править]Свойство газа находиться в твердом состоянии в земной коре

В науке долгое время считалось, что скопления углеводородов с молекулярным весом более 60 пребывают в земной коре в жидком состоянии, а более легкие — в газообразном. Однако российские ученые А. А. Трофимук, Н. В. Черский, Ф. А. Требин, Ю. Ф. Макогон, В. Г. Васильев обнаружили свойство природного газа в определенных термодинамических условиях переходить в земной коре в твердое состояние и образовыватьгазогидратные залежи. Это явление было признано как научное открытие и занесено в Государственный реестр открытий СССР под № 75 с приоритетом от 1961 г.

Газ переходит в твердое состояние в земной коре, соединяясь с пластовой водой при гидростатических давлениях (до 250 атм) и сравнительно низких температурах (до 295°К). Газогидратные залежи обладают несравненно более высокой концентрацией газа в единице объема пористой среды, чем в обычных газовых месторождениях, так как один объем воды при переходе ее в гидратное состояние связывает до 220 объемов газа. Зоны размещения газогидратных залежей сосредоточены главным образом в районах распространения многолетнемерзлых пород, а также под дном Мирового океана.^[3]

Диффузия газа —это явление взаимного проникновения одного вещества в другое (при их соприкосновении), обусловленное движением молекул. Диффузия газов в осадочных толщах в естественных условиях осуществляется преимущественно через водонасыщенные поры и трещины пород. Диффузия вызывается в основном разностью концентраций газа в смежных частях горных пород и протекает в направлении от большей концентрации к меньшей. Коэффициенты диффузии D зависят как от состава диффундирующего газа, так и от свойств среды, через которую происходит диффузия, и от термодинамических условий (коэффициенты диффузии увеличиваются с температурой).

Явления диффузии газов имеют существенное значение в процессах формирования и разрушения залежей газа.

Растворимость углеводородных газов в нефти примерно в 10 раз больше, чем в воде. Жирный газ лучше растворим в нефти, чем сухой, более легкая нефть растворяет больше газа, чем тяжелая.

Газ, растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает плотность, вязкость и поверхностное натяжение. Если объем газовой фазы значительно превышает объем нефти, то при давлении 200—250 кг/см² и температуре 90—95 °C наступает обратная растворимость—жидкие углеводороды начинают растворяться в газе, и при определенных давлении и температуре смесь флюидов полностью превратится в газ. Это явление называется ретроградным или обратным испарением. Физические свойства природных газов, которые были рассмотрены выше, играют заметную роль в процессах формирования залежей нефти и газа и в размещении их в земной коре. Например, нефть сама по себе практически не может мигрировать через труднопроницаемые породы, в то время как в растворенном состоянии в газе для нее эти породы не являются такой преградой на пути миграции.

При понижении давления из газа начинает выпадать конденсат в виде жидких углеводородов. Это явление называется обратной конденсацией. При повышении давления конденсат снова превращается в газ.

Для каждого газа существует температура, выше которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление. Так же для каждого газа существует предельное давление, ниже которого, как бы ни низка была температура, газ не переходит в жидкое состояние. Эти предельные температура и давление называются критическими.

Природные газы делятся на:

- добываемые их чисто газовых месторождений

- добываемые их газоконденсатных месторождений

- добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений.

Все газы представляют собой смеси парафиновых УВ с азотом, сероводородом, углекислым газом и другими компонентами, но в разных пропорциях. Газы из чисто газовых месторождений наиболее легкие, они на 90% состоят из метана; из газоконденсатных - более тяжелей, метана в них от 80% до 90%; газы нефтяных месторождений (их также называют попутным газом) наиболее тяжелые, метана в них от30 до 70%. Природный газ бесцветен, а при отсутствии в нем сероводорода – не имеет запаха.

4. Добыча нефти в России и в мире

Добыча нефти в России в прошлом году выросла на 1,2% и достигла 10,27 миллиона баррелей в день, побив очередной постсоветский рекорд, заявило в понедельник российское министерство энергетики. Ведущий в мире производитель нефти добился этого, снизив налоговое бремя и начав поставки по трубопроводу в Китай.

