Природные горючие газы. Формы их нахождения (свободные, попутные, водорастворённые, рассеяные, газогидраты) и разнообразие их состава.

Природные газы — это углеводородные растворы, имеющие в атмосферных условиях газообразное состояние.

Природный горючий газ связанный с нефтяной залежью, спутник нефти – такой газ попутный, т.к. его добывают попутно с нефтью. Этот газ смесь предельных УВ состава С_nH_2n+2, в котором содержится метан, этан, пропан, бутан. Преобладает обычно метан до 98%, редко в газе присутствуют тяжёлые УВ пентана, гексана, гептана, могут содержатся углекислый газ, азот, сероводород и т.д.

Природные газы нахъодятся в земле в разном состоянии: газы в горных породах - свободные (поры, трещины, в скоплениях), растворённые (в растворах, нефтях), сорбированные (в минералах). Рассеянные газы присутствуют в небольших концентрациях в каждой горной породе. в сорбированном и растворенном виде.

В рассеянном газе много азота, а когда мигрирует постепенно обогащается метаном. Метан в залежи получается потом главным газом.

Водорастворенный газ - газ который содержится в пластовых водах, сопутствующих нефтегазовым месторождениям, причем содержание метана высоко.

Газовые гидрат ы – кристаллические соединения, образующиеся при определенных термобарических условиях из воды и газа. Гидраты газа относятся к соединениям переменного состава - нестехиометрическим. Впервые гидраты газов (сернистого газа и хлора) наблюдали еще в конце XVIII в.В общем виде состав газовых гидратов описывается формулой M*nH₂O, где М – молекула газа-гидратообразователя, n – число, показывающее количество молекул воды, приходящихся на одну молекулу газа (n может изменяться от 5.75 до 17)

Сухие газы- это в них тяжелых углеводородов меньше 10 см³/м³

Тощие — соответственно тяжелых УВ 10-30 см³/м³

Жирные — 30-90 см³/м³

Химический состав газов зависит от условий образования и нахождения в осадочной толще. Бывают газы атмосферные, земной поверхности, осадочной толщи, изверженных пород. В атмосферном газе наличие свободного кислорода, а главные компоненты N – 78%, О – 21%, Az – 0,93%, СО2 – 0,03% и другие. Болотный газ заболоченных и илистых площадей на земной поверхности содержит – метан, углекислый газ, сероводород. Газы образуются из разложения органических осадков при доступе кислорода. Газы осадочной толщи образуют промышленные скопления. Это сухие, попутные нефтяные, газы конденсатных месторождений, газы каменноугольные. Сухие газы это метан 98%, а также тяжёлые УВ (этан, пропан, бутан). В газоконденсатных месторождениях большое количество тяжёлых УВ (10%), это отличительная особенность газов нефтяных и газоконденсатных месторождений. Каменноугольные газы содержат много метана, обогащены углекислым газом и азотом, тяжёлых УВ нет. Природные газы находятся либо самостоятельными залежами в угольных, нефтяных и газовых месторождениях, либо образуют газовые шапки над нефтяной залежью, либо растворены в нефти. При постоянной температуре количество растворенного газа пропорционально давлению. По соотношению гелия в газах устанавливается относительный возраст газа. Доля биогенного азота в составе смеси природных газов устанавливается по соотношению аргона – азота. Химические свойства УВ газов от метана до паров гептана близки. УВ придельного ряда инертны к химическим реакциям, не поглощаются щелочами и слабо кислотами, хорошо растворяются в нефтяных и водных растворах электролитов, растворимость в жидкостях газов зависит от химического состава газа и жидкой фазы а также температуры и давления. Сорбируется меньше N, больше всех углекислый газ. Фильтрация газов определяется фильтрацией горных пород, плотностью и вязкостью газов, направлением в сторону меньшего сопротивления. Во всех процессах температура и давление играют важную роль в составе газов и состоянии газовой смеси на поверхности и в глубинах недр (tº и Р >, растёт растворимость газов).

 

 

Схема дифференциального улавливания УВ при латеральной миграции.

Миграция – это перемещение в осадочной породе. Путями миграции служат поры, трещины, каверны, а также поверхности наслоений, поверхности разрывных нарушений.

Первичная миграция перемещение в различные пористые и проницаемые породы-коллекторы рассеянных углеводородов.

Вторичная миграция — передвижение нефти и газа в пределах пласта-коллектора (латеральная, пластовая миграция) и из одного пласта в другой через толщу пород (вертикальная, межпластовая миграция).

