第二章油藏工程模板

资料内容仅供您学习参考，如有不当或者侵权，请联系改正或者删除。第二章油藏工程第一节油气水概述一、石油石油是一种成分十分复杂的天然有机化合物的混合物。主要成分为液态烃,含有数量不等的非烃化合物及多种成分的微量元素。从地下采出的石油,在加工提炼之前称之为原油。1石油的成因就石油的成因学说而言,大致上可分成两派,即无机成因说和石油有机成因说。1.1无机成因无机成因说认为,石油是地下深处(地壳以下)形成,后来沿着较大断裂渗流到地壳上部或者在天体形成时形成。石油的生成是非生物成因,石油是由C和H在高温、高压条件下形成的。无机成因的证据:(1)在实验室条件下,用C、H两种元素作实验能够形成烃类化合物;(2)在岩浆岩(如方正老尖山的火山岩—玄武岩气孔中有轻质石油)中见有油苗。岩浆岩中曾也发现过石油沥青;(3)在星球中(其它星际)也发现有碳氢化合物;(4)在陨石中也发现有碳氢化合物和氨氢酸等100种以上的烃类化合物;(5)碳化铁说:早期的门捷列夫提出,反应式为:Fe3Cn+H2O→CnHm+Fe2O3;无机成因代表人物有前苏联:库得涅采夫、克鲁泡特金等;美国的高契尔、戈尔得等人。1.2有机成因有机成因说认为:石油是埋藏在地下深处的沉积岩内的生物残体(有机质)在一定的温度、压力和还原的条件下转化而成的,石油是由有机质转化而成的。其证据主要有:(1)当前找到的石油中99.9%分布在沉积岩内。只有极其少量的分布在岩浆岩和变质岩内。(2)石油在地质剖面上各地质时期均有发现,而且与煤和有机质的分布具有一致性,主要是侏罗纪,第三纪等地质时期。(3)据当前对石油分布的研究,确认石油的分布不但与一定沉积相带有关,而且受生油相带的控制。(4)在石油成分中找到了与已知的生物分子结构有关的成分。如与植物的叶绿素和动物的血红素有关的卟啉类化合物,姥姣烷、植烷等。在3000m以下的深度这些有机物质急剧减少。(5)石油和生物体中碳的同位素成分具有明显的一致性。石油的元素组成和生物体的元素组也具一致性。(6)在化石的腔体内见到了石油及沥青物质。(7)在实验室内,一定温度、压力条件用有机质实验,经过一定时间之后有烃生成。(8)石油具有旋光性,这种特性是有机烃所特有的,而无机烃则无旋光性。(9)石油中的某些成分如卟啉化合物在250℃以上会被破坏。说明石油不可能是高温下形成的。有机和无机两大学派一直争论不休,现在有机成因占主体地位,而无机成因人数则少。在实际工作中是按着有机成因指导找油找气的。2石油的化学组成2.1石油的元素组成石油主要是由碳、氢及少量氧、硫、氮等元素组成。碳、氢两种元素约占石油元素的97%—99%,氧、硫、氮及其它元素合计约占1%—4%,个别情况可占7%,除上述5种元素外,还有30多种其它微量元素。如铁、钙、镁、镍、钒。但其仅占石油总质量的万分之几。2.2石油的化合物组成2.2.1石油中的烃类化合物石油中烃类化合物按其组织可分为三类:(1)烷烃:也称为脂肪烃,其化学组成为—C—C—C—,这种烃类是饱和烃,其中C1—C4为气态;C5—C16为液态。C17以上为固态,这种烃类相对密度、熔点、沸点均随着分子量的增加而上升。所有烷烃其相对密度均小于1;一般的情况下难溶于水。按其是否有支链和直链分成为正构烷烃(直链),异构烷烃(侧链)—C—C—C—图2-1植烷和姥鲛烷结构式(2)环烷烃,也是饱和烃,其为闭链结构,如环戊烷和环己烷等。石油中C5—C10环烷烃较多,为石油的重质成分。图2-2五员环、六员环结构式(3)芳香烃:它是一种不饱和烃,具有芳香味。其中主要特点是至少有一个苯环儿,石油中的低沸点成分中芳香烃很少,主要存在于高沸点中,主要为甲苯、苯等。图2-3联苯、三基甲烷结构式图2-4萘、蒽、菲结构图2.2.2石油中非烃化合物石油中除了C、H两种元素,还有S、N、和O等其它许多种元素。其中尤以S、N、O较多。(1)含硫化合物:当前已知道石油中含S化合物达100种以上,如硫化氢(H2S)、硫醇(R·SH)等。