- •Общие сведения о горючих ископаемых – каустобиолитах
- •Классификации каустобиолитов
- •Элементный и компонентный состав нефтей
- •Физические свойства и фракционный состав нефтей
- •Геохимическая эволюция и физическая дифференциация нефтей
- •Классификации нефтей
- •Основные физические свойства природных газов
- •Характеристика компонентов природных газов
- •Классификации природных газов
- •Классификации природных газов по условиям (формам) нахождения в природе.
- •Классификации природных газов по химическому составу
- •Химический состав газов газовых залежей
- •Формирование газоконденсатных систем, их состав и свойства
- •Химический состав газов газонефтяных и нефтяных залежей
- •Газовые гидраты
- •Круговорот углерода в природе, его энергетические источники и значение для образования нефти и газа
- •Исходное органическое вещество осадочных пород
- •Седиментогенез и диагенез органического вещества
- •Состав преобразованного органического вещества
- •2. В классификации ов по фациально-генетическим признакам выделяется: сапропелевое, гумусовое, смешанное (сапропелево-гумусовое или гумусово-сапропелевое) и липтобиолитовое ов.
- •Вертикальная зональность процесса нефте- и газообразования
- •Нефтегазоматеринские и нефтегазопроизводящие толщи, принципы их диагностики. Понятие о нефтегазоматеринском потенциале ов
Геохимическая эволюция и физическая дифференциация нефтей
Факторы геохимической эволюции. Нефти, находящиеся в залежах могут изменять состав и свойства. Эти изменения происходят под влиянием катагенных, гипергенных и миграционных факторов (рис. 7). При этом катагенез и гипергенез определяют прямо противоположную направленность процессов изменения нефтей.
Катагенез нефтей. Среди катагенных факторов главное значение имеет температура. Под её воздействием молекулярные структуры нефтей распадаются на более простые и устойчивы соединения. Это: метан, низкомолекулярные гомологи метана и арены – бензол, нафталин. Наименее термоустойчивыми являются нафтены. В общем, этот процесс называют метаморфизмом или метанизацией нефтей. При нормальных гидростатических давлениях он протекает в интервале температур от 120 до 180°С.
В результате метанизации снижается плотность и вязкость нефтей, растет доля бензиновой фракции и газонасыщенность. В пределе жидкие УВ переходят в газообразное состояние, а смолисто-асфальтеновые вещества превращаются в асфальтовые битумы термально-метаморфической линии: кериты и антраксолиты.
Гипергенез нефтей. Гипергенез нефтей протекает в подзонах идио- и криптогипергенеза. Связан он с химическим окислением нефтей свободным кислородом и кислородом, растворенным в инфильтрационных водах. Гипергенез нефтей активно протекает также под воздействием анаэробных сульфатредуцирующих бактерий. Этот процесс биохимического окисления нефтей называется биодеградацией нефтей. При этом в первую очередь разрушаютсяалкановые УВ.
При гипергенезе нефтей в них увеличивается содержание нафтеновых и ароматических УВ, смолисто-асфальтеновых веществ и гетероатомных соединений и одновременно уменьшается содержание алканов и бензиновой фракции. В результате растет плотность и вязкость нефти, и она превращается в высоковязкие нефти (ВВН) и мальту, а затем другие природные битумы гипергенной линии: асфальты, асфальтиты, оксикериты и гуминокериты.
Физическая дифференциация нефтей. При фильтрации нефтей в порово-трещинном пространстве горных пород происходит адсорбция их тяжелых компонентов: смол, асфальтенов, гибридных и нафтеновых УВ, твердых парафинов. Происходит она также и за счёт опережающей миграции наиболее легких компонентов – алканов бензиновой фракции.
При этом химических превращений в нефтях не наблюдается, меняется только компонентный и фракционный состав нефтей. В результате в верхних частях разреза горных пород образуются залежи легких светлых нефтей – фильтратов, а на путях миграции образуются природные битумы фазово-миграционной линии: озокериты, гатчетиты. При поступлении газов или лёгких нефтей в залежи тяжёлых смолистых нефтей нерастворимые в алканах САВ выпадают в осадок. При высоких температурах в порах пород-коллекторов таких залежей образуются твёрдые битумы – кериты.
Классификации нефтей
Классификации нефтей используются для оценки состава, качества, технологических свойств, изучения истории образования и преобразования нефтей. Для этих целей составлены различные химические, генетические и геохимические классификации, а также технологическая классификация.
В основе технологической классификации принятой в России, лежат признаки, которые определяют технологические свойства нефти - это содержание: серы; светлых фракций, выкипающих до 350ºС; выход базовых масел; индекс вязкости масел; и содержание парафина. Каждому признаку присвоен свой индекс и подиндексы, которые определяют количественные параметры признаков (табл. 3).