Добыча немного превысила прогнозы аналитиков, которые год назад предсказывали, что она достигнет 10,26 миллиона баррелей в день. При этом рост в 2011 году был меньше, чем в 2010 году, в котором добыча выросла на 2,2% и составила 10,145 миллиона баррелей в день. В 2009 году она составляла 9,93 миллиона баррелей в день, а в 2008 – 9,78 миллиона баррелей в день.

Россия намерена в ближайшие десять лет поддерживать добычу нефти на уровне 510 миллионов тонн (более 10 миллионов баррелей в день). Она также прогнозирует, что экспорт нефти в 2012 году останется приблизительно на прежнем уровне и составит около 250 миллионов тонн.

Главным двигателем роста добычи стало новое Ванкорское месторождение, которое разрабатывает «Роснефть» - ведущий в стране производитель нефти. В прошлом году месторождение вышло на намеченный уровень добычи, составляющий 15 миллионов тонн (300 тысяч баррелей в день).

Это месторождение должно стать основным источником нефти для поставок в Китай по трубопроводу «Восточная Сибирь-Тихий океан» (ВСТО), по которому 300 тысяч баррелей в день идут из российского Сковородино в китайский Дацин.

В 2012 году Россия планирует закончить строительство второй очереди ВСТО, конечной точкой которой должен стать тихоокеанский порт Козьмино. Кроме того, в этом году должен начать работу балтийский порт Усть-Луга, запуск которого, назначенный на ноябрь 2011 года, пришлось отложить из-за серьезного ущерба, нанесенного инфраструктуре в ходе строительных работ.

Через Усть-Лугу смогут проходить от 10 до 20 миллионов тонн нефти по Балтийской трубопроводной системе-2.

Добыча природного газа в России в 2011 году возросла и достигла 670,544 миллиарда кубометров. «Газпром», крупнейший в России производитель природного газа, в прошлом году повысил добычу до 509,664 миллиарда кубометров. В 2010 году он добыл 508,471 миллиарда кубометров газа.

«Газпром», страдающий от падения спроса в охваченной долговым кризисом Европе – на своем главном рынке – намерен добыть в 2012 году 521 миллиард кубометров газа, а в 2013 году - 549,2 миллиарда кубометров. Это означает, что его добыча вернется на уровень 2008 года

Добыча нефти с газовым конденсатом в России увеличилась в январе - мае на 1,71% в годовом выражении до 214,4 млн тонн. Добыча газа за тот же период снизилась на 1,7% в годовом выражении и составила 292,648 млрд куб. м, сообщает Центральное диспетчерское управление топливно-энергетического комплекса (ЦДУ ТЭК).

Добыча нефти в России растет

Объем переработки нефти за пять месяцев увеличился на 2,91% до 108,31 млн тонн.

"Роснефть" в январе - мае добыла 48,223 млн тонн нефти (рост на 2,63%), "ЛУКойл" - 35,047 млн тонн (снижение на 1,91%), ТНК-ВР - 30,444 млн тонн (рост на 2,46%), "Сургутнефтегаз" - 25,402 млн тонн (рост на 1,41%), "Газпром нефть" - 12,988 млн тонн (рост на 4,77%), "Татнефть" - 10,902 млн тонн (рост на 0,67%), "Славнефть" - 7,439 млн тонн (рост на 0,29%), "РуссНефть" - 5,727 млн тонн (рост на 5,61%).

"Башнефть" в январе - мае добыла 6,393 млн тонн (рост на 3,46%).

В 2011 г. в России добыли 511,432 млн тонн нефти, что на 1,23% превышает показатель в 2010 г. При этом экспорт в 2011 г. сократился на 2% до 242,079 млн тонн. Минэнерго прогнозирует, что до 2020 г. добыча нефти в России сохранится на уровне 505-510 млн тонн в год.

Экспорт российского газа с января по май составил 83,416 млрд куб. м, что на 11,9% ниже показателя за тот же период 2011 г. Экспорт трубопроводного газа в дальнее зарубежье составил 52,443 млрд куб. м (рост на 250,2 млн куб. м), в ближнее зарубежье - 24,341 млрд куб. м (сокращение на 11,592 млрд куб. м).

