примером нефтематеринских пород может служить майкопская толща (палеоген) мощностью до 1000 м, широко развитая на Северном Кавказе, пример газоматеринских пород — устьтазовская серия (поздний мел) на севере Западной Сибири мощностью более 1000 м.

В каждой нефтегазоносной провинции выделяются нефтегазоносные комплексы, в которых сосредоточена основная масса выявленных в данной провинции ресурсов УВ. Так, в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции основные запасы нефти сосредоточены в нижнемело­вом комплексе. Нефте- и газосодержащие комплексы, как правило, располагаются выше нефте- и газоматеринских пород (на 0,4—0,8 км и более), что объясняется миграцией газа и нефти при формировании их залежей. Наряду с этим следует указать, что в Западной Сибири обнаружены место скопления газа и нефти в самих газоматеринских толщах.

Стратиграфические комплексы, характеризующиеся региональной нефтегазоносностью в пределах обширнейших территорий, охватывающих несколько крупных геоструктурных элементов рассматриваемой провинции, А.А. Бакиров предложил называть регионально нефтегазоносными комплексами. Последние могут быть сингенеточными и эпигенетичными, т.е. либо в них происходила генерация УВ, либо УВ поступили в них из других отложений. В зависимости от характера распространения нефтегазоносные комплексы подразделяются на региональные, субрегиональные, зональные и локальные.

Вместе с тем в каждой нефтегазоносной провинции в разрезе осадочных образований наряду с указанными стратиграфическими подразделениями, характеризующимися региональной нефтегазоносностью, выделяется ряд литолого-стратиграфических комплексов, в которых несмотря на наличие в разрезе проницаемых пород нет скоплений угле­водородов или же содержатся залежи явно вторичного происхождения, образовавшиеся за счет поступления УВ из основных нефтегазосодержащих комплексов отложений.

Выделение в разрезе исследуемой территории нефтегазопродуцировавших толщ и регионально нефтегазоносных комплексов необходимо проводить на начальной стадии поисково-разведочных работ на нефть и газ, чтобы обеспечить максимальную их эффективность.

3.Нерешенные и дискуссионные вопросы геологии нефти и газа

Биогенное или абиогенное происхождение, условий накопления и преобразования органического вещества в процессе литогенеза; процессов генерации, миграции и формирования (разрушения) залежей нефти и газа; основных закономерностей размещения скоплений нефти и газа в земной коре, дискуссионные вопросы стратиграфии.

Билет 11

Поиск по сайту: