НЕФТИ И ГАЗА

(курс лекций)

 

ГЛАВА 1. РОЛЬ НЕФТИ И ГАЗА В МИРОВОЙ ПОЛИТИКЕ И ЭКОНОМИКЕ

Нефть человеком используется очень давно. Её добывали и использовали ещё за 5-6 тыс. лет до н. э. Вначале нефть применялась в медицине, строительном деле, для освещения и в военном деле в виде зажигательного средства.

До второй половины XIX столетия нефть в очень небольшом количестве в естественных выходах её на дневную поверхность. Глубина колодцев редко достигала нескольких десятков метров. В Китае ещё за 200 лет до н.э. бурились скважины при помощи бамбуковых штанг.

Бурение скважин при помощи буровых станков началось в середине XIX столетия. Первые нефтяные скважины ручными буровыми станками были пробурены в Баку, на Северном Кавказе, в Прикаспийской низменности. Первые скважины, глубиной до 70 м, давшие фонтаны нефти, были пробурены на Кубани (1864 г.) и на Алшеронском полуострове (1869 г., Балаханы). Официальная дата возникновения нефтяной промышленности в России - 1.871 г.

Росту добычи нефти способствовало освоение способов переработки нефти. В начале XIX века появились первые нефтеперегонные установки для получения керосина.

Большой вклад в развитие нефтеперерабатывающего производства и использования нефти и продуктов её переработки внёс великий русский ученый Д.И.Менделеев. Под его наблюдением строились в России первые нефтеперегонные заводы, он предложил перевести морской флот на нефтяное топливо.

Решающим толчком к бурному росту добычи нефти и её переработки послужило появление в конце XIX столетия двигателей внутреннего сгорания. Если до 60-х годов XIX столетия в мире добывалось до 5 тыс. т нефти в год, то к началу XX столетия объем годовой добычи нефти достигал уже 20 млн. т.

К началу XX столетия нефть добывалась в 19 государствах. В 1940 г. нефть добывалась в 39 странах, в 1973 г. - 63, в 1980 г. - 68 странах мира.

В XX столетии стремительно растёт добыча нефти: в 1945 г. добыто 350 млн. т, в 1970 г. - 2 млрд. т, в 1992 г. было добыто 3 млрд. т., а в 2009 году – 3,8 млрд.т. В 2009 г. в России было добыто 494 млн. тонн (первое место в мире), на втором месте Саудовская Аравия, на третьем – США. Около 60% добычи нефти приходится на 10 государств. Более половины добытой нефти экспортируется, причем на долю Саудовской Аравии, Ирана, ОАЭ, Кувейта и Ирака приходится около 40% поставок. Россия по экспорту нефти занимает второе место в мире (241 млн. т.), т.е. почти половина добытой нефти идет на экспорт.

Ещё более бурный рост добычи природного газа - в начале 40-х годов XX столетия мировая добыча газа не превышала 100 млрд. куб. м, в 1992 г. было добыто уже 2,1 трлн. куб. м., а в 2009 году - 3,1 трл.м. куб. Мировой лидер по добыче природного газа в последние годы США (594 млрд. м. куб. в 2009 году), на втором месте – Россия. Как и по нефти, более 60% всей добычи природного газа приходится на 10 стран. В отличие от нефти на мировой рынок поступает менее 25% добытого газа. Крупнейшим экспортером природного газа является Россия, на долю которой в 2009 году приходилось 21,7% всего мирового объема природного газа поступающего на мировой рынок.

Существенную роль на мировом рынке природного газа играет сжиженный природный газ (СПГ). СПГ получают из природного газа путем сжатия с последующим охлаждением (до – 160⁰С). При сжижении объем уменьшается примерно в 600 раз. В 1912 г. был построен первый экспериментальный завод, в 1941 году в Кливленде (Огайо, США) налажено производство СПГ, в 1959 году первая поставка СПГ из США в Англию и Японию. 1969 год стал годом долгосрочных поставок СПГ из США в Японию (из Аляски). За последние 40 лет объемы производства СПГ возросли в 110 раз. В 2011 году продажа СПГ возросла до 331 млрд. куб. м. В настоящее время лидерами по поставкам СПГ являются Катар, Малайзия, Индонезия, Австралия, Алжир. Основные импортеры Япония, Ю.Корея, Испания. В России первый завод по производству СПГ построен в 2006 г. на Сахалине, второй планируется построить во Владивостоке, куда будет подаваться газ с Чаяндинского месторождения.

Ни одна отрасль промышленности в мире по добыче полезных ископаемых в XX веке не знала таких быстрых темпов роста, как нефте- и газодобывающие. Это обусловлено тем, что нефть и газ не только эффективное топливо, но и тем, что нефть и газ ценнейшие исходные продукты для химической и биохимической промышленности.

В топливном балансе стран мира в 1910 г. на долю нефти приходилось всего 3% (природный газ не применялся), основная доля (65%) приходилась на каменный уголь. В 1970 г. в топливном балансе стран мира нефть занимала уже 34%, газ - 18%, каменный уголь - 32%. В 1992 г.: нефть - 40%, газ - 22%, уголь - 27%.

В современном мире все большее значение приобретает природный газ. В конце XX столетия газ превратился в существенный фактор экономического развития. Особое внимание уделяется сжиженному природному газу, состоящему из этан-бутанов, пентана и гексана. Эти компоненты почти нацело извлекаются из природного газа на газоперерабатывающих заводах, а затем используются как сырье для получения пластмасс, в виде топлива. Кроме того, применяется технология по превращению метана в жидкие углеводороды. Такой завод работает в Новой Зеландии, где производимый на нем бензин на 1/3 покрывает потребности этого государства.

Широко известно высказывание Д.И.Менделеева о том, что сжигать нефть в топке - это всё равно, что растапливать печь ассигнациями. С середины 40-х годов XX столетия в мире интенсивно начинает развиваться нефтехимическая промышленность. Один из основных продуктов переработки синтетический каучук. Основной потребитель синтетического каучука автомобильная промышленность. Например, на шины большегрузного самосвала идёт около 3 т каучука. Из нефти получают широкий спектр пластмасс, синтетических волокон. Полиэтилен - продукт полимеризации газообразного этилена. Путем биохимической переработки нефтяных углеводородов получают белковые вещества. В настоящее время синтетический белок идет в сельское хозяйство на откорм животных и птиц. В меню человека также уже входят продукты, приготовленные из нефти. Например, масло в шпротах - это продукт нефтехимии. Эксперты Всемирной организации здравоохранения предполагают, что к началу третьего тысячелетия в рационе человека в значительном количестве будут присутствовать заменители мяса и молока.

Из этого краткого обзора видно какая роль принадлежит нефти и газу в мировой экономике. Огромно влияние этих полезных ископаемых и на мировую политику.

В XX веке нефть стала фактором военной мощи государств. Вторая мировая война стала войной моторов. Ударная сила современных армий почти целиком зависит от топлива начиная от бронемашин до ракет. Значимость нефти как стратегического сырья можно продемонстрировать на примере нефтяного кризиса 1970-х годов. В 1973 г. страны ОПЕК (страны экспортеры нефти Ближнего и Среднего Востока) наряду с требованием повышения цен на экспортируемую нефть, выдвинули ряд политических требований, в связи с агрессией Израиля на Ближнем

Востоке. Разразился нефтяной кризис, в результате которого в мире резко подскочили цены на нефть, кризис затронул во многих странах отрасли машиностроения и транспорта. Оккупация Кувейта 1Ираком в 1991 г. и последующая военная операция США и западных партнеров "Буря в пустыне" напрямую связаны с тем, что Кувейт обладает огромными запасами нефти.

