Геология месторождении полезных ископаемых
жүктеу/скачать 2.85 Mb.
|
| Газ. Углеводородные газы, генерируемые в осадочной оболочке коры, могут находиться в различных состояниях: свободном, растворенном и твердом. В свободном состоянии они образуют газовые скопления промышленного значения. Углеводородные газы хорошо растворимы в подземных водах и нефтях. Газы газовых скоплений представлены в основном метаном (до 98,8%) с примесью его гомологами, а также неуглеводородных компонентов: углекислого газа и сероводорода. Газы, растворенные в нефтях, называются попутными нефтяными газами.
Физические свойства. 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. Растворимость углеводородных газов в нефти примерно в 10 раз больше, чем в воде. Конденсат — жидкая часть газоконденсатных скоплений, плотность их 698-840 кг/м3, практически полностью выкипают до 300°С и не содержат смолисто-асфальтовых веществ. Основные компоненты конденсата выкипают до 150-200°С. В составе конденсатов преобладают метановые углеводороды. Конденсат называют также светлой нефтью. Породы, содержащие нефть и природные газы Породы-коллекторы. Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке называются коллекторами. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), так и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы. Из определения пород-коллекторов следует, что они должны обладать емкостью, т. е. системой пустот - пор, трещин и каверн. Однако далеко не все породы, обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа, т.е. коллекторами. Поэтому при изучении коллекторских свойств горных пород определяют не только их пустотность, но и проницаемость. Емкость порового коллектора называется пористостью (рис. 15.1). Р азличают общую, открытую и эффективную пористость. Общая (полная, абсолютная) пористость - объем всех пор в породе. Соответственно коэффициент общей пористости кп педставляет собой отношение объема всех пор V} к объему образца породы У2, т. е. кп = V} /У2. При промышленной оценке залежей нефти и газа принимается во внимание открытая пористость - объем только тех пор, которые сообщаются между собой. Она характеризуется коэффициентом открытой пористости кп а — отношением суммарного объема открытых пор Vo к объему образца породы V2, т.е. кпо = Vo/У2. Рис. 15.1. Поровое пространство в горной породе: 1-минеральные зерна; 2-поровое пространство породы, занятое жидкостью или газом В нефтяной геологии понятие эффективной пористости определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Коэффициент эффективной пористости нефтесодержащей породы кп.эф равен отношению объема пор Уф через которые возможно движение нефти, воды или газа при определенных температуре и градиентах давления к объему образца породы: кпэф = ¥эф /У2. С глубиной залегания пористость горных пород обычно уменьшается (табл. 15.1). Таблица 15.1 Гравитационное уплотнение глинистых осадков по данным опорных скважин (по Н.Б. Вассоевичу)
Уменьшение пористости сопровождается отжиманием воды из глинистых пластов в песчаные. Обычно горные породы гидрофильны, т.е. смачиваются водой, а не нефтью. Вода постепенно впитывается в мельчайшие поры глин, заполненные нефтью и газом, и вытесняет из них нефть и газ в более крупные поры коллекторов. Вытеснение воды из глинистых осадков с возрастанием давления может иметь место только тогда, когда глинистые осадки чередуются с песчаниками. Песчаники, чередующиеся с глинами, играют роль естественных ”фильтропрессов“. При мощных толщах глин, в которых нет песчаных пропластков, воде некуда отжиматься, и она остается в глинах. Анализ кернового материала показал, что в природных условиях вода, нефть и газ могут отжиматься из почти непроницаемых глин во вмещающие их песчаники. Миграция нефти и газа из глинистых пород в пористые называется первичной миграцией. Движение нефти с водой вдоль пласта называется вторичной или латеральной миграцией. Нефть, которая сформировала залежи в породах, образовавшихся одновременно с нефтью, называется сингенетической. Залежи сингенетической нефти часто называются еще первичными залежами (по И.М. Губкину) В случае наличия мелкой трещиноватости или крупного нарушения в породах, перекрывающих первичную залежь или нефтематеринскую породу, нефть и газ под действием давления перемещаются по трещинам в зоны меньшего давления. Такая миграция нефти и газа называется вертикальной миграцией. При этом нефть и газ будут распространяться в ту или иную сторону от трещиноватой зоны вдоль коллектора, образуя в нем вторичные залежи нефти и газа. (И.М. Губкина). жүктеу/скачать 2.85 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|