- •По дисциплине «Геология и геохимия нефти и газа»
- •Часть I. Геохимия нефти и газа
- •1.1 Общие сведения о горючих ископаемых – каустобиолитах 7
- •1.2 Состав, свойства и классификации нефтей 18
- •1.3. Состав, свойства и классификации природных газов 36
- •1.4 Происхождение нефти и газа 60
- •1.5 Литогенез и образование нефти и газа 69
- •Часть II. Геология нефти и газа
- •2.6. Природные резервуары и нефтегазоносные комплексы 94
- •2.7. Формирование и разрушение месторождений (залежей)
- •2.8. Залежи и месторождения нефти и газа, их классификации и
- •2.9. Нефтегазогеологическое районирование и закономерности
- •2.10.3. Контроль знаний модуля 2_10
- •Контроль знаний модуля Введение
- •Общие сведения о горючих ископаемых – каустобиолитах
- •Контроль знаний модуля 1.1.
- •Состав, свойства и классификации нефтей
- •2.1 Элементный и компонентный состав нефтей
- •2.2 Физические свойства и фракционный состав нефтей
- •2.3 Геохимическая эволюция и физическая дифференциация нефтей
- •1.2.4 Классификации нефтей
- •3.Состав, свойства и классификации природных газов
- •3.1 Основные физические свойства природных газов
- •3.2 Характеристика компонентов природных газов
- •3.3 Классификации природных газов
- •3.4 Химический состав газов газовых залежей
- •3.5 Формирование газоконденсатных систем, их состав и свойства
- •3.6 Химический состав газов газонефтяных и нефтяных залежей
- •3.7 Газовые гидраты
- •1.3.8. Контроль знаний модуля 1_3
- •1.4.Происхождение нефти и газа
- •4.1. Развитие представлений о происхождении нефти и газа и их значение для науки и практики
- •4.2 Различия органических и неорганических концепций. Основные гипотезы и факты неорганической концепции
- •4.3 Основные положения и факты органической теории
- •4.4 Варианты решения проблемы происхождения нефти и газа в органической теории. Гибридные представления о происхождении нефти газа
- •Контроль знаний модуля 1_4
- •5.Литогенез и образование нефти и газа
- •5.1 Круговорот углерода в природе, его энергетические источники и значение для образования нефти и газа
- •5.2 Исходное органическое вещество осадочных пород
- •5.3 Седиментогенез и диагенез органического вещества
- •5.4 Состав преобразованного органического вещества
- •5.5 Генетические и геохимические типы нерастворимого органического вещества
- •5.6 Концентрации органического вещества в осадочных породах разных формаций
- •5.7 Формы нахождения органического вещества, фациальные условия формирования и формационный состав основных нефте- и газообразующих осадочных пород
- •5.8 Катагенез органического вещества и его факторы
- •5.9 Шкала градаций катагенеза органического вещества
- •5.10 Вертикальная геохимическая или термобарическая зональность процесса нефте- и газообразования
- •5.11 Характеристика главных зон нефте- и газообразования
- •5.12 Нефте- и газоматеринский потенциал осадочных пород
- •5.13.Контроль знаний модуля 1_5
- •6.Природные резервуары и нефтегазоносные комплексы
- •6.1 Породы-коллекторы
- •2.6.1.1 Основные свойства пород-коллекторов
- •2.6.1.2 Классификации пород-коллекторов
- •2.6.1.3 Изменение коллекторских свойств пород с глубиной
- •2.6.2 Флюидоупоры и ложные покрышки
- •2.6.3 Природные резервуары
- •2.6.4 Ловушки нефти и газа
- •2.6.5 Нефтегазоносные комплексы
- •2.6.6 Термобарические условия в природных резервуарах и нефтегазоносных комплексах
- •2.6.6.1 Горное и пластовое давление
- •2.6.6.2 Причины образования аномальных пластовых давлений
- •2.6.6.3 Геотермические условия в природных резервуарах и нефтегазоносных комплексах
- •2.7. Формирование и разрушение месторождений (залежей) нефти и газа
- •2.7.1 Первичная миграция нефти и газа
- •2.7.2 Вторичная миграция. Классификация миграционных процессов
- •2.7.3 Факторы вторичной миграции нефти и газа
- •2.7.4 Масштабы и направление миграции нефти и газа
- •2.7.5 Аккумуляция нефти и газа в ловушке
- •2.7.6 Время, продолжительность и скорость формирования залежей нефти и газа