个别情况下硫以小晶体形式出现,石油中硫的含量多少对油品质影响较大。由于石油中的硫常与水结合生成硫酸和亚硫酸。这种酸对石油化工设备腐蚀很大。故石油中S的含量作为评价其质量的重要指数。一般将大于2%石油称为高硫石油。含量为0.5%以下为低硫石油。含量0.5%—2%之间者为含硫石油。中国大多油田的含硫量较低,大多为低硫石油。如玉门0.12%,克拉玛依0.05%。个别如山东孤岛石油含硫量达1.13%—3.38%。(2)含氮化合物:石油N的化合物一般为万分之几到千分之几,中国大都低于5‰,主要为含氮的杂环化合物卟啉类。亦称为族化合物,对指明石油成因有意义。(3)含氧化合物;石油中氧的含量一般为千分之几,个别可达到2%～3%,氧在石油中主要以环烷酸、酚、脂肪酸等形式存在,统称为石油酸。除上述S、N、O化合物外,石油中还有其它一些高分子的非烃化合物。2.3石油的馏分和组分由于石油的化学组成十分复杂,为了研究其组成,首先对这种复杂混合物进行分离,即进行馏分、组分分析,利用组成石油的化合物具有不同的沸点的特性,加热进行蒸馏,每一部分即为一个馏分。用各馏分的百分含量表示石油的组成,称为石油的馏分组成。轻馏分指35℃—190℃以下,为石油气、汽油;中馏分190℃—360℃,包括了:煤、油、柴油、重斯油;重馏分360℃～500℃成分为润滑油,>500℃为了解石油性质,曾广泛采用组分分析方法,这种方法是利用石油中化合物的不同组分对有机溶剂和吸附剂(如硅胶)具有选择性溶解和吸附性,将石油分成若干部分,每个部分就是一个族组成,石油的族组成包括以下四个部分:(1)油质:石油的主要组分,它是由烃类(主要是烷烃)组成的浅色粘性物质,它可溶解于石油醚而不被硅胶吸附,油质含量的高低是衡量石油质量好坏的重要标志,一般油质含量高,则石油质量好。(2)胶质:粘稠状的液体或半固体,颜色浅黄,红褐至黑色,胶质可溶于石油醚、苯、四氯化碳等有机溶剂,可被硅胶吸附(此种方法可将其与油质分开)。胶质分子量较大,石油被氧化后其胶质成分增多,一般轻质石油中胶质含量不到5%,而重质石油则胶质可达到20%。(3)沥青质:石油中分离出的沥青质为黑色脆性的固体粉末,具有较大的分子量,其分子量为37000～100000,其结构复杂,它不溶于石油醚、酒精等,而溶于苯、三氯甲烷、二硫化碳等有机溶剂。用不溶于石油醚、酒精等有机试剂的特性将其与胶质分开。(4)碳质:又称为残碳,为石油中的非烃化合物。它是一种固体,不溶于有机试剂,在石油中含量很少。3石油的物理性质3.1颜色在透射光下石油的颜色能够呈淡黄、褐黄、深褐、淡红、棕色、黑绿色及黑色等。原油颜色的深浅主要取决于胶质、沥青质的含量。其含量愈高,则颜色愈深。3.2比重和密度液态石油的比重,在中国和前苏联是指在101.325kPa下,20℃(或15.5℃)石油与4℃纯水单位体积的重量比。欧、美各国则是用101.325kPa下,60℉(15.55℃API重度=-131.5石油比重一般介于0.75-0.98之间。一般把比重大于0.9的称为重质石油,小于0.9的称为轻质石油。世界各国的原油大多为轻质石油;重质石油居次要地位。比重最大的可达1.0以上,这种石油用一般方法难于开采。石油的比重主要取决于化学组成。就烃类而言,比重随碳数增加而增大,碳数相同的烃类,烷烃比重小些,环烷烃居中,芳烃比重较大。与胶质、沥青质相比,烃类较之为小。密度是单位体积物质的质量。密度单位形式上与比重差别不大,一般用g/ml或g/cm3。密度与物质本身的成分和体积变化相关。液体石油的体积,在常压下随温度升高而增大。温度每增加1,单位体积所增加的体积数称为膨胀系数。它不是一个固定的常数,而是随比重减小而增大(表)。压力对石油的体积也有影响,随压力增大致积将因被压缩而减小。压力每增加101.325kPa,单位体积被压缩的体积数称为压缩系数。压缩系属也不是一个常数。表2-1不同比重石油的膨胀系数比重API度平均膨胀系数(体积/单位体积1oF)0.67780.0080.67-0.7278-650.0070.72-0.7764-510.0060.78-0.8550-350.0050.85-0.9734-150.0040.97-1.07814-0

