Геология нефти и газа
Главным объектом изучения геологии нефти и газа являются образования и скопления углеводородов. На минеральном уровне это пузырьки углеводородных газов, капли жидких и включения твердых углеводородов в кристаллах, а также пленки вокруг минеральных и полиминеральных зерен. На породном уровне — рассеянные углеводороды и концентрированные скопления в отдельных пластах. На надпородном уровне — это… Читать ещё >
Геология нефти и газа (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
1. Химический состав и физические свойства газов и газоконденсатов
1.1. Понятие природного газа
1.2. Состав природных газов
1.3. Физические свойства природных газов
2. Построение всех видов залежей нефти и газа в ловушках различных типов
Заключение
Список литературы
Геология нефти и газа — прикладной раздел геологии, изучающий образования и скопления углеводородов в недрах земли, с целью научно обоснованного прогноза нахождения залежей нефти и газа, выбора рационального комплекса методов их поиска, разведки, подсчета запасов и оптимального режима разработки.
Задачи геологии нефти и газа: изучение вещественного состава углеводородов и вмещающих их пород (геохимия нефти и газа), сопутствующих им вод, форм залегания в недрах земли, условий формирования и разрушения, закономерностей пространственно-временного размещения залежей и месторождений нефти и газа, их генезиса.
Главным объектом изучения геологии нефти и газа являются образования и скопления углеводородов. На минеральном уровне это пузырьки углеводородных газов, капли жидких и включения твердых углеводородов в кристаллах, а также пленки вокруг минеральных и полиминеральных зерен. На породном уровне — рассеянные углеводороды и концентрированные скопления в отдельных пластах. На надпородном уровне — это залежи и месторождения, а на литосферном — нефтегазоносные зоны и бассейны, нефтегазоносные пояса и узлы нефтегазонакопления.
Геология нефти и газа начала становление как наука в первое двадцатилетие XX века в связи с появлением и распространением двигателя внутреннего сгорания и на начальном этапе накапливала и обобщала опыт поисковых работ.
1. Химический состав и физические свойства газов и газоконденсатов
1.1 Понятие природного газа
Природный газ (Compressed Natural gas) — смесь газов, образовавшаяся в недрах земли при анаэробном разложении органических веществ.
Природные газы — это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии.
Углеводородные газы, в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях — газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ обычно расположен в газовой шапке в повышенной части пласта.
Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует (это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворён в нефти. Этот газ будет, по мере снижения давления, выделятся из нефти при разработке месторождения и будет называться попутным газом.
В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворённого газа в нефти.
Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте.
От давления насыщения зависит газовый фактор — количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти.
Газы могут находиться в пласте в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.
В свободном состоянии они образуют газовые скопления промышленного значения. Углеводородные газы хорошо растворимы в подземных водах и нефтях. При определенных условиях они вступают в соединение с водой или переходят в твердое состояние (газогидраты).
Чистый природный газ не имеет цвета и запаха. Чтобы можно было определить утечку по запаху, в газ добавляют небольшое количество веществ, имеющих сильный неприятный запах (т. н. одорантов). Чаще всего в качестве одоранта применяется этилмеркаптан.
Для облегчения транспортировки и хранения природного газа его сжижают, охлаждая при повышенном давлении.
1.2 Состав природных газов
Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (СН4 — С4Н10, для Н.У. и С.У.), а также неуглеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He). При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С1-С4. Углеводороды С5 и выше в нормальных условиях находятся в жидком состоянии.
Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана (табл. 1).
Химический состав газа газовых месторождений, об. %
Содержание метана на газоконденсатных месторождениях — 75−95% (табл. 2).
Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. %
Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана — около 35−85%. Содержание тяжёлых углеводородов в попутном газе 20−40%, реже — до 60% (табл. 3).
Химический состав газа нефтяных месторождений (попутного газа), об. %
Данные по химическому составу газа используют проектировании комплексной разработки газового местоскопления. Изучение химического состава газов, в том числе растворенных в подземных водах, проводится также с целью решения некоторых геологических задач, связанных с прогнозированием нефтегазоносности.
1.3 Физические свойства природных газов
Химический состав природного газа определяет его физические свойства. Основными параметрами, характеризующими физические свойства газов, являются плотность, вязкость, критические давление и температура, диффузия, растворимость и др. (табл. 4).
Газ | Критические | Плотность 0,1 МПа и | Относительная | Молекулярная | Вязкость, мПа • с | Теплота сгорания | ||
температура, °С | давление, МПа | 0 °C, кг /м3 | (плотность) по воздуху | масса | (высшая). кДж/м3 | |||
Метан | — 82,1 | 4,49 | 0,7166 | 0,554 | 16,043 | 0,0109 | ||
Этан | 32,2 | 4,72 | 1,3561 | 1,038 | 30,070 | 0,0092 | ||
Пропан | 4,12 | 2,0193 | 1,523 | 44,097 | 0,80 | |||
Бутан | 3,68 | 2,6720 | 2,007 | 58,124 | 0,073 | |||
ПеНтан | 197,2 | 3,24 | 3,2159 | 2,491 | 72,147 | 0,0062 | ||
Воздух | — 140 | 3,65 | 1,2928 | 1,000 | 28,896 | 0,0181 | ; | |
Плотность газа — масса 1 м³ газа при температуре 0 °C и давлении 0,1 МПа. Единица плотности в СИкг/м3. На практике часто пользуются относительной плотностью газа (по отношению к воздуху).
Вязкость газов очень мала и не превышает 1−10−5 Пас. С повышением давления она увеличивается.
Для каждого газа существует температура, выше которой он не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление. Эта температура называется критической. Для метана критическая температура равна -82,1 °С. В недрах земной коры уже на небольшой глубине температура выше 0 °C, поэтому в земной коре метан не может быть в жидком состоянии. Гомологи метана (этан, пропан) в условиях земной коры могут находиться в жидком состоянии при давлении выше критического, т. е. давлении, ниже которого, как бы ни была низка температура, газ не переходит в жидкое состояние.
Диффузия — явление взаимного проникновения одного вещества в другое (при их соприкосновении), обусловленное движением молекул. Диффузия газов в осадочных толщах в естественных условиях осуществляется преимущественно через водонасыщенные поры и трещины пород. Вызывается она в основном разностью концентраций газа в смежных частях горных пород и протекает в направлении от большей концентрации к меньшей. Коэффициенты диффузии зависят от состава диффундирующего газа, от свойств среды, через которую происходит диффузия, и от термодинамических условий (коэффициенты диффузии увеличиваются с ростом температуры). Можно предполагать, что порядок величин коэффициентов диффузии п10−6 отвечает породам с сообщающимися порами или трещинами, заполненными водой.
Явление диффузии газов играет существенную роль в процессах формирования и разрушения залежей газа.
Растворимость газов при небольших давлениях (приблизительно до 5 МПа) подчиняется закону Генри, согласно которому количество растворенного газа прямо пропорционально давлению и коэффициенту растворимости. Коэффициенты растворимости газа в воде зависят от температуры и минерализации воды. Зависимость растворимости от температуры при невысоких температурах — примерно до 90 °C обратная, при более высоких температурах прямая. С ростом минерализации воды растворимость газа падает (табл. 5).
Минерализация, г/л | Темпе-ратура, °С | Давление, МПа | Растворимость ме-тана, см3 /л | Минера-пизация, г/л | Температура, °С | Давление, МПа | Растворимость метана, см /л | |
Примечание: Таблица составлена по данным Г. Лонга, Г. Чиеричи. | ||||||||
Растворимость углеводородных газов в нефти примерно в 10 раз больше, чем в воде. Жирный газ лучше растворяется в нефти, чем сухой; более легкая нефть растворяет больше газа, чем тяжелая.
При добыче нефти из скважин вместе с нефтью поступает попутный газ — до 500 м³ /м3. Содержание растворенного газа в воде значительно меньше. Максимальный газовый фактор пластовых вод редко превышает 10 м3 /м3. Считается рентабельной добыча газа из пластовых вод при газовом факторе 5 м3/м3. Запасы растворенного газа, как и запасы его в твердом состоянии, рассматриваются в качестве нетрадиционного источника газа для использования его в народном хозяйстве.
При уменьшении давления и повышении температуры из газонефтяного раствора выделяется газ: сначала наиболее трудно раство-римые углеводороды (СН4), а по мере уменьшения давления — последовательно более тяжелые углеводороды (С2Н6, С3Н8 и т. д.). Давление, при котором начинает выделяться газ, называется давлением насыщения.
Газ, растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает плотность, вязкость и поверхностное натяжение. Если объем газовой фазы значительно превышает объем нефти, то при давлении 20−25 МПа и температуре 90−95 °С наступает обратная растворимость — жидкие углеводороды начинают растворяться в газе, и при определенных давлении и температуре смесь флюидов полностью превратится в газ. Это явление называется ретроградным, или обратным, испарением. При понижении давления из смеси начинает выпадать конденсат в виде жидких углеводородов (С5Н12 + высш.). Это явление называется ретроградной конденсацией.
Конденсатом называют углеводородную смесь (С5+С6+высш.), находя-щуюся в газоконденсатной залежи в газообразном состоянии и выпадающую в виде жидкости при снижении пластового давления до давления начала конденсации и ниже его в процессе разработки залежи.
Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. В этот момент в пласте начнет выделяться конденсат, что не только приведет к потерям ценных УВ в недрах, но и отразится на подсчете запасов и показателях проектов разработки, поскольку изменится объем пустотного пространства пласта, состав и свойства газа.
Важной характеристикой газа газоконденсатных залежей является вели-чина конденсатно-газового фактора, показывающая количество сырого конденсата в см3, приходящегося на 1 м³ отсепарированного газа.
Количественное соотношение фаз в продукции газоконденсатных месторождений оценивается газоконденсатным фактором — величиной обратной конденсатно-газовому фактору, показывающей отношение количества добытого (м3) газа (в нормальных атмосферных условиях) к количеству полученного конденсата (м3), улавливаемого в сепараторах. Величина газоконденсатного фактора изменяется для разных месторождений от 1500 до 25 000 м3/м3. природный газ нефть топливо Под сырым конденсатом подразумевают при стандартных условиях жидкие углеводороды (С5+высш.) с растворенными в них газообразными компонентами (метаном, этаном, бутаном, пропаном, сероводородом и др.)
Стабильный конденсат состоит только из жидких углеводородовпентана и высших (С5+высш.). Его получают из сырого конденсата путем де-газации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в пределах 40−2000С. Молекулярная масса — 90−160.
Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.
По количеству конденсата газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150 см3/см3), средним (150−300 см3/см3), высоким (300−600 см3/см3) и очень высоким (более 600 см3/см3).
Физические свойства природных газов, которые были рассмотрены выше, играют заметную роль в процессах формирования залежей нефти и газа и в размещении их в земной коре. Например, миграция нефти через плохопроницаемые породы практически невозможна, в то время как нефть, растворенная в газе, может мигрировать через такие породы. Эти свойства имеют большое значение и должны учитываться также при разработке нефтяных и газовых местоскоплений.
2. Построение всех видов залежей нефти и газа в ловушках различных типов
Залежью нефти и газа называют скопление полезного ископаемого, возникшее под влиянием гравитационных сил в ловушке природного резервуара.
Ловушка — это часть природного резервуара, где уменьшаются скорости движения флюидов (воды, нефти, газа), происходит их дифференциация, и возникают скопления нефти и газа. Ловушка — это препятствие на пути движения пластовых флюидов. В строении ловушки участвуют коллектор и ограничивающие его непроницаемые отложения. Возникают ловушки на перегибах пласта-коллектора, в участках ограничения его тектоническими, стратиграфическими и литологическими экранами, в выступах и линзах.
Рис. 1. Пластовая сводовая залежь.
Тип резервуара — пластовый
Генезис ловушки — тектонический
Форма ловушки — перегибы пласта
Морфологический тип ловушки — сводовый перегиб
Рис. 2. Пластовая сводовая залежь. (Висячая залежь)
Тип резервуара — пластовый
Генезис ловушки — тектонический
Форма ловушки — перегибы пласта
Морфологический тип ловушки — сводовый перегиб
Рис. 3 Пластовая залежь в синклинали.
Тип резервуара — пластовый
Генезис ловушки — тектонический
Форма ловушки — перегибы пласта
Морфологический тип ловушки — сводовый перегиб
Рис. 4. Пластовая тектонически экранированная залежь.
Тип резервуара — пластовый
Генезис ловушки — тектонический
Форма ловушки — участки тектонического экранирования
Морфологический тип ловушки — экранирование тектоническими нарушениями
Рис. 5. Пластовая приконтактная залежь.
Тип резервуара — пластовый
Генезис ловушки — тектонический
Форма ловушки — участники тектонического экранирования
Морфологический тип ловушки — экранирование соляными и глиняными диапирами, жерлом грязевого вулкана а) жерло грязевого вулкана; б) соляной шток
Рис. 6. Пластовая литологически экранированная залежь
Тип резервуара — пластовый
Генезис ловушки — седиментационный
Форма ловушки — участки литологического экранирования
Морфологический тип ловушки — экранирование при литологическом замещении.
Рис. 7.Пластовая литологически экранированная залежь на моноклинали
Тип резервуара — пластовый
Генезис ловушки — седиментационный
Форма ловушки — участки литологического экранирования
Морфологический тип ловушки — экранирование при литологическом замещении.
Рис. 8. Пластовая стратиграфическая залежь.
Тип резервуара — пластовый
Генезис ловушки — денудационный
Форма ловушки — участки стратиграфического несогласия
Морфологический тип ловушки — экранирование угловое и стратиграфическое
а) построение линии стратиграфического экрана б) пластовая стратиграфически экранированная
Рис. 10. Массивная сводовая залежь.
Тип резервуара — массивный
Генезис ловушки — тектонический
Форма ловушки — выступы
Морфологический тип ловушки — поднятие без тектонических нарушений
Рис. 11. Массивная тектонически экранированная залежь.
Тип резервуара — массивный
Генезис ловушки — тектонический
Форма ловушки — выступы
Морфологический тип ловушки — структурный выступ, ограниченный тектоническими нарушениями
Рис. 12. Рифовая залежь.
Тип резервуара — массивный
Генезис ловушки — седиментационный
Форма ловушки — выступы
Морфологический тип ловушки - рифы, биогермы
Рис. 13. Массивная залежь в эрозионном останце
Тип резервуара — массивный
Генезис ловушки — денудационный
Форма ловушки — выступы
Морфологический тип ловушки — эрозионный останец осадочных пород
Рис. 14. Линзовидная приразрывная залежь.
Тип резервуара — линзовидный
Генезис ловушки — тектонический
Форма ловушки — линзы
Морфологический тип ловушки — линзы тектонической трещноватости
Рис. 15. Залежь линзовидная внутрипластовая
Тип резервуара — линзовидный
Генезис ловушки-седиментационный
Форма ловушки — линзы
Морфологический тип ловушки — линзы внутрипластовые
Рис. 16. Шнурковая, рукавообразная или баровая залежь.
Тип резервуара — линзовидный
Генезис ловушки — седиментационный
Форма ловушки — линзы
Морфологический тип ловушки — русловые и баровые тела
Рис. 17. Залежь линзовидная под поверхностью несогласия.
Тип резервуара — линзовидный
Генезис ловушки — денудационный
Форма ловушки — линзы
Морфологический тип ловушки — линзы выветривания.
Рис. 18. Условные обозначения
Заключение
Природный газ является высокоэффективным энергоносителем и ценным химическим сырьем. Он имеет ряд преимуществ по сравнению с другими видами топлива и сырья:
— стоимость добычи природного газа значительно ниже, чем других видов топлива; производительность труда при его добыче выше, чем при добыче нефти и угля;
— отсутствие в природных газах оксида углерода предотвращает возможность отравления людей при утечках газа;
— при газовом отоплении городов и населенных пунктов гораздо меньше загрязняется воздушный бассейн; - при работе на природном газе обеспечивается возможность автоматизации процессов горения, достигаются высокие КПД;
— высокие температуры в процессе горения (более 2000° С) и удельная теплота сгорания позволяют эффективно применять природный газ в качестве энергетического и технологического топлива.
Природный газ как промышленное топливо имеет следующие технологические преимущества:
— при сжигании требуется минимальный избыток воздуха;
— содержит наименьшее количество вредных механических и химических примесей, что позволяет обеспечить постоянство процесса горения;
— при сжигании газа можно обеспечить более точную регулировку температурного режима, чем при сжигании других видов топлива, это позволяет экономить топливо; газовые горелки можно располагать в любом месте печи, что позволяет улучшить процессы теплообмена и обеспечить устойчивый температурный режим;
— при использовании газа отсутствуют потери от механического недогорания топлива;
— форма газового пламени сравнительно легко регулируется, что позволяет в случае необходимости быстро обеспечить высокую степень нагрева в нужном месте.
Вместе с тем газовому топливу присущи и некоторые отрицательные свойства. Смеси, состоящие из определенного количества газа и воздуха, являются пожарои взрывоопасными. При внесении в такие смеси источника огня или высоконагретого тела происходит их возгорание (взрыв). Горение газообразного топлива возможно только при наличии воздуха, в котором содержится кислород, причем процесс возгорания (взрыва) происходит при определенных соотношениях газа и воздуха.
Теплота реакции горения выделяется мгновенно, продукты сгорания газа нагреваются и, расширяясь, создают в объеме, где они находились, повышенные давления. Резкое возрастание давления при сгорании газа в ограниченном объеме (помещении, топке, газопроводе) обусловливает разрушительный эффект взрыва.
При взрывах газовоздушной смеси в трубах с большим диаметром и длиной могут произойти случаи, когда скорость распространения пламени превзойдет скорость распространения звука. При этом наблюдается повышение давления приблизительно до 8 МПа (80 кгс/см2). Такое взрывное воспламенение называется детонацией. Детонация объясняется возникновением и действием ударных волн в воспламеняющейся среде.
Природные газы не ядовиты, однако при концентрации метана в воздухе, доходящей до 10% и более, возможно удушье вследствие уменьшения количества кислорода в воздухе. Горючие газы представляют значительную пожарную опасность; они сами легко воспламеняются, и их горение может вызвать ожоги или воспламенение других горючих материалов.
1. Е. Ф. Крейнин, Н. Д. Цхадая Нефтегазопромысловая геология: Учебное пособие. — Ухта, 2011;
2. Э. А. Бакиров, В. И. Ермолкин, В. И Ларин Геология нефти и газа: Учебник для вузов. — М, Недра 1990;
3. Геология нефти и газа: метод. указания к лабораторным работам / И. Н. Бармина. — Ухта: УГТУ, 2009.
4. С. С. Гейро Практикум по геологии и геохимии нефти и газа — Пермь, 1984;
5. Сайт http://dolgikh.com/