pdf.php@id=6161.pdf
.pdfоказывается, что выделенные классы нефтей так или иначе коррелируются с содержанием серы, смолисто-асфальтеновых ком понентов, твердых парафинов и плотностью нефти.
По классификации, разработанной Грозненским нефтяным исследовательским институтом, выделяются шесть классов неф тей: 1) метановые, 2) метаново-нафтеновые, 3) нафтеновые, 4) нафтеново-метаново-ароматические, 5) нафтеново-ароматиче ские, 6) ароматические. В метановых нефтях во всех фракци ях содержится значительное количество алканов: в бензиновых более 50%, в масляных более 30%, типичными нефтями этого класса являются нефти полуострова Мангышлак (месторождения Узень и Жетыбай). Метаново-нафтеновые нефти содержат в со измеримых количествах алкановые и циклановые УВ, при не значительном содержании аренов, как правило, не более 10%. К этому классу относится большая часть нефтей крупных место рождений Волго-Уральской области и Западной Сибири. Нефтям первого и второго классов свойственны невысокие содержания смолисто-асфальтеновых компонентов.
Для нафтеновых нефтей характерно содержание циклановых УВ во всех фракциях около 60% и более, алканов, как и смолисто-асфальтеновых компонентов, в этих нефтях мало. Типичными являются Балаханская и Сураханская нефти Баку.
Внафтеново-метаново-ароматических нефтях алканы, цикланы
иарены присутствуют примерно, в одинаковых количествах, при этом отмечаются значительные концентрации (до 10%) смол и асфальтенов.
Нафтеново-ароматические нефти характеризуются преоблада нием нафтенов и аренов, алканы отмечены только в легких фрак циях, причем в небольшом количестве, концентрация смолистоасфальтеновых компонентов еще более возрастает (15—20%). Ароматические нефти отличаются повышенным содержанием аренов во всех фракциях, это тяжелые нефти, они редко встре чаются в природе; к нефтям этого класса, например, относится Бугурусланская нефть Урало-Поволжья.
Близка к рассмотренной классификация нефтей О.А. Радчен ко и Ф.Б. Инденбом, в которой выделено пять классов, аналогич ных вышеупомянутым, только отсутствует класс ароматических нефтей. Граничные параметры для выделенных классов отлича ются для бессернистых и сернистых нефтей, для последних они
всоответствующих фракциях выше для метановых и ароматиче ских УВ и ниже для нафтеновых.
А.Ф. Добрянский и С.С. Наметкин классифицировали нефти также по содержанию алканов с учетом еще 13 показателей на 7 классов.
41
В классификации нефтей Б. Тиссо и Д. Вельте (1978) в ка честве главного параметра рассматривается содержание насы щенных УВ, которое отрицательно коррелируется с содержанием ароматических УВ, смол, асфальтенов и серы. Эмпирически на основе рассмотрения характера распределения УВ нефтей более 500 месторождений установлены две четкие совокупности (при мерно по 50%): 1) парафиновые и парафино-нафтеновые неф ти, 2) ароматические и асфальтеновые. Нефти определяются как «нафтеновые» или «парафиновые», если общее содержание насы щенных УВ в них превышает 50%. Для практического использо вания вводится дополнительная граница, соответствующая 40% алканов и циклоалканов (рис. 1.13). Эта граница отделяет нафте новые и парафиновые нефти от парафино-нафтеновых. Нефти определяются как ароматические, если общее содержание аренов, смол и асфальтенов больше 50%. Дополнительная граница разделяет ароматико-смешанные нефти, содержащие более чем
А Р О М А ТИ Ч Е С К И Е УВ + МСО-соеЭинения
Н+ ИЗОА/1КАНЫ |
ЦИКЛОАУЖАНЫ |
(парафины) |
( нафтены) |
Рис. 1.13. Треугольная диаграмма состава шести классов нефтей (по Б. Тиссо и Д. Вельте)
42
10% алканов, и тяжелые превращенные нефти с содержанием ал канов менее 10%. Последний класс подразделяется на два под класса: ароматико-асфальтеновые нефти, для которых характер на высокая сернистость и концентрация цикланов менее 25%, и ароматико-нафтеновые нефти, концентрация цикланов в них более 25%, обычно содержат не более 1% серы.
Нефти выделенных классов распространены в природе крайне неравномерно. По встречаемости и распространенности место рождений выделенные классы нефтей распределены следующим образом: парафиново-нафтеновые, ароматико-смешанные и па рафиновые. Если же рассматривать общие запасы, то картина изменится: в количественном отношении наиболее важны тяже лые превращенные нефти, затем ароматико-смешанные. Первый класс представлен аномальными запасами Атабаски (Канада) и Восточной Венесуэлы, ароматико-смешанный класс — колос сальными скоплениями нефти в Персидском заливе.
А.А. Петровым положен совершенно другой принцип типиза ции нефтей. Используя современные методы — газожидкостную хроматографию и масс-спектрометрию, он изучил более 400 неф тей из разновозрастных толщ практически всех основных бассей нов России и стран ближнего зарубежья. Основой его типизации является распределение нормальных и изопреноидных алканов. Все исследованные нефти были разделены на две большие груп пы: нефти категории А и Б. На хроматограммах фракции 200— 430 °С нефтей категории А четко проявляются в аналитически определяемых количествах пики нормальных и изопреноидных алканов. В свою очередь, в зависимости от соотношения выделя ются два типа нефтей: А1, в которых пики нормальных алканов преобладают над соответствующими изопреноидами; А2, в кото рых пики изопреноидов заметно преобладают над н-алканами и при этом увеличивается высота фона (или горба, состоящего из УВ, не разделенных газожидкостной хроматографией).
На хроматограммах фракции 200—430 °С нефтей, отнесенных к категории Б, также подразделенной на два типа, пики н-алканов отсутствуют. На хроматограммах нефтей типа Б2 над еще более увеличенным фоном четко проявляются только пики изопре ноидных алканов. Хроматограмма нефтей типа Б1 представля ет сплошной фон не разделяющимися хроматографически УВ, пики как нормальных, так и изопреноидных алканов полностью отсутствуют. На рис. 1.14 приведены хроматограммы выделенных типов нефтей.
Нефть типа А1 по групповому составу фракции 210—430 °С соответствуют нефтям парафинового и нафтено-парафинового
43
Б1 |
а |
J________________ L
Рис. 1.14. Хроматограммы нефтей различных химических типов (по А.А. Петрову, 1984)
44
основания. Как правило, это нефти с высоким содержанием бен зиновых фракций и низким смол. Нефти этого типа наиболее распространены в природе и встречаются в отложениях разного возраста — от рифея до неогена, это основные высокодебитные нефти (месторождения Ромашкино, Самотлор и др.).
Нефти типа А2 соответствуют нафтено-парафиновым и па рафиновым. Концентрация алканов в них несколько ниже (25 и 40%) по сравнению с нефтями А1, изопреноиды преобладают над н-алканами, при этом концентрация последних на порядок мень ше, чем в нефти типа А1. Эти нефти приурочены к относительно небольшим глубинам (меньше 2000 м) и встречены в отложениях кайнозоя и мезозоя. Типичные представители — нефти Южного Каспия (Сураханы, Нефтяные Камни, Дувай-море).
Нефти типа Б2 соответствуют нефтям главным образом наф тенового, реже парафино-нафтенового основания. Среди насы щенных УВ в них преобладают циклоалканы (60—75%), концентра ция изопреноидов (0,5-6%) на фракцию 200—430 °С. Нефти этого типа распространены в основном в молодых отложениях на не больших глубинах, хотя известны и исключения. Типичные пред ставители этого типа — нефти месторождений Старо-Грозненское,
Анастасиевско-Троицкое (Се |
|
|
|||
верный Кавказ). |
|
|
|
|
|
Нефти типа Б1имеют на |
|
|
|||
фтеновое и нафтеново-аро |
|
|
|||
матическое основание; |
как |
|
|
||
правило, они содержат мало |
|
|
|||
легких фракций, для них ха |
|
|
|||
рактерно |
полное |
отсутствие |
|
|
|
алканов. Это типичные кай- |
|
|
|||
нотипные |
нефти |
(согласно |
|
|
|
классификации А.А. Карце |
|
|
|||
ва), их залежи находятся на |
|
|
|||
глубине 300—1000 м. Типич |
|
|
|||
ными нефтями Б1 являются |
|
|
|||
нефти месторождений |
Гря |
|
|
||
зевая Сопка, Сураханы, Ба- |
|
|
|||
лаханы (Южный Каспий — |
|
|
|||
неоген), |
месторождение |
|
|
||
Русское (Западная Сибирь). |
|
нефтей |
|||
На рис. |
1.15 представлено |
^ис- |
^ |
||
среднестатистическое |
рас- |
Среднестатистическое рас- |
|||
пределение нефтей различ- |
пределение нефтей различных хими- |
||||
* |
п |
типов по |
ческих типов по глубинам залегания |
||
ных химических |
и по возрасту вмещающих отложений |
||||
возрасту |
вмещающих отло- |
|
(по А А петрову, 1984) |
45
жений и глубине залегания. А.А. Петров отмечает четко прояв ляющуюся зональность: максимум залежей нефтей типов А2, Б2 и Б 1приурочен к глубинам 500—1000 м, нефти типа А1преобладают с глубины 2 км. В целом независимо от возраста вмещающих от ложении с увеличением глубины намечается постепенный пере ход от нефтей типа Б1 к типу А1. Причины такой зональности очень сложны и неоднозначны. Они обусловлены как условиями генезиса нефти, так и характером ее дальнейших преобразова ний. Подробнее эти вопросы рассмотрены в гл. 4.
