Используя классификационные индексы, тип нефти можно представить в виде формулы. Нефть метановая средняя малосмолистая малосернистая парафинистая имеет формулу I.2.См1.Ср1.Пр2.
3.Типизация нефтей (И.С. Старобинец)
1. По групповому углеводородному составу бензиновых и структурно-групповому составу фракций, выкипающих до 500 0С (Са, Сн и Сп - молярное содержание углерода в ароматических циклах, нафтеновых и метановых УВ по данным кольцевого анализа) нефти делятся на:
метановые (М), М60 %, Сп60 %;
нафтеновые (Н), Н60 %, Сн50-60 %;
метано-нафтеновые (МН), М+Н60 % (МНА), Сп+Сн60 (СпСнСа);
нафтено-метановые (НМ), М+Н60 % (НМА), Сп+Сн60 % (СнСа);
метано-ароматические (МА), М+А60 % (МАН), Сп+Са60 % (СмСаСн);
нафтено-ароматические (НА), Н+А60 % (НАМ), Сн+Са60 % (СнСа).
2. По содержанию смолистых веществ (сумма асфальтенов и смол):
малосмолистые (СМ1) - менее 5 %;
смолистые (СМ2) - 6-15 %;
высокосмолистые (СМ3) - более 15 %.
3. По содержанию серы:
малосернистые (S1) - менее 0,5 %;
среднесернистые (S2) - 0,6-1 %;
сернистые (S3) - 1-2 %;
высокосернистые (S4) - более 2 %.
4. По содержанию твердых парафинов:
практически беспарафинистые (П1) - менее 0,5 %;
малопарафинистые (П2) - 1-3 %;
парафинистые (П3) - 3-8 %;
высокопарафинистые (П4) - более 8 %.
5. По выходу бензиновых фракций (н.к.-200 0С):
низкобензиновые (Б1) - 0-5 %;
среднебензиновые (Б2) - 5-15 %;
бензиновые (Б3) - 15-30 %;
высокобензиновые (Б4) - более 30 %.
Используя индексы можно охарактеризовать тип нефти в целом. Метано-нафтеновая бензиновая высокопарафинистая сернистая смолистая нефть будет иметь индекс МН Б3 П2 S2 СМ2. Существует также множество графических классификаций. Одной из наиболее распространенных является классификация нефтей с использованием треугольной диаграммы (Б.Тиссо, Д.Вельте). Отличительной особенностью рассматриваемой классификации является учет влияния различных факторов преобразования углеводородов в природных условиях, то есть можно определить эволюционную направленность превращения нефтей (рис. 5).
Рис. 5 Классификация нефтей (Б. Тиссо и Д.Вельте)
4.Классификация газов
Разными исследователями были рекомендованы те или иные классификации газов (В.А. Соколов, А.А. Карцев, М.И. Суббота, И.С. Старобинец и др.).
Химическая классификация природных газов, охватывающая наиболее часто встречающиеся в природе газы, разработана Н.А. Еременко и С.П. Максимовым (1953 г.). Согласно классификации выделяются десять классов газов. Для отнесения газа к тому или иному классу используют выражение данных химических анализов газа на треугольнике (рис. 6).
Рис. 6 Типизация природных газов (Н.А. Еременко, С.П. Максимов).
5.Типизация углеводородных газов (И.С. Старобинец)
Классификация основана на определении содержания отдельных компонентов в составе углеводородных газов (табл. 5).
В данной классификации используется коэффициент жирности газа (а = С2+высш/СН4*100):
Таблица 5. Типизация углеводородных газов (И.С. Старобинец).