Нефть и газ исключительный фактор экономического развития государств. Яркий тому пример страны Персидского залива, которые благодаря огромным запасам нефти превратились в богатейшие страны мира.

Среди нефтегазовых компаний мира насчитывается около 30 компаний, активы которых около или более 10 млрд. дол. Крупнейшие компании добывают около 30% процентов мировой нефти.

В настоящее время в мире насчитывается более 210 государств, среди которых около половины располагают запасами нефти и газа и добывают их на своей территории или в пределах входящих в их состав акваторий. Причем выгодна не добыча и продажа нефти и газа, а производство и продажа получаемых из них моторного топлива, масел, пластмасс и др. материалов. Так, в США в начале 90-х годов XX столетия мощность нефтеперерабатывающих заводов составляла около 2 млн. т нефти в сутки (США добывали около 350 млн. т) при глубине переработки около 80%. Кроме моторного топлива и масел, эти заводы дают сырье для нефтехимического синтеза (выпускается около 1000 наименований - пластмассы, каучук и др.).

В последние годы много говорят про сланцевую нефть и сланцевый газ. В 2012 году Международное энергетическое агентство (WEA) в своем ежегодном обзоре рынков и отрасли (World Energy Outlook) спрогнозировало радикальное изменение мирового энергетического рынка за счет добычи сланцевого газа и сланцевой нефти. Предполагается, что к 2035 году США займет первое место в мире по добыче нефти за счет сланцевой нефти. По добыче природного газа это уже произошло. Россия была крупнейшим производителем газа с 2002 года. В 2009 году «ГАЗПРОМ» сократил добычу газа на 12,4% (до 582,3 млрд.м.куб.) и РФ уступила первое место США, где производство природного газа достигло 624 млрд.м.куб. Большую часть прибавки обеспечил сланцевый газ. По оценкам Ziff Energy Group сланцевого газа в США в 2009 г. было добыто около 51 млрд.м. куб. В 2012 г. добыча сланцевого газа в США превысила 200 млрд.м. куб.

 

В марте 2011 г. статистическое агентство при Министерстве энергетики США (Energy Information Administration (EIA) оценило запасы СГ в 32 странах (не рассматривались РФ и страны Ближнего Востока) (EIA “World Shale Resources”, 2011). Общемировые извлекаемые запасы СГ были оценены в 256 трлн.м. куб. (40% от общемировых запасов традиционного и нетрадиционного газа, без угольного метана). При этом считается, что эта цифра минимальна, поскольку в расчет принимались только высокоперспективные участки (по мере совершенствования технологий рентабельной может стать добыча СГ и из формаций с более низким содержанием газа). Современная технология разработки глинистых сланцев сочетает горизонтальное бурение, гидроразрыв и 3D сейсмическое моделирование.

 

Газоносность глинистых сланцев была известна давно, однако, только в начале XXI века добыча сланцевого газа стала рентабельной. Надо заметить, что толчком к резкому увеличению инвестиций в добычу сланцевого газа послужили высокие цены на природный газ в США. Осенью 2005 г. средняя стоимость газа в США достигла исторического максимума – примерно 480 долл. за 1 тыс. м. куб. В том же году был достигнут среднегодовой рекорд – 325 долл. за 1 тыс. м. куб. Именно на 2005-2006 года пришлась основная масса инвестиционных решений на разработку новых участков сланцевых залежей. В 2011 году цена на природный газ в США уже составила 148 долл. за тысячу кубометров, а в апреле 2012 г. она упала до 70 долл. Покрытие собственных потребностей в газе в США привело к изменению направлений экспортных поставок СПГ – в 2012 г. поставки СПГ из Катара в США были перенаправлены в Европу – и в странах, имевших терминалы для СПГ, газ продавался по демпинговым ценам.

Добыча такого газа стала экономически выгодной только в начале 2000-х годов после разработки технологий с применением горизонтального бурения и гидроразрыва. Основной технологический процесс – гидравлический разрыв с использованием жидкости гидроразрыва (вода) с гранулированным песком. Этот песок расклинивает образовавшиеся трещины (фрекинг). Вода и песок составляют более 98% жидкости гидроразрыва, остальной объем приходится на химические добавки – по отрывочным данным это биоциды (американское ноу-хау). Широко применяется кустовое бурение скважин. Шесть-восемь горизонтальных скважин обеспечивают охват газонасыщенной зоны как 16 вертикальных скважин (Modern shale..., 2009). ). Надо заметить, что в целом по статистике для горизонтальных скважин, по сравнению с вертикальными, характерно более быстрое снижение во времени дебита скважин. Для горизонтальных скважин, пробуренных с целью добычи сланцевого газа (и «сланцевой нефти»), эта особенность выражена еще ярче в силу того, что зона «искусственного» дренажа, образованного в результате гидроразрыва, конечна, а в естественном гранулярном коллекторе – условно бесконечна.

В результате резкого роста добычи сланцевого газа в США наблюдаются структурные изменения в системе энергоснабжения как в США, так и в странах Западной Европы. Поступление на газовый рынок США газа, продаваемый по цене ниже себестоимости, привело к снижению доли угля в топливно-энергетическом балансе США и повышению доли природного газа в электрогенерации. В период 2006 – 2011 годы выработка электроэнергии на газовых станциях возросла почти на четверть, в то время как угольная генерация сократилась на 11%. Как следствие, в последние годы доля американского угля в странах ЕС возросла в 2011 году до 17% (в 2009 г. – 12%). Это обстоятельство может оказать опосредованное давление на поставки газа на европейский рынок. Этот фактор нельзя сбрасывать со счетов при планировании ГАЗПРОМом будущей емкости экспортного рынка Западной Европы, в первую очередь.

Все больше специалистов и экспертов говорят о сланцевой революции, которая в обозримом будущем, будет играть заметную роль на мировом энергетическом уровне. Относительно влияния сланцевого газа на мировой газовый рынок оценки российских специалистов расходятся. Многие российские специалистов скептически относятся к перспективам роста доли сланцевого газа в общей добыче газа, считая прогнозы по добыче сланцевого газа преувеличенными, и, что на сланцевый газ нельзя рассчитывать в долгосрочной перспективе.

Достижения США в области добычи сланцевого газа очевидны, что разогревает интерес результатов к сланцевому газу во многих странах Европы и Азии (здесь нельзя исключать и политический фактор – стремление ряда европейских стан к снижению зависимости от российского газа). Успехи в разработке технологий по добыче сланцевого газа способствовала и активизации добычи «сланцевой нефти».

 

ГЛАВА 2. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НАФТИДОВ

Под термином нафтиды объединяются углеводородные газы, конденсаты, нефти, производные гипергенного преобразования нефтей (мальты, асфальта, асфальтиты, озокериты и пр.) и метаморфического преобразования нефтей (мальты, кериты и пр.). Нефть представляет собой жидкость, обычно коричневого или черного цвета. Консистенция нефти различна: от жидкой маслянистой до густой смолообразной. Природные углеводородные газы находятся в свободном состоянии или растворены в нефти, или в пластовой воде.

2.1. Основные элементы, входящие в состав нафтидов

Элементный состав нафтидов прост. В их составе присутствуют элементное С, Н, О, S, N, основные в структуре любого вещества органического происхождения.

Основным элементом нафтидов является углерод. Его содержание в нефтях колеблется в пределах 79 - 87 %, в природных газах - 42 - 78%. Второй по значению элемент - водород. Его содержание в нефтях колеблется в пределах 11 - 14%, а в природных газах - в пределах 14 -24%.

