Литология. Кн. 2 - Фролов В.Т.
ISBN 5—211—02383—8
Скачать (прямая ссылка):
на присутствие свободного газа ниже зоны гидратов (Хант, 1982, с. 197).
Газогидраты (ГГ) интересны тем, что один и тот же резервуар содержит газа в 6 раз больше в форме гидратов, чем в свободном состоянии. Но это превышение быстро уменьшается с глубиной, например на 1200 м глубины оно составило около 1,25 при нормальных гидростатическом градиенте и температурном 2,7°/100 м. Разработка газогидратных залежей затрудняется в связи с превращением ГГ в студенистую массу, повреждающую обсадные трубы.
В коллекторах обычно не хватает воды на переход всего газа в ГГ, и поэтому такие залежи двухфазные — газово-газо-гидратные, и в порах по периферии будет зона ГГ, а в центре — газ. В полуколлекторах из-за их большой пориетости (>50—60%) воды будет достаточно для перехода всего газа в ГГ, и тогда такие слои превращаются в лучший флюидо-упор — покрышку газовых залежей. Может быть, этим объясняется хорошая сохранность залежей в Западной Сибири (Калинко, 1987, с. 22).
Значительно количество газа в закрытых порах — между зернами и кристаллами и внутри них. Газы растворяются как в подземных водах, содержащихся в порах и в виде жидких включений в минералах, так в нефтях и природных битумах. Это основная форма нахождения газов в земной коре. 10— 15% газов являются сорбированными минеральной частью породы, углистыми частицами (сильные сорбенты) и РОВ. В подземных водах литосферы растворены многие сотни триллионов кубических метров газа. Много их в нефтях — до 600— •650 м3/м3 (Калинко, 1987, с. 14).
11.3.4. ГАЗОКОНДЕНСАТЫ
Газоконденсаты (ГК) — бесцветные или коричневатые и зеленоватые жидкости с плотностью 0,67—0,81 г/см3 с низкой температурой начала кипения (24—920C), но в основном состоящие из фракций, выкипающих до 2500C (реже до 300 °С, иногда и выше), представленных У В минимум на 90%, нередко содержащие силикагелевые смолы (до 3,7%) и другие примеси, имеющие молекулярную массу 105—170. В их бензиновых фракциях преобладают метановые и нафтеновые УВ, редко — ароматические УВ. Хотя они не образуют самостоятельные скопления, а содержатся в газо-газоконденсатных и газоконден-сатно-нефтяных залежах, ГК заслуживают выделения в самостоятельную группу нафтидов (Калинко, 1987, с. 24—28), так как: 1) распространены широко, а чисто газовые залежи — редкое исключение, 2) переходны между газом и нефтью, 3) ценнейшее нефтехимическое сырье, в некоторых отношениях превосходящее нефть и газ, и 4) требуется разработка рациональных методов эксплуатации скважин и пластов из-за опас-
ности закупорки пор. В направлении миграции уменьшается содержание ГК и «облегчается» его состав, что позволяет прогнозировать и восстанавливать условия и пути миграции и аккумуляции флюидов, в частности термобарические условия и глубины генерации первичных ГК и глубины и время поступления газа в нефтяную залежь или нефти — в газовую (вторичные ГК).
Для понимания природы ГК решающее значение имеют необычные физические явления, открытые еще в конце XIX в., называющиеся обратным, или ретроградным, испарением (РИ) и обратной, или ретроградной, конденсацией (PK): при определенных термобарических условиях нефть при повышении давления растворяется в газе, а при его снижении она снова конденсируется, т. е. выделяется в виде жидкой фазы. Этот обратимый процесс противоположен обычным испарению и конденсации, когда (в изотермических условиях) испарение усиливается при понижении давления, а конденсация — при повышении. ГК в недрах образуются в результате РИ жидких и твердых и неуглеводородных соединений в метане и других газах при повышении давления и температуры выше критических значений — давлении от 10 до 60 МПа и выше и пластовой температуре от 60—70 до 14O0C и выше. При изотермическом снижении давления растворенные компоненты дают жидкость — конденсат. ГК находятся на глубине от 1000—1500 до 5500— 6000 м. «Чем выше пластовые давление и температура, тем больше вероятность нахождения в газе конденсата» и «тем он богаче высокомолекулярными соединениями» (Семенович, 1989, с. 20). Последние и конденсируются раньше.
11.3.5. НЕФТИ
«Нефтями называют природные горючие гидрофобные бесцветные, коричневые, реже зеленоватые, прозрачные и непрозрачные жидкости с плотностью 0,75—1,10 г/см3 (в США — до 1 г/см3, что принято за границу между нефтью и природным битумом) — смеси и сложные растворы УВ, сернистых,, азотистых, кислородных, металлоорганических соединений (пор-фиринов и др.), смолистых, асфальтеновых веществ и примесей элементов серы, свинца, железа и др.» (Калинко, 1987, с. 28). Различают легкие (до 0,810 г/см3), средние (0,811 — 0,870), тяжелые (0,870—0,90) и очень тяжелые (>0,900 г/см3). Одно из важнейших свойств нефтей — способность растворять УВ-газы (до 650 м3/м3), поэтому в недрах их плотность меньше: обычно 0,741—0,844 г/см3, но при разгазировании нефтей возрастает до 0,835—0,884 г/см3. Среднее содержание газа в нефтях в 50% залежей 26—86 м3/м3, содержание порфирина достигает 28—30% (месторождения Узень, Колодезное; Калинко, 1987, с. 29). Наличие УВ в нефтях впервые было установле-