- •2.7.7 Методы определения времени формирования залежей нефти и газа
- •2.7.8 Факторы разрушения залежей нефти и газа
- •2.7.9. Контроль знаний модуля 1_7
- •2.8. Залежи и месторождения нефти и газа, их классификации и параметры
- •2.8.1 Масштабы проявления нефтегазоносности на Земле
- •2.8.2 Элементы залежей нефти и газа
- •2.8.3 Классификация и номенклатура залежей нефти и газа по фазовому состоянию
- •2.8.4 Понятие о запасах и ресурсах нефти и газа и их классификации
- •2.8.5 Разделение залежей (месторождений) по величине запасов
- •2.8.6 Классификации залежей нефти и газа по генетическому типу ловушек и по форме природных резервуаров
- •2.8.7. Контроль знаний модуля 1_8
- •2.9. Нефтегазогеологическое районирование и закономерности размещения скоплений нефти и газа в земной коре
- •2.9.1 Цели и основные задачи районирования
- •2.9.2 Принципы и систематические единицы нефтегазогеологического районирования
- •2.9.3 Классификации нефтегазоносных провинций и нефтегазоносных бассейнов
- •2.9.4. Закономерности размещения скоплений нефти и газа в земной коре
- •2.9.5. Контроль знаний модуля 1_9
- •10.Основы разработки нефтяных и газовых месторождений
- •10.1.Объект и система разработки
- •10.2.Классификация и характеристика систем разработки
- •10.3.Контроль знаний модуля 1_10
- •11.Основы технологии переработки углеводородного сырья
- •11.1.Производство бензинов с улучшенными экологическими характеристиками
- •11.2.Улучшение экологических характеристик моторных топлив
- •11.3. Технологические процессы переработки углеводородных систем, улучшающие экологические качества бензинов.
- •11.3.1.Реформулированные моторные топлива
- •11.3.2.Каталитический риформинг
- •11.4 Реактивное топливо
- •2.11.5.Дизельные топлива с улучшенными экологическими характеристиками
- •2.11.5.1.Загрязнение окружающей среды при использовании дизельных топлив
- •2.11.6 Котельные топлива с улучшенными экологическими характеристиками
- •2.11.7.Рациональные направления переработки углеводородных газообразных систем.
- •Контрольные вопросы 11.2:
- •Контрольные вопросы 11.6.1
- •Литература
2.6.6 Термобарические условия в природных резервуарах и нефтегазоносных комплексах
Давление является одним из основных источников энергии в природных резервуарах и нефтегазоносных комплексах и на этом основании является одним из основных факторов нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
2.6.6.1 Горное и пластовое давление
Различают два основных вида давлений: горное и пластовое.
Горное давление - это давление, под которым находится горная порода в какой-либо точке литосферы Земли. Оно создается суммарным действием геостатического и геодинамического давления.
Геостатическое или литостатическое давление обусловлено весом горных пород с насыщающими их флюидами в интервале от земной поверхности до точки измерения. В соответствии со средней плотностью осадочных пород, равной 2,31 г/см3, градиент геостатического давления составляет 0,0231 МПа на 1 м толщины пород.
Геодинамическое или геотектоническое давление связано с тектоническими процессами, вызывающими напряжения в горных породах, и имеет две составляющие: вертикальную и горизонтальную.
Пластовое давление - это давление, под которым находятся жидкости и газы, заполняющие поровое пространство пород-коллекторов. Пластовое давление определяет силу, движущую флюиды в природных резервуарах и является важным параметром, характеризующим энергетический потенциал залежей нефти и газа в недрах, а также определяет их фазовое состояние и состав.
Вода в пласте может находиться в статических и динамических условиях, то есть быть подвижной или неподвижной, но в обоих случаях наряду с понятием «пластовое давление», как синоним, используют и другое понятие: «гидростатическое давление».
Гидростатическое давление определяется весом столба неподвижной жидкости высотой от точки измерения до поверхности жидкости или пьезометрической поверхности.