На долю других элементов (О, S, N) приходится до 4 - 6%. Как правило, эти элементы входят в состав так называемых гетероатомных (О, S, N - содержащих) органических соединений. Из этих элементов только сера в нефтях может находиться в свободном состоянии. Все остальные элементы в нефтях присутствуют и в связанной форме в виде не углеводородного соединения, например, H₂S. В природных газах количество H₂S может достигать 20% и более.

Содержание кислорода в нефтях редко достигает 1 - 2%. В нефтях кислород присутствует в составе нафтеновых кислот, фенолов и смолистых веществ. В природных газах кислород присутствует в виде С0₂. Содержание углекислоты в газах колеблется в очень широких пределах: от долей процента до 95% (скв. Зубер-2 площади Криницы, Польша). Содержание азота в нефтях редко превышает 1%. Основная масса азота содержится в смолах. В природных газах азот находится в свободном состоянии. Содержание азота также колеблется в широких пределах - от долей процента до почти чисто азотных газов. Содержание азота в газовых месторождениях Восточной Германии и Польши колеблется в пределах от 30 до 65%.

В природных газах присутствуют инертные газы - гелий (Не), аргон (Аг), неон (Ne) и др. Наиболее часто встречаются гелий и аргон.

Содержание гелия в газах обычно составляет доли процента. В отдельных случаях содержание гелия достигает 18% (объемных). Газовые месторождения с повышенным содержанием гелия известны в Северной Америке, Алжире, на Русской и Сибирской платформах.

Характерной особенностью нефтегазовых месторождений северо-запада Иркутской области, юга Эвенкии и юго-запада Якутии является высокие содержания гомологов метана и гелия. В целом на открытых месторождениях Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) запасы гелия приближаются к 20 млрд. м3. Заметим, что значительными запасами гелия обладают Катар (10 млрд м3) и Алжир (8 млрд м3).

В настоящее время потребление гелия на мировом рынке растет. На объемах потребления гелия не сказался и мировой экономический кризис 2008-2009 годов. По расчетам специалистов к 2030 г. мировое потребление гелия превысит 300 млн м³, другими словами, вырастет больше, чем в 1,7 раза по сравнению с 2009 г.

Основные потребители гелия – США, Япония, Китай и другие страны АТР. В США и Европе потребление гелия увеличивается на 2-3 % в год. В Китае наблюдается рост потребления гелия на 15-20 % ежегодно. Основными конкурентами России на гелиевом рынке будут Катар и Алжир. Однако у России более выгодное географическое расположение по отношению к самому емкому рынку гелия. Компанией ОАО «Криор» завершается строительство в порту Находка гелиевой станции для осуществления подачи гелия в страны АТР. Эта компания в 2011 г. начала оправлять жидкий гелий через порт Восточный в Южную Корею. Доставка гелия в порт производится автоцистернами с Оренбургского завода. Перегрузка гелия из автоцистерн на суда требует ряда специальных операций, для осуществления которых и строится необходимая инфраструктура.

В рамках реализации Восточной газовой программы принято решение о формировании Якутского центра газодобычи на базе Чаяндинского НГКМ. Чаяндинское НГКМ можно рассматривать как уникальное месторождение гелия, где запасы гелия приближаются к 14 % от мировых. Запасы гелия – 7 477 714 тыс. м³;

 

Нами было высказано предложениие по созданию федерального запаса гелия в подземных хранилищах газа (ПХГ). Здесь уместно заметить, что в настоящее время цена одного кубометра гелия на мировом рынке составляет 2-2,5 долл. США, а в 2030 г. прогнозируется рост до 8-10 долл. США. Жидкий гелий в сосудах Дюара и баллонах реализуется по ценам от 7 до 15 долл. США за один литр.

Геологическая ситуация территории Ленского района Республики Саха (Якутия), где расположено Чаяндинское НГКМ, позволяет строительство как ПХГ структурного типа, так и ПХГ в эвапоритовых породах. В разрезе осадочного чехла на территории Ленского района присутствуют регионально выдержанные соленосные комплексы, приуроченные (снизу вверх) к юрегинской, толбачанской и чарской свитам нижнего кембрия. Для хранения гелиевого концентрата предлагается строительство ПХГ в природных резервуарах под усольскими (юрегинскими) солями в нижнекембрийских отложениях зоны сочленения Нюйско-Джербинской впадины Предпатомского прогиба и восточного склона Непско-Ботуобинской антеклизы. Соляные пласты юрегинской свиты залегают на глубинах 1000-1200 м и имеют толщину от 100 до 300 м.

 

 

Концентрация аргона в газах, как правило, не превышает 0,1%.

В золе нефтей обнаружено много химических элементов. Среди них заметную роль играют элементы из группы железа, а также V и Ni. В золе отдельных нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции содержание V и Ni достигает десятков процентов. Эти элементы находятся в виде металлопорфиринов - металлоорганических комплексных соединений. В отдельных случаях нефти и природные битумы с высоким содержанием ванадилпорфиринов являются сырьем для получения ванадия.

2.2. Химические соединения, входящие в состав нафтидов

Основными химическими соединениями природных газов, нефтей и производных нефтей являются углеводороды (УВ).

Углеводороды - органические соединения, молекулы которых состоят только из углерода и водорода. В зависимости от строения различают ациклические и изоциклические (циклические) УВ. Циклические УВ по числу циклов в молекуле подразделяются на моно-, би-, три-, тетра- и полициклические. Циклические УВ, содержание несколько непосредственно соединенных друг с другом циклов, называются конденсированными УВ.

По характеру связей между атомами углероды УВ делятся на насыщенные (предельные), т. е. не способны к реакциям присоединения, и ненасыщенные, способны присоединять к своей молекуле другие атомы и молекулы. Наиболее химически устойчивы насыщенные УВ, имеющие простые связи. Значительно легче вступают в реакцию ненасыщенные УВ, имеющие двойные, тройные и кратные связи.

Углеводороды, сходные по строению и характеру связей, различающиеся только по числу метиленовых групп (-СН₂-) групп, образуют гомологические ряды.

Углеводороды - основной компонент нефтей и природных газов. Некоторые горючие газы, конденсаты и легкие нефти практически нацело состоят из УВ. Как правило, содержащиеся УВ в нефти тем ниже, чем выше ее плотность. Так, нефти с пл. 0,84 - 0,85 г/см3 содержат 90 - 95% УВ, а нефти с пл. 0,89 - 0,90 содержат 75 - 80%. В тяжелых нефтях типа мальт, в асфальтах и битумах углеводороды, аналитически определяемые как масла составляют обычно менее 40%.

Углеводороды делятся на три основные группы: алканы, цикланы, и арены.

АЛКАНЫ (метановые, парафиновые УВ) - углеводороды с общей формулой С_пН_2п+₂. Углеродный скелет алканов представляет собой линейные или разветвленные цепи углеродных атомов, соединенных простыми связями. Алканы, имеющие линейную структуру, называются нормальными (н-алканами), а алканы с разветвленной углеводородной цепью - изо-алканами.

