ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 24

 

  Главная      Учебники - Разные     ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - 1970 год

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  22  23  24  25   ..

 

 

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 24

 

 

веществ   во   многих   водах   нефтяных   месторождений   представляются   явления,

связанные с адсорбционным воздействием на воды частиц глинистых минералов как в

толщах   глинистых   отложений,   так   и   в   породах-коллекторах   [44].   В   содержащих

кальций глинах, выносимых в океан речными потоками, в результате ионного обмена

ионы кальция замещаются ионами натрия. Последние вместе с другими элементами в

виде   заряженных   ионов   непрочно   присоединяются   к   углам   и   краям   раздробленных

частиц глин. Соленая вода, адсорбированная на этих заряженных ионах, называется

водой   с   распавшимися   связями  (broken-bond  water)   (большая   часть   воды,

адсорбированной на иллите, относится именно к этому типу). Способность глины к

адсорбции подобной воды увеличивается с уменьшением размеров глинистых частиц.

Адсорбируемые ионы, нейтрализующие ионы глин, могут быть как положительные, так

и отрицательные в зависимости от заряда ионов глин. Поэтому и  Na

+

, и Оˉ, и другие

ионы   различных   солей   могут   адсорбироваться   и   концентрироваться   на   глинистых

частицах.

Эти   адсорбированные   ионы   могут   быть   частично   освобождены   в   результате

перекристаллизации   глин,   цементации   и   диастрофизма.   При   возрастании   давления

способность к адсорбции увеличивается, а при возрастании  температуры  - снижается,

но и давление, и температура повышают растворимость солей в воде. Можно полагать,

что   конечным   результатом   всех   этих   различных   процессов   будет   переход

адсорбированных ионов в водный раствор по мере отжимания воды из глин во время

их погружения и поступления ее в более проницаемые формации.

2. Наблюдаемое в некоторых случаях высокое содержание растворенных солей в

водах   нефтяных   месторождений,   вероятно,   объясняется   испарением   воды   во   время

накопления   осадков   в   замкнутых   бассейнах   и   соответствующим   увеличением

плотности   и   концентрации   рассолов.   Кроме   того,   соли,   заносимые   ветрами   из

прилегающих пустынных районов, могли также попадать в замкнутые бассейны или

полузамкнутые   морские   заливы,   впоследствии   захороняться   и   обусловливать

первичную высокую соленость этих вод. Хотя подобные факторы и могли влиять на

первичные   значительные   изменения   солености,   их   воздействием   невозможно

объяснить   высокую   соленость   пластовых   вод   в   формациях,   в   которых   отсутствуют

признаки   отложения   соли.   Закономерной   связи   между   концентрацией   солей   в

пластовых водах и солевым режимом бассейнов седиментации не наблюдается.

3. Предполагалось  также, что при снижении  давления объем свободного газа

увеличивается,   происходит   испарение   воды   в   газ   и   соответствующее   увеличение

концентрации   остающихся   рассолов   [45].   Существуют   многочисленные   данные   о

выпадении   из   растворов   солей   и   ряда   других   минералов   при   снижении   пластового

давления в процессе отбора газа и в меньшей степени нефти. Однако количество газа,

необходимое для образования таких высоких концентраций, какие часто наблюдаются

в   коллекторах,   столь   огромно,   что   рассматривать   этот   процесс   как   сколько-нибудь

существенный   источник   увеличения   концентрации   солей   в   водах   нефтяных

месторождений не представляется возможным [46].

4.   Локальные   изменения   солевого   состава   вод   могут   объясняться

существованием   многочисленных   поверхностей   несогласия,   устанавливаемых   в

геологических   разрезах   большинства   седиментационных   бассейнов.   Каждая   из   этих

поверхностей   представляет   собой   границу,   где   происходит   резкое   изменение

геологических условий и где было возможным смешение разных вод. Некоторые из

поверхностей   несогласия   указывают   на   такие   зоны   геологического   разреза,   где   в

породы проникали метеорные воды и смешивались с древними пластовыми водами.

Другие   поверхности   несогласия   могут   соответствовать   периодам   геологической

истории,   когда   оставшиеся   в   результате   испарения   воды   рассолы   и   сухие   соли

подвергались   перераспределению   благодаря   деятельности   ветров   и   течений   и

поступали в воды, позже проникшие в подстилающие породы или когда подстилающие

поверхность   несогласия   породы   каким-либо   иным   образом   были   подвержены

воздействию вод с высокой соленостью.

5. Если сильноминерализованные пластовые воды являются реликтовыми, то их

высокая соленость может определяться первоначальной высокой соленостью морской

воды,   в   которой   отлагались   осадки.   В   настоящее   время   имеется   только   очень

ограниченное количество данных о составе вод древних морей. В различные периоды

геологической истории, например, в океанические воды могли попадать вулканические

пеплы, а также газы и обломки пород, выбрасываемых при подводных вулканических

извержениях. В результате в локальном масштабе происходило первичное изменение

характера   океанических   вод   и   их   минерализации,   что   может   объяснить   некоторые

наблюдаемые особенности. Изменчивость свойств пластовых вод в пределах одной и

той   же   геологической   формации   не   позволяет   принять   первичное   увеличение

солености морской воды как общую причину высокой минерализации вод нефтяных

месторождений, но может помочь в объяснении их некоторых характерных черт.

6.   Большинство   минерализованных   вод   нефтяных   месторождений   содержит

главным   образом   хлористый   натрий;   отсюда   и   их   название   «соленые   воды».

Примечательным   исключением   являются   залежи   Саут-Маунтин   и   Шилс-Каньон   в

Калифорнии, где рассолы содержат в основном хлористый кальций [47]. Преобладание

этой соли приписывалось вторичному изменению вод в осадках после их захоронения.

Полагают,   что   причиной   вторичного   изменения   явились   реакции   с   нефтью,   с

отложениями   вмещающей   формации   Сесп   (эоцен  -  олигоцен),   имеющими

континентальный   генезис,   а   также   с   вулканогенными   осадками,   которые   могли

отлагаться   вместе   с   осадками   формации   Сесп   или   телами   изверженных   пород,

интрудировавших   породы   этой   формации.   Кроме   того,   происходили   реакции   с

озерными   водами,   хлоркальциевые   рассолы   которых   могли   сформироваться   в

результате испарения вод во время отложения осадков.

Нефть

Углеводороды   [нафтиды]   составляют   лишь   незначительную   часть   флюидов,

содержащихся   в   породах-коллекторах,   однако   для   геологов-нефтяников   и   нефтяной

промышленности открытие месторождений и добыча этой небольшой составляющей

пластовых флюидов имеет первостепенное значение. С экономической точки зрения

нефть  во  всем мире  является   самым важным  видом  углеводородов, представителем

нафтидов   (petroleum);   за   ней   следует   природный   газ,   а   затем   газоконденсатные

жидкости.   Твердые   и   полутвердые   нафтиды   имеют   в   целом   подчиненное   значение,

хотя местами представляют определенную практическую ценность. Химический состав

поступающих   из   скважин   жидких   нафтидов,   или  нефти  (crude  oil),   особенно   их

асфальтово-смолистых компонентов, варьирует в широких пределах; столь же большим

разнообразием   отличаются   и   такие   их   физические   свойства,   как   цвет,   плотность   и

вязкость. В большинстве случаев добываемые нефти маслянисты на ощупь. Они могут

быть   как   непрозрачными,   так   и   полупрозрачными   в   тонком   слое,   а   окраска   их   в

отраженном свете меняется от бурой до красноватой и желтой со слабым зеленоватым

оттенком.   Типичные   нефти   характеризуются   консистенцией,   средней   между

консистенциями   молока   и   сливок.   Однако   если   рассматривать   нефти   во   всем   их

многообразии,   то   их   консистенции   весьма   изменчивы;   с   одной   стороны,   мы   имеем

бесцветные жидкости, близкие по консистенции к бензину, а с другой - густые, вязкие

черные асфальты. Нефти не смешиваются с водой и, за исключением очень редких

случаев,   когда   они   обладают   более   высокой,   чем   вода,   плотностью   или   сильно

загрязнены примесями минеральных веществ, всплывают в ней. Когда нефть достигает

устья скважины, из нее в большинстве случаев начинают выделяться многочисленные

пузырьки   растворенного   в   ней   газа,   что   связано   с   падением   давления.   Нефти

растворимы в эфире, ацетоне, сероуглероде, бензоле, хлороформе и кипящем спирте.