Экспорт сжиженного природного газа в страны АТР в январе - мае составил 6,63 млрд куб. м (рост на 107 млн куб. м), в том числе в мае - 1,26 млрд куб. м.

"Газпром" в январе - мае сократил добычу газа на 10,3 млрд куб. м (- 4,7%) - до 219,639 млрд куб. м, в мае компания добыла 37,581 млрд куб. м. "НОВАТЭК" за пять месяцев добыл 21,825 млрд куб. м (+ 13,2%), другие нефтяные компании - 28,118 млрд куб. м (+ 6,1%).

Внутреннее потребление российского газа с начала года сократилось на 5%, до 221,899 млрд куб. м. В мае потребление составило 27,84 млрд куб. м.

5. Нефтяная залежь, нефтяное месторождение

ЕФТЯНАЯ ЗАЛЕЖЬ (а. oil field, oil pool; н. Erdollager; ф. gisement de petrole, gisement d'huile; и. deposito petrolifero, yacimiento petrolifero, yacimiento de petroleo, yacimiento de oil) — естественное единичное скопление нефти в ловушке, образованной пластом-коллектором и покрышкой, контролируемое единым водонефтяным контактом. Граница между смежными залежами в одном пласте проводится по изменению положения водонефтяного контакта.

Нефтяная залежь обычно подстилается водой: законтурной (за внешним контуром нефтегазоносности) или подошвенной (находящейся под залежью нефти); реже бывает ограничена со всех сторон непроницаемыми породами и не имеет контакта с водой (песчаная линза). Основные параметры нефтяной залежи: площадь, эффективная мощность, пористость, проницаемость и нефтенасыщенность коллектора, пластовая температура, давление, высотное положение водонефтяного контакта. По запасам нефтяные залежи подразделяют на: уникальные (свыше 300 млн. т), гигантские (от 100 до 300 млн. т), крупные (от 30 до 100 млн. т), средние (от 10 до 30 млн. т), мелкие (до 10 млн. т) и непромышленные. Кроме того, нефтяные залежи характеризуют по строению коллектора в ловушке (пластовые, массивные); по типу коллектора (поровый, трещинный, кавернозный, смешанный); по типу экрана в ловушке (сводовые, литологически, стратиграфически, тектонически, гидродинамически экранированные и др.); по качеству нефти, плотности, вязкости, структурно-групповому её составу; количеству и составу растворимого в ней газа и других компонентов. Режимы работ нефтяных залежей при эксплуатации определяются характером проявления движущих сил, обусловливающих приток нефти к эксплуатирующимся скважинам; зависят от геологического строения и физико-химического свойств пласта и нефти, а также от искусственно создаваемых условий разработки. Совокупность залежей, приуроченных к общему участку земной поверхности и подчинённых единой тектонической структуре, образует нефтяное месторождение.

НЕФТЯНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ а. oil field; н. Erdolfeld, Erdollagerstatte; ф. gisement de petrole, champ petrolier; и. yacimiento de petroleo, yacimiento de oil, deposito de petroleo, deposito petrolifero) — совокупность залежей нефти, приуроченных к одной или нескольким ловушкам, контролируемым единым структурным элементом и расположенным на одной локальной площади. Границы смежных нефтяных месторождений проводятся по контурам смежных залежей соседних площадей. Большинство предложенных классификаций нефтяных месторождений базируется на тектонических представлениях. Нефтяные месторождения приурочены к следующим основным тектоническим элементам; платформам с докембрийским (дорифейским или частично байкальским) складчатым основанием; молодым платформам с палеозойским и частично байкальским складчатым основанием; краевым прогибам перед складчатыми сооружениями герцинского, мезозойского, альпийского возраста; эпигеосинклинальным орогенным областям; эпиплатформенным орогенным областям.

Основные параметры, характеризующие нефтяные месторождения: геологическое строение площади месторождения, расположение локальной структуры относительно структур более высокого порядка, наличие различных структурных планов, характеристика продуктивных горизонтов и флюидоупоров, типы и количество ловушек и залежей, фазовое состояние углеводородов в залежах, запасы, их плотность по площади и др. Нефтяное месторождение может объединять несколько структурных этажей, что очень усложняет его разведку и разработку, и требует изучения соотношений в плане контуров залежей между собой и с контурами структур.