Газообразные гомологи метана (этан-С₂Н₈, пропан-С₃Н₈, бутан- С₄Н₁₀ и редко пентан-С₅Н₁₂)- единственные углеводородные компоненты горючих газов. В нефтях и битумоид,,ах,ных РОВ идентифицированы н-алканы до С₄₅Н₉₂ и изо-алканы до C₂₅H₅₂- Алканы нормального строения от С₁₆ могут образовывать твердые агрегаты - парафины. Плотность

парафинов 0,865-0,940 г/см³. Парафины при температуре нефти уже ниже 25°С находятся в нефти в мелкокристаллическом состоянии; высокое их содержание может осложнить разработку нефтяных залежей (особенно это актуально для нефтяных месторождений Якутии, которые характеризуются аномально низкими пластовыми температурами). Наибольшим содержанием алканов (до 70%) характеризуются легкие нефти из мезозойских и палеозойских отложений, залегающие на глубинах более 2000 м. С увеличением общего количества алканов, как правило, растет отношение н-алканов к изо-алканам. Содержание н-алканов в нефтях может достигать 50%, при этом в максимальных концентрациях обычно присутстствуют н-алканы.

ЦИКЛАНЫ - (циклоалканы, циклопарафины, нафтеновые, полиметиленовые УВ) - класс насыщенных циклических УВ. Циклы УВ этого класса построены из трех и более метиленовых СН₂ - групп. Общая формула моноциклических цикланов С_пН_2п, бициклических - CnH_2n-_n, трициклических - С_пН_2п -₄ и т.д. По плотности, температуре кипения и показателю преломления цикланы занимают промежуточное положение между алканами и аренами с тем же числом углеродных атомов в молекуле. Содержание цикланов в нефтях и битумоидах ОВ пород колеблется в широких пределах (25-75%). Почти все нефти с высоким содержанием цикланов связаны с бассейнами молодой альпийской складчатости и залегают в отложениях палеоген - неогенового возраста (нефти Азербайджана, Сахалина, Калифорнии, Аляски, Венесуэлы и т.д.). В многопластовых месторождениях содержание цикланов обычно уменьшается от верхних горизонтов к нижним.

АРЕНЫ (ароматические УВ) - класс углеводородов общей формулы СпН_2п-Р (р = 6, 12, 14, 18, 20, 24, 28, 30, 36), содержащих циклы с ароматическими связями. Арены наряду с алканами и цикланами составляют основную массу УВ ископаемого органического вещества. В нефтях и битумоидах РОВ пород моноциклические арены представлены бензолом и его гомологами. По физическим и химическим свойствам арены существенно отличаются от алканов и цикланов. Арены имеют значительно более высокие плотность, показатель преломления, температуры кипения и кристаллизации, чем алканы и цикланы с тем же числом углеродных атомов в молекуле. Как правило, содержание аренов в нефтях (10-20%) ниже содержания алканов и цикланов. Известны, однако, нефти, содержащие более 35% аренов (Чусовское месторождение в Волго-Уральской области). В состав УВ битумоидов РОВ пород доля аренов может быть значительно выше, особенно, в РОВ гумусового типа.

Основная масса аренов нефтей представлена УВ гомологического ряда бензола - в среднем 67% от общего количества аренов.

Элементарная сера, растворенный сероводород и серосодержащие органические соединения (меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, теофаны) в тех или иных количествах присутствуют в нафтидах. Элементарная сера в нефтях присутствует в очень незначительных количествах. Сероводород (H₂S) в пластовых условиях может содержаться в природных газах и в растворенном виде в нефтях. Серосодержащие органические соединения присутствует в нефтях и ее производных и сосредоточены они в основном в асфальтово-смолистой фракции. Содержание серы в нефтях может достигать 5-6 %.

Кислород в нефтях и ее производных присутствует в составе следующих соединений - нафтеновых кислот, фенолов, эфиров и смолистых веществ.

Нафтеновые кислоты - соединения, в которых одновременно содержатся нафтеновый цикл и карбоксильная (кислотная) группа (-СООН). В силу этого наиболее высоким содержанием нафтеновых кислот характеризуются нефти с преобладанием цикланов (нефти третичных отложений Калифорнии, п-ва Мангышлак и др.).

Фенолы и эфиры в нефтях содержатся в очень небольших количествах. Эти соединения состоят из ароматического цикла, к которому присоединена гидроксильная группа - ОН.

Кислород входит также в молекулы, составляющие смолы и асфальтены.

Азотистые соединения постоянно присутствуют в нефтях и ее производных. В среднем содержание в нефтях азотсодержащих органических соединений составляет I - 1,5%, причем большая их часть в асфальтово-смолистой части. Между содержанием азота и количеством смол в нефтях существует определенная зависимость. Более легкие, малосмолистые нефти всегда содержат меньше азота, чем высокосмрлистые.

Второе место по содержанию после УВ в нефтях занимают смолисто-асфальтеновые вещества.

По строению и свойствам смолы аналитически подразделяются на бензольные и спиртобензольные. Бензольные смолы от спиртобензольных отличаются меньшим содержанием гетероэлементов и большим содержанием циклических структур. Содержание смол в нефтях может достигать 35% и более.

Асфальтены, наиболее высокомолекулярная фракция, отличаются от смол меньшим содержанием в молекулах водорода и значительно большим количеством ароматических циклов.

Содержание асфальтенов в нефтях, как правило, не превышает 2-4%. В нефтях месторождений юго-западной части Республики Саха (Якутия) средние содержания асфальтенов колеблются в пределах 0.8-3.5 % (вес).

 

2.3. Физические и физико-химические свойства нефтей и природных газов

Нефть - жидкий нафтид, в физическом отношении коллоидно-дисперсная система. Наиболее важными параметрами нефти являются: плотность, вязкость.

Плотность - физическая величина, определяемая как отношение массы вещества к занимаемому им объему. Плотность нефти определяется при 20°С и к плотности воды при 4°С. Плотность нефтей выражается в граммах на кубический сантиметр. Величина плотности для различных по составу нефтей колеблется от 0,77 до 1 г/см³.

Вязкость - способность жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга под действием действующих на них сил. Различают вязкость абсолютную, измеряемую в паскалях на секунду (Па/с) в системе СИ (внесистемная единица пуаз - 0,1 Па/с), и кинематическую (отношение абсолютной вязкости к плотности жидкости), измеряемую в стоксах (один стоке в системе СИ – 10^-4 м²/с). Наименьшая вязкость у легких нефтей, вязкость также уменьшается с увеличением количества растворенного в нефти газа, с увеличением пластовой температуры.

Важным показателем качества нефтей являются товарные свойства нефти, которыми определяются технологические схемы переработки нефти, состав и качество продуктов нефтепереработки. По содержанию серы нефти делятся на три класса: малосернистые (содержание серы до 0,5%), сернистые(0,51 - 2%) и высокосернистые (более 2%). По содержанию парафина нефти делятся на три вида: малопарафиновые (не выше 1,5%), парафиновые (1,51 - 6%) и высокопарафиновые (более 6%). По содержанию смол различают нефти малосмолистые (до 5%), смолистые (5 - 15%) и высокосмолистые (свыше 15%).

Важнейшими свойствами природных газов являются: плотность, растворимость (прямая и обратная) и гидратообразование.

Плотность. На практике пользуются относительной плотностью газа, представляющей собой отношение массы единицы объема газа к массе единицы объема воздуха при 0°С и 760 мм рт. ст. Величина относительной плотности газов колеблется в пределах 0,6-1,5 кг/м³. Наименьшей плотностью обладают сухие метановые газы.