显然,温度和压力是影响石油体积的两个主要因素。考虑原油是气、液、固三相物质的混合物,以液态烃为主体的石油中含有不同数量的溶解气态烃、固态烃及非烃,实际上,在地下油气藏中,温度和压力还不但影响石油的体积,同时还影响到石油本身的物质组成,从而影响其质量。一方面,温度的增加有使溶解气逸出液态石油的趋势;另一方面,压力的增加,将使原油中溶解气量增加。在地下油气藏中,温、压同时增加,而压力增加使溶解气增加的效应远大于温度增加使溶解气逸出的效应;与此同时,溶解气量增加引起体积增加的效应,远远超过随压力增加而使体积减小的效应。因此出现压力增加体积不是缩小而是增大,直至达到饱和压力为止(图)。图2-5体积压力图由此可见,地下石油的密度不但与温度压力有关,还与溶解气量有关,且后者才是影响石油密度的本质因素。溶解气量增加则密度降低。地表和地下温、压条件不同,不但影响石油体积,更主要的是由于溶解气量的差异,导致石油物质组成的差异,实质上是改变了石油的质量。地下石油含有较多的溶解气,是地下石油密度较地表石油密度低的根本原因。3.3粘度粘度是反映流体流动难易程度的一个物理参数。粘度值实质上是反映流体流动时分子之间相对运动所引起内摩擦力的大小。粘度大则流动性差,反之则流动性好。石油粘度是制定石油开发方案、油井动态分析及石油储运都必须考虑的重要参数。粘度分为动力粘度、运动粘度和相对粘度。动力粘度又称绝对粘度。在国际计量单位SI制中,单位为帕斯卡·秒(Pa.s)。其定义为:流体经过长度(L)为1m,横截面积(F)为1m2,渗透率(K)为1m2的介质,当压差(ΔP)为1Pa,流量(Q)为1m31Pa.s相当于C.G.S制10P,1mPa.s=10-3Pa.s=1cP。在101325Pa,20℃时,水的动力粘度为1mP.s。不同温度下的动力粘度用ηt表示。动力粘度/密度,称为运动粘度。其单位为m2/s,称米平方每秒。不同温度下的运动粘度用Vt表示。相对粘度又称恩氏粘度,是在恩氏粘度计中200ml原油与20℃时同体积的蒸馏水流出时间之比。常见Et表示。根据实验室测定的Et值,能够经过查换算表获得运动粘度,并计算出动力粘度。石油地质学上一般所用的粘度多指动力粘度。石油粘度大小主要取决于其化学组成,小分子的烷烃、环烷烃含量高,粘度就低;而石蜡、胶质、沥青质含量高,粘度就高。石油粘度随温度升高、溶解气量增加而降低。因此,地下石油的粘度常低于地表。在地下1,500-1,700m处,石油的粘度一般仅为地表的一半。如中国克拉玛依的原油,在地下温度为50℃时,η50=19.2mP.s,在地表20℃时,3.4溶解性石油能溶于多种有机溶剂。如氯仿、四氯化碳、苯、醚等。石油是多种有机化合物的混合物,实际上各种化合物都能够看作是有机溶剂,换言之,各成分之间具有互溶性。其中轻质组分对重质组分的溶解作用可能更明显些,也更容易理解。有可能这种溶解作用正是重质组分得以实现运移的有效途径。石油在水中的溶解度一般很低,一般随分子量的增加很快变小,但随不同烃类化学性质的差异而有很大的差别。其中芳烃的溶解度最大,可达数百到上千ppm;环烷烃次之,一般为14-150ppm;烷烃最低,仅几个到几十个ppm。在碳数相同时,一般芳香烃的溶解度大于链烷。如巳烷、环巳烷和苯分别为9.5、60和1,750mg/l,差别是非常明显的。苯和甲苯是溶解度最大的液态烃。当压力不变时,烃在水中的溶解度随温度升高而变大。芳香烃更明显。但随含盐度和压力的增大而变小(McAULIFFE,1979)。当水中饱和CO2和烃气时,石油的溶解度将明显增加。3.5凝固和液化石油的凝固和液化温度没有固定的数值。