|
Тип газов |
Показатель |
Индекс |
|
|
Коэффициент жирности газов |
|||
|
Сухие |
0,3-8 |
а1 |
|
|
Полужирные |
8-20 |
а2 |
|
|
Жирные |
20-30 |
а3 |
|
|
Высокожирные |
30 |
а4 |
|
|
Содержание азота, % |
|||
|
Низкоазотные |
5 |
N21 |
|
|
Азотные |
5-15 |
N22 |
|
|
Высокоазотные |
15-30 |
N23 |
|
|
Аномально азотные |
30 |
N24 |
|
|
Содержание сероводорода, % |
|||
|
Низкосернистые |
0,5 |
H2S1 |
|
|
Сернистые |
0,5-2 |
H2S2 |
|
|
Высокосернистые |
2-6 |
H2S3 |
|
|
Аномально сернистые |
6 |
H2S4 |
|
|
Содержание углекислого газа, % |
|||
|
Низкоуглекислые |
2 |
CO21 |
|
|
Углекислые |
2-10 |
CO22 |
|
|
Высокоуглекислые |
10-20 |
CO23 |
|
|
Аномально углекислые |
20 |
CO24 |
|
|
Содержание гелия, % |
|||
|
Низкогелиеносные |
0,1 |
He1 |
|
|
Гелиеносные |
0,1-1 |
He2 |
|
|
Высокогелиеносные |
1 |
He3 |
|
|
Содержание газового конденсата, г/м3 (для газа из газоконденсатных залежей) |
|||
|
Низкоконденсатные |
50 |
КГ1 |
|
|
Конденсатные |
50-200 |
КГ2 |
|
|
Высококонденсатные |
200 |
КГ3 |
|
|
Содержание газового бензина, г/м3 (для попутного газа из нефтяных залежей) (1 % С5+высш = 36 г/м3) |
|||
|
Низкобензиновые |
50 |
БГ1 |
|
|
Бензиновые |
50-200 |
БГ2 |
|
|
Высокобензиновые |
200 |
БГ3 |
По классификации, сухие низкоконденсатные бессернистые углекислые низкоазотные низкогелиеносные газы имеют условное обозначение а1 КГ1 H2S1 CO22 N21 He1.
6.Породы-коллекторы и покрышки
нефть органический газ
Природный резервуар нефти и газа представляет собой естественное вместилище жидких и газообразных веществ (флюидов), в котором может происходить их миграция. Природные резервуары состоят из двух элементов - коллекторского тела и ограничивающего его флюидоупора (экраны, покрышки). Коллекторское тело (пласт, толща, линза) слагается пористыми, проницаемыми породами, благодаря чему под влиянием внешних сил в них возможно перемещение УВ, воды и других флюидов. Непроницаемые или мало проницаемые пласты и толщи пород-флюидоупоров перекрывают коллекторское тело сверху, часто подстилают снизу и даже окружают со всех сторон. Такое ограничение препятствует рассеиванию флюидов в окружающем пространстве.
Породы, содержащие жидкие или газообразные флюиды и, отдающие их при разработке, называют коллекторами. Они могут быть различными по генезису - осадочные, магматические и метаморфические (табл. 6). Способность пород вмещать и отдавать при разработке нефть, газ и воду неодинаковы. Основные признаки, характеризующие качество пород-коллекторов - пористость, проницаемость и насыщенность пор флюидами. Коллекторские свойства осадочных пород зависят от литологического состава, физико-химических и геологических факторов.
К поровому типу коллекторов отнесены породы - коллекторы, в которых мелкие поры (1мм и мельче) более или менее изометричной формы, соединены между собой проводящими (поровыми) каналами. Диапазон изменения объема порового пространства очень большой - от единиц до нескольких десятков процентов (40-50%), очень сильно варьирует проницаемость - от 10-16 до 10-12 м2. Общая особенность коллекторов порового типа, если их поровое пространство не заполнено УВ, постепенное понижение коллекторских свойств с глубиной за счет уплотнения пород, минерального новообразования и др. процессов.
Трещинный тип породы-коллектора характеризуется тем, что фильтрующее поровое пространство в нем представлено открытыми (зияющими) трещинами. Трещинный коллектор обладает низкой трещинной пористостью, не более 2,5-3%. В породах могут быть и межзерновые (межгранулярные) поры, однако их суммарный объем не более 5-7%, к тому же часть таких пор оказывается изолированной. В большинстве случаев трещинный коллектор вторичный, постдиагенетический.
К смешанному (сложному) типу относятся породы-коллекторы, в которых сочетаются различные виды порового пространства: межзерновой, трещинный, каверновый, межформенный, внутриформенный и др. Эти сочетания могут быть неодинаковыми. Поэтому при характеристике коллекторов название ведущего вида пор помещается в конце определения. Например, смешанный, каверново-трещинный тип коллектора следует понимать как коллектор, в котором главная роль принадлежит трещинам, хотя объем порового пространства каверн может быть больше объема трещин. Коллекторские свойства пород-коллекторов смешанного типа изменяются в широком диапазоне.