По числу залежей нефтяные месторождения могут быть однозалежными или многозалежными, по фазовому содержанию углеводородов — нефтяные, газонефтяные, газоконденсатно-нефтяные.

По запасам выделяют супергигантские (более 500 млн. т извлекаемой нефти), гигантские (от 100 до 500 млн. т), крупные (от 30 до 100 млн. т), средние (от 10 до 30 млн. т), мелкие (меньше 10 млн. т) и непромышленные нефтяные месторождения.

Нефтяные месторождении классифицируется на:

§ мелкие — до 10 млн тонн нефти;

§ средние — 10 — 100 млн тонн нефти (Кумколь, Верх-Тарское);

§ крупное — 100—1000 млн тонн нефти (Каламкас, Пенглай, Правдинское, Статфьорд);

§ крупнейшие (гигантские) — 1 — 5 млрд тонн нефти (Тенгиз, Самотлор, Ромашкино);

§ Уникальные (супергигантские) — 5 млрд тонн нефти и более (Аль-Гавар, Большой Бурган, Эр-Румайла).

6. Нефтяной или газовый коллектор, его основные характеристики

Коллектор нефти и газа petroleum and gas reservoir - Пористая или трещиноватая горная порода, содержащая в своих порах, кавернах и трещинах нефть, газ и сопровождающую их минеральную («пластовую») воду. Коллекторами служат пласты и выклинивающиеся залежи песков, песчаников, известняков и доломитов. Для сохранения нефти и газа в коллекторе последний должен быть сверху и снизу изолирован непроницаемыми породами (обычно глинами). Насыщение коллектора нефтью зависит от его пористости. Наибольшей пористостью, достигающей 40% и даже 50%, обладают пески и песчаники, их обычная пористость варьирует в пределах 10-25%. Суммарный объем пустот в известняках и доломитах достигает 15% их общего объема.

ОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА (от cp.-век. лат. соllector — собиратель * а. oil and gas reservoirs; н. Erdol-Erd gasspeichergesteine, Erdol- und Gasspeicher; ф. roches-reservoirs de petrole et de gaz, roches-magasins de petrole et de gaz; и. rocas reservorios de gas у petroleo) — горные породы, способные вмещать жидкие, газообразныеуглеводороды и отдавать их в процессе разработки месторождений. Критериями принадлежности пород к коллекторам нефти и газа служат величины проницаемости и ёмкости, обусловленные развитием пористости, трещиноватости, кавернозности. Величина полезной для нефти и газа ёмкости зависит от содержания остаточной водонефтенасыщенности. Нижние пределы проницаемости и полезной ёмкости определяют промышленную оценку пластов, она зависит от состава флюида и типа коллектора.

Долевое участие пор, каверн и трещин в фильтрации и ёмкости определяет тип коллектора нефти и газа: поровый, трещинный или смешанный. Коллекторами являются породы различного вещественного состава и генезиса: терригенные, карбонатные, глинисто-кремнисто-битуминозные, вулканогенно-осадочные и другие.

Коллекторские свойства терригенных пород зависят от гранулометрического состава, сортированности, окатанности и упаковки обломочных зёрен скелета, количества, состава и типа цемента. Эти параметры обусловливают геометрию порового пространства, определяют величины эффективной пористости, проницаемости, принадлежность пород к различным классам порового типа коллекторов. Минеральный состав глинистой примеси, характер распределения и количество её влияют на фильтрационную способность терригенных пород; увеличение глинистости сопровождается снижением проницаемости.

Коллекторские свойства карбонатных пород определяются первичными условиями седиментации, интенсивностью и направленностью постседиментационных преобразований, за счёт влияния которых развиваются поры, каверны, трещины и крупные полости выщелачивания. Особенности карбонатных пород — ранняялитификация, избирательная растворимость и выщелачивание, склонность к трещинообразованию обусловили большое разнообразие морфологии и генезиса пустот; они проявились в развитии широкого спектра типов коллекторов нефти и газа. Наиболее значительные запасы углеводородов сосредоточены в каверново-поровом и поровом типах.