Нефть и газ при миграции перемещаются в пласте-коллекторе и в первой же ловушке, встреченной ими образуется залежь.

Наиболее важными причинами миграции — это уплотнение пород, гидродинамический, гравитационный.

Латеральная миграция — это (боковая миграция) ведущая миграция при формировании промышленных скоплений нефти.

Дифференциальное улавливание - это когда флюиды (газ, нефть, вода) внутри пласта, в котором есть ловушки, распределяются закономерно. То есть при ступенчатом расположении структурных ловушек по восстанию слоев газовые залежи сменяют нефте-газовые, а потом нефтяные. Это происходит только в случае миграции нефти и газа в свободном состоянии в виде струи. И обязательное условие это превышение давления насыщения газа над пластовым давлением. Если нефти и газа достаточно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции. То первая заполняется только газом, вторая – может нефтью и газом, третья – лишь нефтью. В этом случае происходит так называемая дифференциация нефти и газа. То есть струя газа хорошо мигрируети поэтому она опережает нефть и занимает самую нижнюю ловушку. Такая ловушка не может принимать нефть, поэтому нефть располагается в ловушке выше.

Необходимое условие образования залежи – наличие над пластами-коллекторами непроницаемых, или слабопроницаемых пород – флюидоупоров и замкнутых структур. Например, наличию покрышек кунгурской соли (нижняя пермь) обязаны своей сохранностью гигантские залежи газа, конденсата и нефти в массивных карбонатных резервуарах по периферии Прикаспийской синеклизы. Но чаще роль покрышек играют глины.

Латеральная миграция играет основную роль при офрмировании первичных залежей, которые сформировались в пределах нефтематеринских свит.

В зависимости от физического состояния нефти и конкретных геологических и термобарических условий масштабы латеральной (внутриформационной), так и вертикальной (межформационной) миграции могут быть различными. Для латеральной миграции допускаются расстояния измеряемые сотнями километров.

 

 

Оценка прогнозных ресурсов нефти и газа.

Ресурсы

Р есурсы нефти, горючих газов, конденсата (категория D) — весовое количество нефти и конденсата или объемное количество газа на дату оценки в возможных залежах регионально продуктивных литолого-стратиграфических комплексов на перспективных структурах и прогнозных территориях, приведенные к поверхностым условиям.

Прогнозные ресурсы категории D1 — ресурсы нефти, газа, конденсата, содержащееся в возможных залежах литолого-стратиграфических комплексов с доказанной нефтегазоносностью на прогнозной территории — на структурах 1 порядка, используемые для обоснования наиболее эффективных направлений геологоразведочных работ и прироста запасов нефти на предстоящие 5 лет и на перспективу (10-15 лет), а также для обоснования долгосрочных схем развития добычи нефти, горючих газов и конденсата.

 

Прогнозные ресурсы категории D2 — ресурсы нефти, газа, конденсата, содержащееся в возможных залежах литолого-стратиграфических комплексов, нефтегазоносность которых доказана на структурах 1 порядка, сходных с прогнозными, используемые при планировании региональных работ и выборе направлений ранних этапов поиска.

ДОПОЛНЕНИЕ

Структуры I порядка это:

1 - региональные поднятия

2 - выступы

3 - седловины

4 - впадины

5 - свод

Нефтегазоносность ресурсов категории D1 обусловлена, то есть количественная оценка основана на результатах геофизических и геохимических исследований и аналогий с изученными залежами в тех же комплексах в пределах оцениваемой структуры 1 порядка.

Нефтегазоносность ресурсов категории D2 обусловлена, то есть количественная оценка основана на общих геологических представлениях и аналогии с другими более изученными структурами 1 порядка с разведанными залежами в оцениваемых комплексах.

Границы ресурсов категории D1 охватывают

1) ловушки, подготовленные к глубокому бурению

2) ловушки, выявленные по геологическим и геофизическим данным

3) территории с ловушками, предполагаемыми на основании закономерностей их распределения, установленными на смежных, хорошо изученных территориях.

Границы ресурсов категории D2 охватывают территории с нефтегазоносными комплексами, погруженными значительно ниже глубин, достигнутых бурением или нефтегазоперспективными комплексами, продуктивность которых еще не доказана.

1) ловушки, подготовленные к глубокому бурению

2) ловушки, выявленные по геологическим и геофизическим данным

3) территории предполагаемыми ловушками