Пьезометрическая (напорная или потенциометрическая) поверхность представляет собой поверхность равновесия, на которой устанавливаются уровни подземных вод в различных скважинах, вскрывших один и тот же водоносный горизонт. В статических условиях пьезометрическая поверхность имеет горизонтальное положение, а в динамических условиях – наклонное. Наклон указывает на направление движения вод от области питания к области разгрузки.
Для приблизительных расчетов, когда не известен характер изменения плотности флюидов по вертикали, используется величина условно гидростатического давления. Это - пластовое давление равное весу воображаемого столба пресной воды с плотностью 1 г/см3 и высотой от точки залегания исследуемого пласта до земной поверхности (устья проектируемой скважины). Положение пьезометрической поверхности при этом не учитывается.
Вертикальный градиент условно гидростатического давления (при плотности воды 1 г/см3) равен 0,01 МПа/м. Фактически значение градиента пластового давления может достигать 0,013 МПа/м.
В природе существуют инфильтрационные и элизионные гидродинамические системы. В инфильтрационных системах источником питания и создания напора являются воды земной поверхности, фильтрующиеся в недра под действием силы тяжести, то есть напор в них образуется под действием гидростатической нагрузки этих вод.
Инфильтрационные системы могут находиться в двух состояниях: статическом и динамическом. В статических инфильтрационных системах нет области разгрузки вод, поэтому их движение в пласте отсутствует и пьезометрическая поверхность расположена горизонтально на уровне области питания (рис. 20, пласт I). Однако чаще подземные воды имеют область разгрузки и поэтому находятся в динамическом состоянии. Областями разгрузки вод служат области связи ПР с дневной поверхностью: выходы пласта на земную поверхность или в акваторию (рис. 20, пласт II), пересечение пласта разрывным нарушением, работа эксплуатационных скважин. В таких случаях пьезометрическая поверхность наклонена в направлении движения пластовых вод. Её положение определяется линией, соединяющей точки выхода водоносного пласта на земную поверхность в областях питания и разгрузки вод (рис. 20, пласт II). Таким образом, при наличии движения вод, устанавливается гидродинамическое пластовое давление.
Рисунок 20 – Схема распределения приведенных давлений (П) при горизонтальном и наклонном положении пьезометрической поверхности в инфильтрационных системах (по З.А. Табасаранскому; 1982)
Для определения величины напора подземных вод или определения наклона пьезометрической поверхности М.А. Жданов в 1933 году предложил использовать приведенные или пьезометрические давления, которые рассчитываются от какого-либо уровня приведения – уровня моря, водонефтяного контакта, или от какой-либо условной горизонтальной поверхности до пьезометрической поверхности данного пласта (см. рис. 20, условная поверхность). Приведенные давления в одних и тех же скважинах по разным поверхностям сравнения отличаются друг от друга, но перепады давлений, определяющие величину напора и направления движения жидкостей в пласте, остаются неизменными.
На рисунке (см. рис. 20) видно, что приведенные давления (напоры) для пласта I во всех скважинах равны, поскольку пьезометрическая поверхность горизонтальна, а для пласта II они уменьшаются от скважины 1 к скважине 3, то есть по направлению движения подземных вод.
Во флюидоупорах природных резервуарах выделяется поровое давление. Поровое давление (Рпор) это давление, действующее на флюиды в поровом пространстве пород, не обладающих эффективной пористостью и имеющих весьма низкую проницаемость. Поровое давление может расти и в пределе достигать значений литостатического давления. В этом случае аномально высокое поровое давление (АВПоД) приводит к гидроразрыву пород, разрушению стенок скважин и прихвату бурового инструмента.
Однако аномально высокое давление может возникать и в породах, обладающих эффективной пористостью, то есть в породах-коллекторах.
Таким образом, пластовое давление обусловлено давлением флюидов заполняющих пустотное пространство породы. Оно определяет силу упругого сжатия флюидов, которая оказывает давление на вмещающие породы или их скелет. Следовательно, пластовое давление препятствует процессу сжатия пород под действием горного давления. Разность между горным Рг и пластовым Рпл давлением показывает величину эффективного давления сжатия скелета горной породы или уплотняющего давления Ру:
Ру = Рг - Рпл.
Уплотняющее давление растет в породах-коллекторах при разработке нефтяных и газовых залежей. Иногда за счет этого коллектора теряют свою эффективную проницаемость.