Вулканогенные и вулканогенно-осадочные коллекторы нефти и газа отличаются характером пустотного пространства, большой ролью трещиноватости, резкой изменчивостью свойств в пределах месторождения. Особенность коллекторов заключается в несоответствии между сравнительно низкими величинами ёмкости, проницаемости и высокими дебитами скважин, вскрывающих залежи в этих породах. Наиболее часто встречаются трещинный и порово-трещинный типы коллекторов.

Глинисто-кремнисто-битуминозные породы отличаются значительной изменчивостью состава, неодинаковой обогащённостью органическим веществом; микрослоистость, развитие субкапиллярных пор и микротрещиноватость обусловливают относительно низкие фильтрационно-ёмкостные свойства. В некоторых разностях пористость достигает 15% при проницаемости в доли миллидарси. Преобладают трещинные и порово-трещинные коллекторы нефти и газа. Промышленная нефтеносность глинисто-кремнисто-битуминозных пород установлена в баженовской (Западная Сибирь) и пиленгской (Сахалин) свитах.

Наиболее значительные запасы углеводородов приурочены к песчаным и карбонатным рифогенным образованиям. Выявление коллекторов нефти и газа проводится комплексом геофизических исследований скважин и анализом лабораторных данных с учётом всей геологической информации по месторождению. При изучении карбонатных коллекторов нефти и газа, кроме традиционных литологических и промыслово-геофизических методов, используют фотокаротаж, ультразвуковой метод, капиллярного насыщения пород люминофорами и другие методы.

7. Горное и пластовое давление

ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ (а. reservoir pressure; н. Lagerdruck; ф. pression de соuche; и. presion de capa, presion de roca, presion de yacimiento) — давление, которое пластовые флюиды оказывают на вмещающие их породы.

Пластовое давление — важнейший параметр, характеризующий энергию нефтегазоносных и водоносных пластов (см. Пластовая энергия). В формировании пластового давления участвуют гидростатическое давление, избыточное давление залежей нефти или газа (архимедова сила), давление, возникающее в результате изменения объёма резервуара (порового или трещинного пространства), а также за счёт расширения (или сжатия) флюидов и изменения их массы. Различают начальное (до вскрытия подземного резервуара или не нарушенное техногенными процессами) и текущее (динамическое) пластовое давление. В сравнении с условным гидростатическим давлением (давление столба пресной воды высотой от дневной поверхности до точки замера) пластовое давление разделяют на нормальное и аномальное. Первое находится в прямой зависимости от глубины залегания пласта, увеличивается через каждые 10 м примерно на 0,1 МПа. Пластовое давление, значительно отличающееся от гидростатического, называется аномальным пластовым давлением.

Пластовое давление изменяется как по площади распространения пласта, так и по глубине нефтяных и газовых залежей и по мощности водоносных горизонтов, увеличиваясь с возрастанием её пропорционально плотности подземного флюида. Сопоставления пластового давления относят к какой-либо одной плоскости сравнения (уровень моря, первоначальное положение водонефтяного контакта) — т.н. приведённое пластовое давление. При эксплуатации скважин в Призабойной зоне образуется область пониженного пластового давления. Измеряется пластовое давление глубинным манометром или рассчитывается исходя из отметок пъезометрических уровней пластовых флюидов в скважине или другой горной выработке при статическом состоянии. Точность измерения пластового давления глубинным манометром даёт до 1% ошибок, расчётный способ при благоприятных условиях в газовых и водяных залежах обеспечивает значительно большую точность (0,01-0,02%). Достоверность инструментального измерения зависит от его точности и от того, насколько давление в скважине соответствует пластовому, для чего необходима хорошая гидродинамическая сообщаемость скважины с пластом. Наиболее благоприятны для измерения пластового давления фонтанирующие скважины, в случае слабых притоков флюидов требуется большее время для восстановления пластового давления.

В процессе разработки залежей углеводородов пластовое давление снижается, что приводит к уменьшению дебитов скважин, изменениям физико-химических свойств флюидов, усложняет их добычу, увеличивает потери ценных компонентов. Поэтому разработку и эксплуатацию залежей ведут с поддержанием пластового давления. По результатам измерений пластового давления строят графики его изменения. Анализ этих графиков позволяет судить о процессах, происходящих в залежи, и регулировать её разработку и эксплуатацию.