1.3. ГАЗОВЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СИСТЕМЫ
Углеводородные газы (УВГ) являются частью природных угле водородных систем, газовой фазой природных УВ. Природные газы — это УВ растворы, имеющие газообразное в нормальных (атмосферных) условиях состояние, выделенные из состава более сложных природных систем. Типы природных газов земной коры приведены в табл. 1.2. Природные газы находятся на Земле в раз личном состоянии: свободные в атмосфере и газовых залежах, растворенные в водах, сорбированные, окклюдированные, в виде твердых растворов — газогидратов. Газы, растворенные в нефти и выделяющиеся при разработке и самоизлиянии, называются попутными газами. Высокое энергосодержание, способность к химическим превращениям, низкое загрязнение биосферы обу словливают использование УВГ в качестве наиболее удобного то плива и ценного химического сырья.
Таблица 1.2
|
Типы природных газов |
||
|
Дегазация или сепарация |
||
Природная система |
самопроизвольная |
принудительная |
|
|
(спонтанная) |
||
|
|
||
Подземный газ |
Свободный газ |
Газ дегазации и дебутанизации |
|
(пластовый) |
сырого конденсата |
||
|
|||
Пластовая нефть |
Нефтяной газ |
Газ глубокой стабилизации |
|
нефти |
|||
|
|
||
Природная вода |
Водорастворенный |
Водорастворенный газ |
|
спонтанный газ |
|||
|
Водорастворенный газ |
||
Природные гидраты |
Газогидратный газ |
||
газогидратной воды |
|||
|
|
||
|
Природные газы от |
Газы закрытых пор, окклюди |
|
Горная порода |
крытого трещинно- |
рованный, сорбированный |
|
|
порового пространства |
и др. |
46
Состав и свойства газов
Основными компонентами природного (горючего) газа явля ются углеводороды от метана до бутана включительно, отмеча ются также следы С5—С8. Природные газы также содержат и не углеводородные компоненты: углекислый газ, азот, сероводород, инертные газы. Главным компонентом природных горючих газов является метан. Природный газ считается сухим, если он состоит главным образом из метана (более 85%), с низким содержанием этана (менее 10%), практическим отсутствием пропана и бута на, с содержанием менее 10 см3/м3 способных конденсироваться жидкостей. Тощий газ — пластовый газ метанового состава с низ ким содержанием этана, пропана и бутана. Количество конден сата в нем составляет 10—30 см3/м3 Газ жирный, если содержание конденсата колеблется от 30 до 90 см3/м3 В геохимии широко используется показатель «коэффициент сухости» ( С Н 4 / С 2+ В ы Сш ) -
Природные газы бесцветны, легко смешиваются с возду хом, растворимость их в воде и нефти различна. Свойства га зов на поверхности и в пластовых условиях отличаются, они во многом определяются термобарическими условиями и физико химическими параметрами среды. На растворимость природного газа влияют температура, давление, состав газа и нефти. Раствори мость газа в нефти повышается с ростом давления и уменьшается с ростом температуры; она растет в ряду С{—С4. Растворимость газа уменьшается с увеличением плотности нефти. Давление, при котором данная нефть полностью насыщена газом, называется давлением насыщения; если давление в залежи падает, то газ вы деляется в свободную фазу.