Растворимость. Растворимость прямая - свойство природных газов растворяться в нефти и пластовой воде при повышении давления и выделяться в свободную фазу при падении давления (в изотермических условиях). Растворимость газа в нефти зависит от состава нефти и газа, пластового давления и температуры. Давление, при котором дальнейшее растворение газа в нефти при данной температуре невозможно, называется давлением насыщения. Если давление насыщения равно пластовому давлению, то пластовая нефть предельно насыщена газом. Количественное соотношение объема растворенного газа к объему нефти называется газовым фактором. Величина газового фактора нефтей в пластовых условиях колеблется в очень широких пределах- от первых единиц до 500 м'/м³. Углеводородные газы легче растворяются в нефти, чем в воде. Растворимость гомологов метана в нефти выше, чем метана. При падении давления газ выделяется из нефти, при этом первым выделяется метан, а затем его гомологи в порядке: этан-пропан-бутан-пентан. Сравнительно высокая растворимость природных газов в воде обусловливает существование огромных масс растворенного газа в пластовых водах. По расчетам специалистов, объем газа находящегося в свободном состоянии составляет только 6-9% от объема газа находящегося в водорастворенном состоянии.

Растворимость обратная - процессы протекающие в направлении обратном обычному фазовому превращению при изменении давления в изотермических условиях, т. е. выделение жидкости из газового раствора при снижении давления и ее испарение при повышении давления. Свойство легких жидких УВ при определенных термобарических условиях растворяться в газообразной среде приводит к образованию газоконденсатных смесей (конденсат). Газоконденсатные залежи широко распространены в литосфере. При разработке таких залежей получают газ и конденсат, представляющий собой бензинокеросиновую фракцию. Плотность конденсатов составляет 0,74-0,78 г/см³. Количество конденсата в газоконденсатных залежах колеблется в очень широких пределах: от первых десятков до 1000 г/м³.

Гидратообразование. Свойство природных газов (за исключением гелия, неона, водорода ) при взаимодействии с водой образовывать при определенных температурах и давлениях кристаллогидраты ("твердый газ"). Кристаллогидраты представляют собой твердые кристаллические агрегаты плотностью 0,88-0,90 г/см³, похожие на снег или лед с общей формулой МхН₂О, где М - молекулы газа образующие гидрат. В 1 м³ газового гидрата может содержаться в зависимости от состава газа от 70 до 240 м³ газа. Газовые гидраты образуются, как правило, при низких температур (не более 10-15°С). Существуют техногенные и природные газовые гидраты. Техногенные гидраты представляют собой фактор осложняющий эксплуатацию газовых и нефтяных скважин, чаще всего, в зоне развития вечной мерзлоты, эксплуатацию газопроводов. Природные газовые гидраты могут образовываться непосредственно в осадочной толще - образование их возможно, чаще всего, в рыхлых осадках Мирового океана, а также в призабойной части продуктивного пласта и на контакте газ- вода газовых залежей.

 

ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ПОРОДЫ КАК ВМЕСТИЛИЩА НЕФТИ И ГАЗА

Земная кора сложена горными породами - естественными минеральными агрегатами определенного состава и структуры. В соответствии с происхождением различают три генетических класса: осадочные, магматические (изверженные) и метаморфические.

В настоящее время открыто около 50 тыс. месторождений нефти и газа и из них только около 0,1% месторождений приурочено к метаморфическим и изверженным породам, другими словами, можно говорить о генетической приуроченности месторождений нефти и газа к осадочным породам.

Существует большой спектр осадочных горных пород, состав и структура которых зависят в самом общем виде от природно-климатических условий осадконакопления, особенностей геологического развития той или иной территории.

Осадочные породы формируются из следующих основных компонентов:

- продуктов механического разрушения горных пород различного
генезиса (обломочная часть);

- продуктов химических реакций, происходящих, главным образом, в водной среде (хемогенная часть);

- остатков животных и растительных остатков (биогенная часть);

- продуктов вулканической деятельности (вулканогенная часть).
Осадочные породы в подавляющем своем большинстве состоят из

нескольких компонентов. Так, практически все осадочные породы содержат то или иное количество органического вещества (биогенная часть).

В силу гетерогенности компонентов, слагающих осадочные породы, последние представляют собой дисперсные среды, которые характеризуются свойствами - пористостью и проницаемостью.

3.1. Пористость горных пород

Пористость горной породы - свойство породы, заключающееся в наличии в породе пустот разного генезиса (пор, каверн, трещин). Это свойство наиболее характерно для осадочных пород.

Суммарный объем пустот в породе (пор, каверн, трещин) называют общей (абсолютной) или теоретической пористостью. Величина объема пустот, выраженная в процентах по отношению ко всему объему породы, называется коэффициентом пористости:

Кп⁼ S_Mп/ v,

где Кп - коэффициент пористости, Sмп- суммарный объем всех пустот в породе, v - объем породы.

Величина объема пор зависит от взаимного расположения обломочных зерен и характера их укладки (рис. 1, 2, 3). Наименее плотная укладка равновеликих зерен шарообразной формы характеризуется коэффициентом 47,6%.

 

 

 

Рис. 1. Наиболее плотное расположение зерен. Теоретический объем пор 25,8%.

Рис. 2. Среднее по плотности расположение зерен. Теоретический объем пор 36,7%.

Рис 3. Наименее плотное расположение зерен. Теоретический объем пор 47,6%.

По своему генезису поры и другие пустоты в породе могут быть подразделены на первичные и вторичные. Первичными называются пустоты существующие в породе с момента формирования осадка. Вторичными называются пустоты, которые возникли в уже сформировавшихся породах. Особенно велика доля вторичных пустот в карбонатных породах.

В породах присутствуют как сообщающиеся между собой пустоты, так и изолированные. Объем пустот, сообщающихся между собой, называют открытой пористостью. Открытая пористость меньше абсолютной пористости на объем изолированных пор. В самом общем виде разница между этими величинами возрастает по мере увеличения степени постседиментационной преобразованности пород.

Однако, не по всем сообщающимся пустотам может происходить фильтрация флюидов. Это свойство породы определяется эффективной пористостью. Эффективная пористость - это объем пустот в породе по которому происходит движение жидкости или газа. Коэффициент эффективной пористости не имеет достаточно точного количественного определения, так как выделить долю пустот, по которым происходит фильтрация, принципиально не возможно. Чаще под эффективной пористостью понимают разность между открытой пористостью и объемом пор, занятых остаточной водой (К_пэф = К_по (1-К_0В).На практике величина определяемого коэффициента эффективной пористости будет зависеть от способа ее определения, поверхностно-активных свойств на границе раздела фильтрующихся флюидов и т.д.

По морфологическим признакам выделяют межзерновую
(гранулярную), каверновую и трещинную пористости. Морфология
межзерновой пористости определяется пространственными соотношениями обломочных зерен новообразованных минералов в поровом пространстве и т.д. (рис. 4). Кавернам принято называть пустоты в горных породах размером более 1 мм. Наиболее широко каверны распространены в карбонатных породах, где они могут составлять существенную долю общей емкости. Трещинная пористость определяется густотой и раскрытостью трещин и, как правило, значительно меньше межзерновой пористости.

Размеры пор в горных породах, как правило, редко превышают 100 мкм.

Рнс. 4 Аутигенный кварц в поровом пространстве песчаника. Видны следы коррозии обломочных зерен (Кобяйская скв., нижняя юра, гл. 4130 м).

Пористость различных типов горных пород колеблется в очень широких пределах.

Для слабосцементированных песков открытая пористость чаще всего колеблется в пределах 20-40%, для песчаников - 5-30%, для известняков -1-15%, для доломитов - 3-20%.