Измерение количества нефти

Количество   нефти   измеряется   в   баррелях,   тоннах,   в   процентах   от   объема

порового пространства, акр-футах или в баррелях на акр-фут породы-коллектора [48].

Наиболее   распространенной   единицей   измерения   является   баррель,   равный   42

американским (винчестерским) галлонам и имеющий средний вес 310 фунтов. Другие

единицы перечислены в таблицах пересчета в Приложении (см. табл. А-3).

При совместном извлечении нефти и газа из фонтанирующей скважины их смесь

сначала поступает в сепаратор, где газ отделяется от нефти. Затем нефть попадает в

резервуар,   где   и   замеряется   ее   объем.   При   насосном   методе   эксплуатации   на

поверхность извлекается одна нефть или нефть с небольшим содержанием газа; она

перекачивается   непосредственно   в   особым   образом  калиброванный   резервуар,   в

котором   одному   вертикальному   дюйму   отвечает   определенное   количество   нефти   в

галлонах   или   баррелях.   Чтобы   определить   объем   нефти,   изливающейся   из

высокопродуктивных   скважин,   в   случае   отсутствия   поблизости   хранилищ   с

достаточной  емкостью   или  трубопроводов  для  приема  всего   поступающего   из  недр

притока, измеряется расход нефти за непродолжительное время, например за один час,

четыре   или   шесть   часов,   а   затем   путем   умножения   полученного   количества   на

соответствующий коэффициент вычисляют суточную производительность скважины.

Объем   нефти   в   баррелях,   который   скважина   дает   или   способна   давать   за   сутки   в

первый период эксплуатации, носит название ее начального дебита.

Запасы нефти, содержащейся в коллекторах (oil  in  place) [пластовая нефть; ее

запасы  -  это   геологические   запасы],   подсчитывают   в   зависимости   от   преследуемой

цели различными методами [49]. Основной метод измерения объема пластовой нефти

заключается в умножении объема норового пространства в акр-футах, вычисленного по

данным   анализа   керна   и   электрокаротажа   скважин,   на   коэффициент

нефтенасыщенности   керна.   Для   подсчета   количества   промышленной   нефти   или   ее

извлекаемых   запасов,   приведенных   к   условиям   дневной   поверхности,   в   баррелях,

объем пластовой нефти умножается на коэффициент усадки (shrinkage factor) (см. стр.

191), который представляет собой меру уменьшения объема нефти за счет выделения

растворенного   в   ней   газа   при   поступлении   на   поверхность   (см.   стр.   192),   и   на

коэффициент   нефтеотдачи  (recovery  factor),   являющийся   мерой   поддающейся

извлечению пластовой нефти в процентах. Нефтеотдача изменяется в зависимости от

пористости и проницаемости пород-коллекторов, а также от типа пластовой энергии

1

 и

опыта   нефтедобычи   в   условиях,   близких   к   рассматриваемым.   Описанные   методы,

известные как  объемные,  или  методы определения насыщенности пород,  могут быть

применены на ранних стадиях разработки нефтяных месторождений, поскольку они не

подвержены   влиянию   регулирования   добычи   и   искусственного   ограничения

производительности скважин.

Другой распространенный метод подсчета запасов нефти в коллекторах известен

под названием  метода кривых падения добычи (кривых разработки). Он используется

при наличии данных о свободном и неограниченном отборе нефти [50] и заключается в

построении графиков изменения производительности одной или нескольких скважин в

течение   длительного   периода   разработки   залежи   и   последующей   экстраполяции

полученных кривых падения добычи на будущее. Кривые разработки могут строиться с

применением   прямоугольной,   полулогарифмической   или   двойной   логарифмической

сетки; логарифмические графики имеют то преимущество, что позволяют проецировать

рассматриваемые   кривые   в   виде   прямых   линий.   Рассчитанная   таким   способом

ожидаемая в будущем производительность всех скважин месторождения может быть

просуммирована, что дает в результате подсчет общих извлекаемых запасов нефти, еще

оставшейся  в природном   резервуаре.  Это  наиболее  надежный   и достоверный   метод

подсчета извлекаемых запасов нефти, когда история разработки залежи насчитывает

несколько лет и, таким образом, имеются необходимые данные для построения кривых

падения   добычи.   Однако   в   условиях   регулируемой   и   искусственно   сокращаемой

добычи этот метод не дает удовлетворительных результатов.