Таблица 6 Классификация пород-коллекторов нефти и газа.
|
Тип горных пород |
Тип коллектора |
Вид порового пространства |
Характерные литологические разности пород |
|
|
Обломочные |
поровый |
межзерновой |
Пески, песчаники, алевриты, алевролиты, промеж. разности пород |
|
|
трещинный |
трещинный |
Песчаники и алевролиты регенерационной структуры, прочные песчаники и алевролиты с карбонатным цементом |
||
|
смешанный (сложный) |
Меж. трещинный |
Прочные песчаники и алевролиты с остаточной межзерновой пористостью |
||
|
Карбонатные |
поровый |
межформенный |
Биогенные, биохемогенные, оолитовые известняки и доломиты |
|
|
внутриформенный |
Биоморфные (фораминиферовые, гастроподовые, коралловые) известняки |
|||
|
межзерновой |
Дол. и доломитовые хемогенные и криптогенные известняки, доломиты |
|||
|
трещинный |
трещинный |
Крип. доломиты, извест. хемогенные окремнелые и глинисто-кремнистые |
||
|
смешанный (сложный) |
Межз., Трещ. каверновый |
Уплотненные известняки и доломиты различного генезиса |
||
|
Глинистые |
трещинный |
трещинный |
Аргиллиты известковистые, аргиллиты известково-кремнистые |
|
|
Магматические и метаморфические коры выветривания, кремнистые, сульфатные |
поровый |
межзерновой |
Коры выветривания гранитов, гнейсов, силициты |
|
|
трещинный |
трещинный |
Метаморфические сланцы, серпентиниты, андезиты, кремнистые породы, ангидриты |
||
|
смешанный (сложный) |
межзерновой, трещинный |
Серпентиниты, андезиты |
Флюидоупоры предотвращают от рассеивания в окружающем пространстве жидкие и газообразные флюиды, содержащиеся в пласте-коллекторе. Флюидоупоры по своей природе могут быть плотностными и динамическими.
Плотностные флюидоупоры возникают вследствие сильного уплотнения пород уже на начальных стадиях катагенеза. Их экранирующая способность определяется малым размером пор, через которые невозможна или крайне затруднена фильтрация жидкостей или газов. Такие экранирующие толщи формируются, прежде всего, за счет хемогенных пород - каменных солей, ангидритов, гипсов, некоторых известняков.
Динамические флюидоупоры возникают из интенсивно уплотняющихся пород. Их пористость с погружением снижается быстрее, чем у окружающих пород, вследствие чего происходит отжатие флюидов (в основном свободной воды) в соседние менее уплотненные породы. За счет этого пористые и даже обладающие невысокой проницаемостью пласты глинистых пород становятся экранами на пути фильтрации флюидов, находящихся в нижележащих песчаных или алевритовых породах. Динамические пласты-экраны по мере погружения и дальнейшего уплотнения переходят в обычные плотностные.
Породы-флюидоупоры в отличие от пород-коллекторов имеют чрезвычайно низкую проницаемость (менее 1.10-17 м2) и через них практически не осуществляется фильтрация жидкостей и газов, если и существует естественный отток УВ из залежи через покрышку, то он не более, чем приток (в противном случае скопление УВ может рассеяться).
Качество пород-флюидоупоров определяется литологическими признаками (минеральный состав, строение пород и др.) и геологическими факторами.
Наиболее эффективной экранирующей способностью обладает толщи каменной соли. Качество глинистых покрышек непостоянно: глубже 2,5-3,5 км их пластичность уменьшается и они переходят в аргиллиты, экранирующие свойства, которых, менее надежны. Далее по экранирующим свойствам располагаются мергели, ангидриты, известняки.
7.Классификация и типы природных резервуаров и ловушек нефти и газа
Природный резервуар - естественное вместилище нефти и газа, внутри которого возможна циркуляция флюидов (И.О. Брод, Н.А. Ерёменко).
Форма природного резервуара определяется соотношением в разрезе и по площади пород-коллекторов с вмещающими их слабо проницаемыми породами. Выделяются три типа природных резервуаров: пластовые, массивные и литологически ограниченные.
Пластовый резервуар - совокупность проницаемых пород-коллекторов, ограниченных у кровли и подошвы непроницаемыми породами (рис. 7). Обычно представлены терригенными породами и хорошо выдержаны по литологии и мощности.