В поровом пространстве горных пород всегда присутствует вода. Отношение объема открытых пор породы, занятое водой, к общему объему открытых пор (открытая пористость) называется водонасыщенностью или коэффициентом водонасышенности. Определенный объем поровой воды удерживается у стенок пор, каверн и трещин поверхностно-молекулярными и капиллярными силами и не участвует в процессе фильтрации. Эта вода называется остаточной. Количество остаточной воды в пустотном пространстве коллектора зависит от структурных и текстурных особенностей породы, минералогического состава породы и цемента, от физико-химических свойств самой воды. Остаточная водонасыщенность выражается в процентах или в долях единицы. В самом общем виде карбонатные породы-коллекторы при равных фильтрационно-емкостных свойствах всегда характеризуются меньшими количествами остаточной воды по сравнению с терригенными породами-коллекторами. В терригенных породах-коллекторах остаточная водонасыщенность при прочих равных условиях (минералогический состав обломочной части и цемента, количество и тип цемента) уменьшается с увеличением проницаемости.

Коэффициент остаточной водонасышенности (К_ов) колеблется в очень широких пределах: от первых процентов до 70% и выше. В нефте-газонасыщенных коллекторах К₀, чаще всего колеблется в пределах 15-30%. Значения коэффициента Ко, ниже 10% свидетельствует о гидрофобизации коллектора. В абсолютном большинстве своем осадочные породы изначально являются гидрофильными, т.е. вода избирательно лучше смачивает зерна (обломки, агрегаты), чем нефть. Другими словами, каждое зерно покрыто пленкой воды. В гидрофобных породах, напротив, нефть избирательно лучше смачивает твердую фазу коллектора, чем вода. В качестве примера гидрофобности твердой фазы коллектора можно привести ордовикские песчаники месторождения Оклахома-Сити (США), в которых остаточная водонасыщенность меньше одного процента. Свойствами гидрофобности обладают и некоторые прослои ботуобинского горизонта на Среднеботуобинском и Таас-Юряхском месторождениях в Якутии.

С коэффициентом остаточной водонасыщенности теснейшим образом связаны коэффициенты нефтенасыщенности и газонасыщенности - эти коэффициенты равны 100% - К_ов% или 1 - Ко».

 

 

3.2. Проницаемость горных пород

Проницаемость - свойство горных пород, определяющее способность пропускать жидкости и газ. Абсолютно непроницаемых пород нет. Породы способны при обычно существующих в верхней части земной коры пропускать жидкости или газы называются проницаемыми. Проницаемость оценивается по формуле Дарси, согласно которой скорость фильтрации несжимаемой жидкости при ламинарном течении ее в пористой среде, пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости:

k = QmL/∆PF, где к - проницаемость, Q - объемный расход жидкости в единицу времени, m - вязкость жидкости, L - длина пористой среды, ∆Р - перепад давления, F - площадь поперечного сечения.

Коэффициент проницаемости измеряется в Дарси и имеет размерность площади (м²). За Дарси принимается такая проницаемость, при которой через породу с поперечным сечением 1 см² и при перепаде давления в 1 атм на протяжении 1 см проходит 1 см³ жидкости вязкостью 1 сантипуаз. Из определения и физического смысла коэффициента проницаемости следует, что величина последнего не должна зависеть от флюида, который движется через пористую среду.

Однако, на практике обычно наблюдаются изменения коэффициента проницаемости для разных флюидов и во времени.

Причин, вызывающих, как правило, уменьшение коэффициента проницаемости во времени довольно много. Например, резко снижается проницаемость при фильтрации пресной воды через песчаник с глинистым цементом, представленным минералами, способными впитывать воду. Эти минералы (монтмориллонит, смешаннослойные и некоторые другие) впитывая воду увеличивают свой объем в поровом пространстве, что препятствует движению воды. При фильтрации жидкостей через рыхлый песчаник может происходить перемещение слабосцементированных мельчайших минеральных частичек в поровом пространстве и закупорка межпоровых каналов ("автокольматация"). Снижение проницаемости может происходить в результате выпадения или адсорбции на поверхности зерен асфальтово-смолистых веществ при фильтрации нефти. Снижение проницаемости может происходить и под влиянием поверхностно-активных взаимодействий в случае многофазной (газ-жидкость, жидкость-жидкость) фильтрации.

В системе СИ проницаемость выражается в м². Внесистемная единица проницаемости - дарси (Д). 1 Д = 1,027-10^-12 м²= 1,02 мкм². Величина проницаемости горных пород в абсолютном большинстве меньше одного дарси . Чаще всего проницаемость горных пород составляет десятые -тысячные доли 1 мкм².

Проницаемость осадочных пород изменяется в очень широких пределах - от сотых долей 1мкм² до нескольких мкм². При проницаемости более 0,01 мкм² породы относятся к хорошо проницаемым, при проницаемости [(10-0,01)7-10^-3 мкм²] - к средненепроницаемым, при проницаемости менее 0,017-10^-3 мкм² - к слабопроницаемым.

Различают абсолютную, фазовую и относительную проницаемость. Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы. Поэтому абсолютная проницаемость определяется по газу в предварительно проэкстрагированном и высушенном образце породы.

Фазовая проницаемость представляет собой проницаемость фильтруемой жидкости (газа) через пористую среду, насыщенную другой жидкостью. Значение фазовой проницаемости всегда меньше абсолютной проницаемости и зависит от насыщенности преобладающей фазой, величины смачивания и геометрии порового пространства.

Проницаемость относительная, величина определяемая как отношение фазовой проницаемости по данной жидкости к абсолютной проницаемости данной породы. Относительная проницаемость используется для характеристики фильтрационного сопротивления потоку данной жидкости в горной породе при наличии в её поровом пространстве других, не смешивающихся друг с другом жидкостей.

На рис. 5 показана зависимость эффективных проницаемостей от водонасыщенности порового пространстве породы. Из рис. 5 видно, что относительная проницаемость для керосина (К₀к) быстро уменьшается при увеличении водонасыщенности породы. При величине водонасыщенности в 80% проницаемость по керосину равна нулю. Изменение относительной проницаемости для воды (Ко,) происходит в обратном направлении. При водонасыщенности менее 12% в породе движется только керосин,- а при водонасыщенности породы в 80% относительная проницаемость для воды увеличивается до 50% от абсолютной.

 

Рис. 5. Зависимость относительной фазовой проницаемости от насыщенности водой порового пространства.

 

3.3. Изменение пористости и проницаемости

Осадочная порода в процессе своей постседиментационной истории претерпевает значительные изменения в своей структуре и составе. Сформировавшийся осадок на стадии диагенеза превращается в породу. Основные процессы на этой стадии - окислительно-восстановительные реакции и физико-химические реакции выравнивания концентраций в поровых растворах. Окислительно-восстановительные реакции выражаются, главным образом, в окислении захороненного в осадке органического вещества, а реакции выравнивания концентраций в поровых водах приводят в образованию конкреций. Следующая стадия -катагенез - основная стадия преобразований осадочной породы. На этой стадии под действие возрастающих с глубиной залегания давлений и температур происходят в осадочной породе следующие изменения: уплотнение, растворение неустойчивых компонентов породы, минеральные новообразования и перекристаллизация. Следующей стадией преобразования осадочных пород может быть метагенез (в случае увеличения глубины залегания), в процессе которого порода начинает утрачивать свои седиментационные признаки и начинает превращаться в метаморфическую породу, или гипергенез (в случае поднятия породы в зону свободного водообмена), в процессе которого может произойти полная дезинтеграция и разрушение породы.

В осадочных породах изменения на стадии катагенеза величин коэффициентов пористости и проницаемости зависят от большого числа факторов. Универсальным является закономерное снижение пористости и проницаемости осадочных пород с глубиной. Однако, темпы снижения этих параметров у каждой литологической разности неодинаковы.