Химические свойства нефти

Нефть и природный газ, залегающие в недрах в своем естественном состоянии,

подвергаются   воздействию   температур   и   давлений,   значительно   превосходящих

атмосферные. Во всех нефтях растворено то или иное количество природного газа, и

1

Пластовая   энергия   -   это   энергия   природного   резервуара,   обусловливающая   приток

нефти и газа к скважинам. См. также стр. 427-428: пластовая энергия.

если   последнее   превышает   количество   газа,   необходимое   для   полного   насыщения

нефти   при   свойственных   данному   природному   резервуару   температуре   и   давлении,

избыточный свободный газ скапливается в виде газовой шапки (см. стр. 431  

Режим

газовой шапки

). Изменения давления и температуры, происходящие при извлечении

нефти   из   скважин   и   производстве   химических   анализов,   приводят   к   испарению   и

выделению   из   нее,   а   также   разрушению   некоторых   входящих   в   ее   состав

углеводородов. Именно поэтому трудно и даже подчас невозможно получить точные

аналитические данные о всех насчитывающихся тысячами химических соединениях,

которые   содержатся   в   нефти,   залегающей   в   пластовых   условиях.   Первоначальный

состав нефти можно определить в лучшем случае только приблизительно. Трудность

выделения из нефти отдельных углеводородов (УВ) может быть проиллюстрирована

хотя бы тем фактом, что на извлечение и анализ только 234 входящих в состав нефти

соединений   потребовалось   37   лет   [51].   Огромные   успехи,   достигнутые   в   области

разработки   методов   анализа   УВ,   к   числу   которых   относится   внедрение   в   практику

исследований   газовой   хроматографии   и   масс-спектрометрии,   а   также   разработка

вопросов   геохимии   содержащихся   в   УВ   изотопов,   сделали   возможным   быстрое

анализирование   молекул   УВ   и   уточнили   наши   представления   о   составе   многих

нефтяных фракций.

Геологов   интересуют   прежде   всего   химические   и   физические   свойства

входящих в состав нефти соединений в условиях недр; в частности химическая природа

и   характер   превращений   соединений,   возникающих   вследствие   неоднократных

изменений   в   течение   геологического   времени   пластовых   температур   и   давлений  -

изменений,   сопутствующих   образованию,   миграции   и   аккумуляции   УВ.   С   другой

стороны,   специалиста   по   нефтепереработке   больше   интересует,   какое   из

многочисленных,   имеющих   промышленное   значение   соединений   можно   получить

искусственным   путем   из   данной   нефти   на   нефтеперерабатывающем   предприятии.

Многие, если не большинство, из этих искусственно получаемых продуктов не имеют

аналогов в составе нефтей и природных газов, залегающих в природных резервуарах,

однако   понимание   некоторых   процессов,   моделируемых   в   лабораториях   и   на

нефтеперерабатывающих предприятиях, может оказать большую помощь в изучении

вопросов генезиса естественных УВ и асфальтово-смолистых веществ.

Несмотря   на   свое,   казалось   бы,   полное,   сходство,   нефти   из   двух   различных

природных резервуаров никогда не бывают абсолютно одинаковыми, ввиду того что

каждая из них состоит из смеси бесчисленного количества различных УВ [52]. Однако

типовые химические анализы нефтей, природных газов и асфальтов характеризуются

большим сходством данных, которые укладываются в общую схему, как, например в

табл. 5-5.

Таблица 5-5 Химический состав типичных нафтидов (вес.%)

Химия нафтидов является разделом органической химии, которая представляет

собой   по   существу   химию   соединений   углерода   [точнее,   углерода   и   водорода].