Плотность газов — масса вещества в единице объема (г/см3) или выражается отношением молекулярной массы (в молях) к объему моля р = М/22,4 л. Плотность метана 7,14-10”4, бутана 25,93-КГ4, диоксида углерода 19,63- 1(Г4 г/см3 Обычно использу ется относительная плотность по воздуху (безразмерная величи на — отношение плотности газа к плотности воздуха; при нор мальных условиях плотность воздуха 1,293 кг/м3). Относительная плотность метана 0,554 (20 °С), этана 1,05, пропана 1,55, диокси да углерода 1,53, сероводорода 1,18.
Газонасыщенность (Г) — важный показатель газоносно сти недр; газонасыщенность нефти — газовый фактор. Газона сыщенность вод (см3/л, м3/м3) — суммарное содержание газа в указанном объеме флюида (л, м3). По данным А.С. Панченко и В.П. Ильченко (1978), аномалии по величине газонасыщенности сопровождают все газоконденсатные месторождения Предкав-
47
казья. Вблизи контура газоконденсатных залежей независимо от гидрохимической зональности значения Г = 2—4 м3/м 3.
В кайнозойских нефтегазоносных бассейнах Сахалина, Куринской депрессии газонасыщенность вод газами УВ состава до глубины 3 км не превышает 3,3 м3/м 3, расчетная газонасыщен ность вод на глубине 6 км достигает 7,7 м3/м3. В Западной Сиби ри газонасыщенность вод УВ-газами до глубин 3 км колеблется от 0,3 до 1,5 м3/м 3, расчетная же газонасыщенность на глуби не 6 км около 7,5 м3/м 3 В Мексиканском бассейне на глубине 4358 м (скв. Делкамбер) газонасыщенность вод 8—9 м3/м3, газо насыщенность резко возрастает при аномально высоком пласто вом давлении (АВПД).
Газонасыщенность вод не только показатель газоносности недр. Эти воды сами могут быть источником газа. Добыча рас творенного в воде УВ-газа успешно ведется в Японии (префек тура Сидзуока).
Метан СН4 — наиболее распространенный и миграционно способный УВ-газ в природе, он характеризуется низкой сорбци онной способностью, небольшой растворимостью в воде, которая также зависит от температуры: 0,055 м3/м 3 (0 °С), 0,033 (20 °С), 0,017 (100 °С). Метан легко загорается (Твосп — 695—742 °С), его теплота сгорания 50 МДж/кг. Смеси метана с воздухом взры воопасны (нижний предел взрываемости 5%). Метан не содер жит связей С—С, менее прочных, чем С—Н, что обусловлено его термической прочностью и устойчивостью к химическим воздействиям. Генезис метана может быть биохимическим, тер мокаталитическим (катагенетическим), метаморфическим, вул каническим. Подробно этот вопрос, как и генезис других газов, будет рассмотрен ниже.
Газообразные гомологи метана — тяжелые углеводороды — ТУВ (этан С2Н6, пропан С3Н8, бутан С4Н|0) имеют большую по сравнению с метаном сорбционную способность и низкий коэф фициент диффузии, что позволяет им концентрироваться в газах закрытых пор. Этан имеет наибольшую из всех УВ-газов раство римость в воде (0,047 м3/м 3 при 20 °С). Смеси этих газов с воз духом также взрывоопасны. Содержание каждого из гомологов в газах чисто газовых залежей обычно менее 0,5%, в нефтяных попутных газах достигает 30%. Газообразные гомологи метана — ценное сырье нефтехимической промышленности; они исполь зуются в производстве синтетического каучука, полиэтилена, пластмасс. Промышленное значение имеют газы, содержащие не менее 2—3% ТУВ.
Двуокись (диоксид) углерода (углекислота) С 02 в нормальных условиях — газ, при —78 °С — твердая снегоподобная масса (су
48
хой лед), при нагревании непосредственно переходит в газ; С02
в1,5 раза тяжелее воздуха. Содержание С 02 в газах и нефтях изменяется от 0 до 59%, двуокись углерода хорошо растворяется
вводе, растворимость возрастает с увеличением давления. Так, при 20 °С и 0,1 МПа в одном объеме воды растворяется прибли зительно один объем С 02. При давлении 30 МПа и температуре 100 °С в одном объеме воды может раствориться 30 объемов С02. Двуокись углерода имеет различный генезис: образуется при окислении углеводородов и других органических соединений, при декарбоксилировании органических кислот, при разложении бикарбонатов, возможно и мантийное происхождение С 02.