В отложениях, испытывающих стабильное погружение раньше всего (на меньших глубинах) уплотняются хемогенные породы, медленнее всего уплотняются глинистые и диатомовые или, другие типы осадков по интенсивности уплотнения занимают промежуточное положение.

В сформировавшемся осадке на стадии диагенеза все межзерновое пространство заполнено водой - в глинистых осадках (илах) вода в единице объема осадка занимает до 70-80%, другими словами пористость составляет 70-80%. По мере увеличения глубины залегания этого осадка под воздействием веса вышележащих осадков из ила выжимается вода -происходит сближение глинистых частиц и соответственно уменьшение объема заполненного водой, т.е. уменьшается пористость осадка. И на глубине в первые сотни метров пористость (водонасыщенность) уменьшается до 30%.

Дальнейшее погружение уже на стадии катагенеза приводит к уменьшению пористости до 10% и менее на глубинах около 3000 м.

В целом, процесс уплотнения глинистых пород довольно резко замедляется с глубиной и аппроксимируется криволинейной зависимостью, которая на определенной глубине принимает асимптотический характер (рис. 6).

 

 

Рис. 6. Графики зависимости плотности глин от глубины их погружения. Кривые: 1 - по В.Энгельгардту (1964); 2 - по Б.К.Балавадзе (1957); 3 - по Дж.Уиллеру (1961); 4 - по L.F.Athy (1930); 5 - по Н.Б.Вассоевичу (1955); 6 - по Е.И.Стетюхе и др. (1961).

 

Известно, что емкостные свойства песчаников во многом определяются их первичными седиментационными признаками (вещественный и гранулометрический состав обломочной части, степенью сортированности, и т. д.). Эти первичные признаки определяют пористость осадка, которая, , теоретически колеблется в весьма широком пределе. Вместе с тем, установлено, что процесс уплотнения терригенных пород и соответственно уменьшения коэффициента пористости имеет универсальный характер для всех типов терригенных пород. Уменьшение пористости песчаников с глубиной залегания оценивается через градиент снижения открытой пористости (К_п). Так, Б.К. Прошляковым (1974 г.) было показано, что К_п песчано-алевритовых пород мезозоя Северного Предкавказья до глубины 3300— 3500 м сокращается на 6-9% на 1000 м, на больших глубинах градиент снижения К_п составляет 3-5% на 1000 м. Аналогичные величины этого градиента установлены для многих других регионов мира (Северное море, Южный Мангышлак и др.). Такие же величины градиента установлены и для пермских и мезозойских песчаников Вилюйской синеклизы - в интервале глубин 1,5-3,5 км - 7-9%, на глубинах свыше 3,5 км -3-4% на 1000 м. Закономерное снижение уменьшения пористости песчаников также аппроксимируется криволинейной зависимостью, аналогичной кривой уплотнения глин; однако, эта кривая имеет более пологий характер на глубинах до 3-4 км (рис. 7).

 

• Рис 7. Графики зависимости открытой пористости песчаников от глубины их залегания.

1 - мезозойские и пермские отложения Вилюйской синеклизы; мезозойские отложения: 2 - Прикаспийской впадины, 3 - Восточного Предкавказья, 4 - Южного Мангышлака; 5 - кайнозойские отложения Апшеронского п-ва.

В карбонатных породах формирование первичного порового пространства происходит на стадиях седиментации и диагенеза (поры унаследованные от скелетов организмов, контракционные трещины и пространства в пелитоморфной (размеры частиц меньше 0,001-0,005 мм) породе, пустотные пространства между обломками и фрагментами органических остатков и обломками карбонатных пород.

При формировании пустотного пространства в карбонатных породах главную роль играет не фактор гравитационного уплотнения с глубиной, а неоднородность структуры порового пространства, заложенная еще на стадии седиментогенеза. В целом направленность изменения пористости и проницаемости карбонатных пород имеет более сложный характер, по сравнению с терригенными породами.

Для терригенных пород отмеченное изменение коллекторских свойств пород обусловлено влиянием двух основных факторов -механического и стадиального, находящихся в причинно-следственной связи. Такие факторы, как строение разреза, вещественный состав пород, температурный режим, химизм среды будут сказываться на темпе уплотнения.

Помимо механического уплотнения пород-коллекторов под действием геостатической нагрузки вышезалегающих отложений, уменьшение пористости и проницаемости с глубиной обусловлено: заполнением порового пространства, трещин и каверн аутигенными минералами (монтмориллонит, гидрослюда, каолинит, хлорит, лептохлорит, глауконит, кальцит и др.);регенерацией кварца, полевых шпатов и плагиоклазов (регенерация обрастание и разрастание обломочных зерен); растворением обломочных зерен на контакте друг с другом с возникновением структур растворения (конформных, инкорпорационных, микростиллолитовых).

Можно выделить две стадии уплотнения терригенных пород: стадия механического уплотнения и стадия растворения. На первой -преобладают процессы формирования более плотной упаковки за счет механического перемещения зерен, из взаимного приспособления, за счет механической деформации; для этой стадии характерны градиенты снижения К„ на 7-9% на 1000 м. На второй стадии доминируют процессы растворения зерен на контактах зерен, формирование мозаичных структур, микростиллолитовых швов; градиенты снижено Кп – 3-4%на 1000 м.

Динамика изменения коллекторских свойств карбонатных пород значительно сложнее. Изначально первичное поровое пространство в карбонатных биогенных породах представляет собой сложную систему, структура которой обусловлена морфологией и расположением рифостроящих (биогермостроящих) организмов (кораллы, строматопоры, мшанки, губки, сине—зеленые водоросли); более простую структуру порового пространства имеют карбонатные породы, сложенные обломками и фрагментами раковин и биогенных пород.

Вместе с тем, на фоне закономерного ухудшения фильтрационно-емкостных свойств пород с глубиной наблюдаются отклонения в сторону более высоких значений коэффициентов пористости и проницаемости, а также замедление темпов уплотнения пород.

Замедление темпов уплотнения пород обусловлено литологическими особенностями породы, химизмом флюидов, механическим влиянием флюидов.

Наиболее предрасположены к замедлению темпов снижения коллекторских свойств крупно- и среднезернистые песчаники с низким содержанием цемента. При погружении песчаников на большие глубины в результате возникновения структур растворения образуется жесткий каркас с определенными упругими свойствами, воспринимающий на себя большую часть геостатической нагрузки. Однородность размера зерен (хорошая отсортированность обломочного материала) обусловливает болыпую величину пористости, а в случае крупнозернистого песчаника и больший размер пор.

Наличие в известняках и доломитах изначально крупных межформенных и внутриформенных пор и каверн также способствует сохранению или замедленному снижению пористости и проницаемости.

По мнению некоторых исследователей замедлению темпов уплотнения песчаников способствует и большая толщина пласта. Для глинистых толщ это достаточно четко фиксируется по динамике процесса гидрослюдизации монтмориллонита (см. раздел 5.4).

Замедляют процесс снижения коллекторских свойств находящихся в поровом пространстве жидкие и газообразные УВ, которые препятствуют или подавляют процессы аутигенного минералообразования.

Механическое влияние флюидов на темпы снижения коллекторских свойств происходит в том случае, когда они находятся в поровом пространстве в условиях аномально высокого пластового давления (АВПД).

Вторичная пористость образуется в результате доломитизации известняков, выщелачивания отдельных минеральных компонентов породы, перекристаллизации обломочных и сформировавшихся ранее аутигенных минералов, трансформации слоистых силикатов.