Органическая химия [которую можно было бы называть химией кахигенов (Cahygens)]

- это обширная и сложная отрасль науки; к настоящему времени установлено около

полумиллиона различных соединений углерода, и еще большее число их, несомненно,

ждет своего открытия. Простейшими органическими соединениями являются те из них,

которые состоят лишь из углерода и водорода и известны как углеводороды. Последние

составляют основную массу химических соединений, входящих в состав большинства

нафтидов - природного газа, нефти и природного асфальта. Большая часть нафтидов

содержит также ряд подчиненных элементов, таких, как сера, азот и кислород, которые,

однако,   соединяясь   с   органическим   углеродом   и   водородом,   образуют   сложные

молекулы.

Прежде   чем   приступить   к   рассмотрению   вопросов   химии   нафтидов,   полезно

дать   краткий   обзор   основных   понятий   и   терминологии,   используемых   в   химии

углеводородов (УВ).

В насыщенных углеводородах (иногда называемых также алканами) валентность

всех   атомов   углерода   насыщена   одиночными   связями.   Например,   все   парафины

относятся   к   насыщенным   УВ,   поскольку   в   них   каждый   атом   углерода   соединен   с

другими атомами углерода лишь одной связью, а остальные электроны атома углерода

имеют   также   одновалентные   [ковалентные]   связи   с   электронами   атомов   водорода.

Насыщенные   УВ   более   устойчивы   и   химически   менее   активны,   так   как   внешние

электронные оболочки входящих в их состав атомов углерода и водорода заполнены

разделенными электронными парами. Таким образом, соединения этого типа обладают

электронной структурой химически устойчивых и благородных инертных газов.

Ненасыщенными  углеводородами   называются   соединения,   в   которых

валентности   некоторых   атомов   углерода   не   насыщаются   одиночными   связями,   в

результате чего такие атомы соединяются между собой двумя или тремя ковалентными

связями.   Примером   может   служить   бензол   С

6

Н

6

,   в   котором   нет   достаточного

количества   атомов   водорода,   способного   удовлетворить   потребность   в   электронах

атомов углерода. В связи с этим три из шести атомов углерода соединены с другими

его атомами двойными связями [в действительности строение бензола более сложное].

Ненасыщенные   УВ   менее   устойчивы,   чем   насыщенные,   и   характеризуются   по

сравнению   с   последними   более   высокой   химической   активностью.   Поэтому   УВ   с

двойными и тройными связями легко вступают в соединение с другими веществами, а

при   нагревании   разлагаются   с   переходом   в   более   насыщенные   УВ   (с   одиночными

связями).

Изомерами  называются   вещества   одинакового   состава,   но   с   различной

молекулярной структурой и, следовательно, обладающие разными свойствами. Первым

изомером в парафиновом [метановом] ряду УВ является  изо-бутан С

4

Н

10

  (приставка

«изо»   означает   «изомер»),   характеризующийся   разветвленной   цепью   в   отличие   от

нормального   бутана   (м-бутана   С

4

Н

10

).   Структурные   формулы   этих   двух   соединений

выглядят следующим образом:

Существуют также три пентана, характеризующиеся одинаковой молекулярной

формулой   С

5

Н

12

,   содержащие   83,33%   углерода   и   16,67%   водорода   и   имеющие

молекулярный вес 72,15; однако каждый из них обладает своей,  отличной от других

температурой кипения

Число изомеров быстро возрастает для все более высоких членов парафинового

ряда. Существует 5 возможных изомеров гексана (С

в

Н

14

), 18 изомеров октана (С

8

Н

18

), 75

изомеров декана (С

10

Н

22

) и 802 изомера тридекана (С

13

Н

28

). В олефиновом ряду (С

n

Н

2n

)

структурная изомерия начинается с третьего члена, или бутена (С

4

Н

8

), и возрастает до

13 изомеров у гексена (С

6

Н

12

), 27 изомеров у гептена (С

7

Н

14

) и т. д.

Математически   рассчитано,   что   у   парафиновых   углеводородов,   молекула

которых   содержит   18   атомов   углерода   и   38   атомов   водорода,   имеется   60 523

возможных изомера, причем количество их возрастает более чем вдвое¹ с появлением в

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  22  23  24  25   ..