Азот N2 — бесцветный газ без запаха, содержание его в возду хе 75,5% по весу (78,09 об.%), в природных газах варьирует в ши роких пределах (от сотых долей до 99%). В нефтяных попутных газах содержание азота изменяется от 0 до 50%. При длитель ной эксплуатации попутный нефтяной газ обедняется азотом, что связано с его малой растворимостью в нефти. Газ химиче ски инертный. Азот может быть атмосферного, биохимического и глубинного происхождения; в водах верхней части осадочного чехла он чаще всего атмосферный, с глубиной его содержание обычно падает. Показатель ZYB/N2_ — коэффициент химиче ской закрытости недр — возрастает с увеличением глубины.
Природный азот состоит из двух стабильных изотопов l4N и 15N. Для атмосферного азота характерно отношение I4N /I:>N =273 (стандарт). Изотопный состав азота природных газов варьирует в широких пределах: 6I5N изменяется от —10 до + 18%о.
Сероводород H2S — бесцветный горючий газ с характерным резким запахом, хорошо растворимый в воде. Плотность его 1,538 г/л, теплота сгорания 2,3 МДж/м3, температура кипения 60 К. Сероводород — высокотоксичный газ, при концентра ции его в воздухе более 0,1% может наступить летальный ис ход; предельно допустимое содержание в воздухе 0,01 мг/л. Се роводород встречается в свободных природных газах, обычно его концентрация редко превышает 1%. В газах, связанных с карбонатно-сульфатными толщами, концентрация H2S увеличи вается до 10—20, редко до 50%. Сероводород встречается также в вулканических и фумарольных газах. В природе известны разные источники H2S: биохимическое окисление ОВ, восстановление сульфатов сульфат-редуцирующими бактериями, при химиче ском восстановлении сульфатов, при термолизе ОВ и др. Про мышленную ценность представляют газы, содержащие 0,05—0,1% сероводорода.
Водород Н2 — самый легкий газ в природе (легче воздуха в 14 раз), бесцветный, не имеет запаха, плотность по воздуху 0,0695,
49
высшая теплота сгорания 12,2 МДж/м3 Водород имеет два ста бильных изотопа: протай (‘Н) и дейтерий (D или 2Н) — и один радиоактивный — тритий; доля дейтерия в водороде Земли очень мала. Водород природных газов несколько обогащен дейтерием: отношения D 'H = 1 4000 (в воде это отношение 1 6800). Во дород в природных газах содержится в количестве от тысячных долей до 60%. Повышение его концентрации свойственно вул каническим и другим глубинным газам. В.И. Молчанов считает водород обычным газом осадочных пород, не приуроченным к определенному диапазону толщ. Чаще всего водород ассоцииру ется с соленосными, угленосными и нефтеносными отложения ми; он приурочен к наиболее погруженным частям депрессий. В газах нефтегазоносных районов Н2 присутствует довольно ред ко. В Западной Сибири из 1000 опробованных участков водо род отмечен в восьми, причем он более свойствен вмещающим породам, чем пластам-коллекторам. По мнению В.А. Соколова, водород свойствен газам древних отложений. Селенгинская де прессия Иркутского амфитеатра, например, характеризуется по всеместным присутствием водорода.
Основным источником свободного водорода в земной коре является вода, при взаимодействии которой с окислами металлов при высоких температурах образуется водород; водород также типичный компонент вулканических фумарольных и прочих глу бинных газов. Возможен также генезис водорода при биохимиче ском и радиоактивном разложении ОВ.
Гелий Не — газ без цвета и запаха, химически инертный, т.е. неспособный к химическим реакциям, горению, взрыву. Сред нее содержание гелия в земной коре 1*10_6 вес.%, в атмосфере 5,2- КГ4 об.%. В природных газах содержание гелия достигает 18 об.%, в свободных не превышает 10%, в попутных 0,5%. При родные газы с повышенным содержанием гелия являются цен ным химическим сырьем.
Стабильные изотопы гелия 3Не и 4Не имеют главным обра зом радиогенный генезис — образуются при а-распаде радиоак тивных элементов (урана, тория) и характеризуются абсолютным преобладанием 4Не (3Не/4Не = 1(Г10—КГ9 в урановых минералах); первичный же гелий имеет соотношение 3Не/4Не = л-10-4. Гелий атмосферы представляет смесь первичного и радиогенного с от носительно постоянным составом (3Не/4Не=1,4-10-6). Повышен ные концентрации гелия отмечаются в зонах нарушений. Данные об изотопном составе гелия используются для определения его корового или мантийного генезиса.
50