Многие исследователи обратили внимание на то, что процессы формирования вторичной пористости приурочены к определенным глубинам залегания. Н.А.Минским (1975) в вертикальном разрезе кальцитсодержащих пород выделяется две основные зоны:

верхнюю А и нижнюю Б (рис. 8), граница между которыми проходит на глубине 1-1,5 км. Каждая зона подразделяется на несколько подзон.

В подзоне A₁ кальций пород-коллекторов растворяется водами, насыщенными углекислым газом. Эта зона характеризуется увеличенными значениями пористости.

В подзоне А₂ происходит уменьшение пористости, так как здесь происходит перекристаллизация кальцита.

Зона Б также подразделяется на ряд подзон: подзона Б₂¹ характеризуется увеличением пористости и проницаемости, вызываемым растворением кальцита и трансформацией монтмориллонита в гидрослюду (в результате последнего процесса уменьшается объем занимаемый этим минералом). Подзона занимает интервал глубин 1-3,0 км.

В подзонах Б₂² и Б₂³ происходит уменьшение пористости и проницаемости.

Подзона Б₂¹ Н.А.Минским выделяется как зона оптимальных коллекторов (ОК).

Процессы формирования вторичной пористости активизируются в условиях трещинообразования. Образование трещин способствует интенсификации процессов массопереноса и массообмена.

 

 

 

Рис. 8. Схема изменения коллекторских свойств кальцитсодержащих пород с глубиной (по Н.А.Минскому, 1975).

а - пространство пор и трещин; 6 - кремнезем, силикаты; в - кальцит; г-максимальная пористость; д - максимальная проницаемость; Мпк - область наибольшего увеличения (аномалия) максимальных значений пористости с глубиной; г.у.к. - граница устойчивости кальцита; с. у. - ступенчатое уплотнение коллекторов; O.K. - область оптимальных свойств коллекторов.

 

 

По А.А. Ханину(1969) склонность осадочных пород к трещинообразованию уменьшается в ряду: доломитизированные известняки- чистые известняки-доломиты-аргиллиты-песчаники и алевролиты-ангидрито-доломитовые породы-ангидриты.

Как правило, зоны трещиноватости приурочены к плоскостям разрывных нарушений, которые окружены системой оперящих трещин. По этим трещинам циркулируют растворы, растворяющая способность которых по отношению к вмещающим породам определяется степенью их минерализации, составом и обогащенностью газовой фазой (С0₂, Н₂ и др.).

Говоря о развитии вторичной пористости надо всегда иметь ввиду локальность распространения вторичных коллекторов в пространстве. Размеры зон вторичных коллекторов зависят от оптимального сочетания большого количества факторов (тектонический режим, литологический состав и строение разреза, примеров формирования вторичной пористости, в результате процессов упомянутых выше. Как правило, вторичные породы-коллекторы приурочены к породам залегающим (или залегавшим) на глубинах 3-3,5 км. Например, месторождение нефти и газа пермотриасовых отложений Мангышлака и плато Устюрт связаны с трещинными и порово-трещинными коллекторами. Залежи нефти в нефтекумской свите пермотриасового возраста на востоке Ставропольского края приурочены к зонам локального развития вторичных коллекторов. К сложным порово-кавернозно-трещинным породам-коллекторам приурочены залежи газа на Отраднинском месторождении в Нюйско-Джербинской впадине, на Бысахтахском месторождении в Березовской впадине на юго-западе Якутии. На Бысахтахском месторождении одна залежь газа приурочена к обширной зоне дробления сливных кварцевых песчаников венда.

Существенное влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов оказывает количество и минеральный состав цемента. Цемент осадочных пород - вещество, скрепляющее частицы осадочных пород (зерна, обломки пород, фрагменты скелетов организмов, оолиты и др.). В осадочных породах наиболее широко развиты глинистый и карбонатный цементы, реже сульфатный, цеолитовый, кремнистый, фосфатный и др. По объемному соотношению с цементируемым материалом выделяются следующие типы цемента: базальный, пойкилитовый, поровый, пленочный и контактовый. Первые три типа практически полностью заполняют поровое пространство.

Независимо от состава и типа цементации однозначно уменьшаются емкостно-фильтрационные свойства пород-коллекторов при увеличении содержания цемента. При прочих равных условиях (гранулометрический состав обломочной части, сортировка и др.) наиболее высокими коллекторскими свойствами обладают мономинеральные кварцевые песчаники с минимальным (до 3-5%) содержанием глинистого цемента. В качестве примера можно привести песчаники ботуобинского горизонта на юго-западе Якутии. При значениях содержания цемента более 15-20% наиболее резко снижает значения открытой пористости карбонатный цемент. В случае присутствия в породе глинистого цемента при прочих равных условиях открытая пористость выше в песчаниках с каолинитовым цементом и ниже в песчаниках с монтмориллонитовым и гидрослюдистым цементом. Это достаточно четко, например, прослеживается в песчаниках перми и нижнего триаса Вилюйской синеклизы.

3.4.Породы-коллекторы, породы-покрышки, природные резервуары

Породы обладающие, благодаря коллекторским свойствам (пористость, проницаемость), способностью аккумулировать и отдавать флюиды называются коллекторами.

По морфологии пустотного пространства выделяются поровые, кавернозные, трещинные и смешанные коллекторы.

Поровые (гранулярные) коллекторы характерны для терригенных и в меньшей степени для карбонатных пород. В поровых коллекторах размеры и форма пор определяется размерами обломочных зерен, степенью их окатанности, минеральным составом обломочных зерен, количеством и минеральным составом цемента. В карбонатных породах размеры и конфигурация пор определяется размером кристаллов кальцита и доломита, фрагментов раковин и скелетных остатков. Гранулярная пористость является сингенетичной, т. е. формируется одновременно с образованием осадка. Как было показано выше, в постседиментационной истории преобразования осадка происходит закономерное уменьшение величины гранулярной пористости, обусловленное влияние таких факторов, как давление, температура, вещественный состав породы и т. д.

Кавернозные коллекторы характерны для карбонатных пород. Кавернозная составляющая пустотного пространства породы всегда является вторичной, формирующейся за счет растворения (выщелачивания) и выноса минеральной массы, за счет метасоматического замещения кальцита доломитом. Каверны в отличие от пор распределяются в породе неравномерно.

Трещинные коллекторы образуются в плотных породах, практически лишенных гранулярной пористости. Это могут быть хемогенные породы с изначально отсутствующей гранулярной пористостью, а также породы лишившиеся гранулярной пористости в процессе постседиментационных преобразований.

Чисто кавернозные и чисто трещинные коллекторы распространены очень редко.

Наиболее распространены смешанные коллекторы - порово-трещинные, порово-кавернозные, кавернозно-порово-трещинные, кавернозно-трещинные и т.д. Во всех этих типах коллекторов меняется соотношение кавернозной и поровой емкостей, доля трещинная емкости всегда существенно меньше и определяет проницаемость породы.

Было предложено много классификаций пород-коллекторов, в которых учитывались литология и количественные значения пористости и проницаемости.

Для терригенных коллекторов наиболее удобна классификация А.А.Ханина, в которой коллекторы делятся на шесть классов (табл. 1).

Карбонатные породы-коллекторы классифицируются исследователями по различным признакам. Наиболее полной классификацией, учитывающей литогенетические особенности пород, имеющие важное значение для емкостно-фильтрационных свойств карбонатных пород, является классификация К.И.Багринцевой (1977). Эта классификация основана на разделении коллекторов по проницаемости с учетом генезиса пород, их структуры и текстуры.