Таблица 3. Технологическая классификация нефтей (ГОСТ 912-66)
Класс нефтей по содержанию серы, % |
Тип нефтей по содержанию фракций, выкипающих до 350 °С, % |
Группа нефтей по содержанию масел, % |
Подгруппа нефтей по индексу вязкости масел |
Вид нефтей по содержанию парафина, % |
I – менее 0,5 |
Т1 – 45 и более |
М1 – 25 и более |
И1 - более 85 |
П1 – до 1,5 |
II – 0,51-2,0 |
Т2 – 30,0-44,9 |
М2 - 15-25 |
П2 - 1,51-6,0 | |
М3 - 15-25 |
И2 - 40-85 | |||
III – более 2,0 |
Т3 - менее 30 |
М4 - менее 15 |
П3 более 6,0 |
Совокупность индексов образует шифр нефти, например: IТ2М3И1П3 означает, что нефть содержит менее 0,5 % серы, 30,0-44,9 % лёгких светлых фракций, способна дать 15-25 % базовых масел в расчёте на нефть и 30-45 % в расчёте на мазут с индексом вязкости выше 85 и содержит более 6 % парафина. Используя эту классификацию, можно легко представить товарные свойства любой нефти, технологическую схему её переработки и выход конкретных нефтепродуктов.
В основе химических классификаций лежат данные о соотношении углеводородных компонентов в составе нефтей - алканов, нафтенов и аренов в целом или только в составе бензиновой фракции, а также - показатели содержания серы, САВ, твердых парафинов и плотности нефти.
Общепринятой химической классификации в настоящее время нет. Среди классификаций последних десятилетий выделяются классификации М.А. Бестужева, Т.А. Ботневой (1987), А.Э. Конторовича, О.К. Стасовой. (1978) и Ал.А. Петрова (1984).
Генетические классификации основаны на учете признаков, которые характеризуют геолого-геохимические условия накопления ОВ и образования нефтей. Такую генетическую информацию несет состав и молекулярно-массовое распределение в нефтях хемофоссилий, а также фациально-генетический тип ОВ и степень его преобразования (окисленности или метаморфизма).
Генетические классификации используются для установления генетической принадлежности или однородности нефтей как по разрезу, так и по площади нефтегазоносного региона, а также - для прогноза перспектив нефтегазоносности изучаемого региона.
Геохимические классификации основаны на учёте признаков вторичного изменения состава нефтей в залежах, которые контролируются катагенетическими, гипергенными и миграционными факторами. Эти классификации также используются для прогноза нефтегазоносности, состава нефтей и направления их миграции. Примерами геохимических классификаций нефтей являются классификация В.А. Успенского, О.А. Радченко (1964); А.Н. Резникова (1968); В.С. Соболева (1978) и другие.
СОСТАВ, СВОЙСТВА И КЛАССИФИКАЦИИ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
Природные газы – смеси веществ, находящиеся в нормальных условиях в газообразном состоянии, и газы, выделяющиеся из состава природных систем иного агрегатного состояния, например: пластовых вод и нефтей, газовых гидратов. Являясь источником энергии и ценнейшим химическим сырьем, газы несут информацию об эволюции Земли как планеты и процессах, происходящих в недрах.
Среди природных газов выделяются горючие газы - это газы, способные гореть в смеси с воздухом в нормальных условиях. Горючими газами являются углеводородные газы: метан, этан, пропан, бутан, а также сероводород, водород, окись углерода и их смеси, при суммарном содержании азота и углекислого газа менее 80 %. Кроме газообразной формы и фазового состояния природные газы, в том числе и горючие, широко распространены в земной коре в водорастворённом состоянии. В огромных объёмах они растворены в нефти и образуют твёрдые растворы с водой, так называемые газовые гидраты.
Газы являются продуктом биохимических и термокаталитических преобразований ОВ, а также продуктом глубинных процессов. Часто природные газы сопровождают скопления нефти, образуя двухфазные нефтегазовые и газонефтяные залежи. В мире открыто более 18 тысяч газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих более 30 тыс. залежей, которые залегают преимущественно в осадочных породах. Их стратиграфический диапазон лежит в интервале от четвертичных до архейско-протерозойских отложений, при преобладающей концентрации запасов в меловых отложениях.
Глубина залегания месторождений варьирует от нескольких десятков метров до 8098 м (месторождение Миллс-Ранч, Северная Америка). Этим глубинам соответствует диапазон изменения пластовой температуры от минус 5°С в зонах многолетнемерзлых пород до 250 °С в зоне катагенеза, и диапазон изменения давления от 0,5 до 140 МПа и более. Теоретически, нижняя граница газоносности лежит на глубинах порядка 15'000 км, то есть за пределами технико-экономических возможностей производства геологоразведочных работ.
Более одной трети разведанных промышленных запасов газа сосредоточено в недрах России, а её доля в общемировой добыче газа составляет около 25 %. Основной целью геологии и геохимии газа, является научное обоснование направлений геологоразведочных работ, оценка прогнозных ресурсов и прирост промышленных запасов газа. Одной из важных задач является изучение ресурсов нетрадиционных источников газа: угольного, газогидратного и водорастворенного.