在凝固和液化之间能够出现中间状态。富含沥青的石油在温度降低时无明显凝固现象。石油的凝固点与粘度和重质石蜡的含量有关,特别与后者关系密切。富含石蜡的石油在温度下降到结蜡点时,即伴随石蜡晶出而出现凝固现象;高粘度原油一般富含石蜡,10℃3.6蒸发与挥发蒸发和挥发都是指在常温常压下液体表面汽化的现象。二者可视为同义词。蒸发侧重于汽化现象本身,而挥发则是侧重于表述这种现象的动态过程和结果。石油蒸发时轻组分优先逸出;而一般石油的挥发性即指其轻组分以气体形式离开石油散发掉的现象和事实;其结果同是使石油的比重增大。3.7萤光性

石油在紫外光照射下可产生萤光的特性称为萤光性。石油中只有不饱和烃及其衍生物具有萤光性。这是因为它们能吸收紫外光中波长较短、能量较高的光子,随后放出波长较长而能量较低的光子,产生萤光。饱和烃不发萤光。萤光性可能与存在双键有关。萤光色随不饱和烃及含双键的非烃浓度和分子量增加而加深。芳烃呈天蓝色,胶质为黄色,沥青质为褐色。利用石油具有萤光性,能够用紫外灯鉴定岩石中微量石油和沥青类物质的存在。在有机溶剂中只要含有10-5沥青类物质即可被发现。3.8旋光性大多数石油都具有旋光性,即石油能使偏振光的振动面旋转一定角度的性能。石油的旋光角一般是几分之一度到几度之间。绝大多数石油的旋光角是使偏振面向右旋移而成,仅有少数为左旋。石油的旋光性主要与组成石油的化合物结构上存在不对称碳原子(又称手征碳原子或手征中心)有关。而一般存在手征碳原子的甾、萜类化合物是典型的生物成因标志化合物。因此旋光性能够作为石油有机成因的重要证据之一。3.9导电性石油及其产品具有极高的电阻率,石油的电阻率为109-1016Ω·m,与高矿化度的油田水(电阻率为0.02-0.1Ω·m)和沉积岩(1-104Ω·m)相比,可视为无限大。石油及其产品都是非导体。3.10热值石油作为重要的能源,其主要经济价值就在于它的热能。石油的热值因石油的品质差别而有所差异,比重在0.7-0.8kg/l的原油为44.5-47mj/kg;比重为0.8-0.9kg/l的原油为43-44.5mj/kg;比重为0.9-0.95kg/l的原油为42-43mj/kg。与煤比较(煤的热值为22-32mj/kg),大约1.5吨煤的热值才相当于1吨石油。二、天然气自然界中一切天然形成的气体,都可称为天然气。我们所讲的天然气则主要是指与油田、气田有关的可燃气体。这种可燃气体多与有机成因有关。天然气的化学组成天然气和石油一样也不是单一成的,而是多种气态物质的混合物。大多数油气田的气主要成分为烃类气体。特别以甲烷占比例较大,大约为80～90%以上。另外还有乙烷、丙烷、丁烷、戊烷、己烷等。乙烷上以烃类气体称为重烃气。在石油勘探中,常根据甲烷同系物的含量将天然气划分为干气、混气;其中甲烷含量在气体成分占95%以上,重烃气含量很少者(一般不超过1～4%)称为干气。这种干气一般不于石油相伴生,可单独形成纯气藏;凡是气体中含重烃气较多(一般5%以上)者称为湿气。湿气多于石油相伴生。如中国的大庆、大港的天然气是湿气。而四川、陕甘宁的气田多为干气。干气和湿气的鉴别对石油勘探有重要意义。湿气有微弱的汽油味,燃烧时火焰呈黄色;通入到水中,水面常出现彩色油膜;干气燃烧时火焰呈兰色,当把干气通入到水中无油膜现象。天然气中的非烃气体,包括二氧化碳,氮、硫化氢、CO、H2、O2等气体,它们的含量一般不高,但个别情况下,也曾发现CO2、H2S、及N2含量很高,甚至成为主要的气藏。例如,大庆近年在安达一升平地区钻探到了CO2气藏。又如美国中部本德隆起N2的含量达到89.9%。2天然气的生成随着气体地球化学和有机地球化学、微生物化学、沉积学的发展及深海钻探的进展,加上沼气池和实验室模拟实验以及宇宙化学方面的研究新成果,为解决天然气的成因提供了多方面的依据。天然气成因的各种机理不断被揭示,并逐步成熟。天然气的多源成因已为人们所接受。2.1天然气的来源天然气按其成分可分为烃气和非烃气。狭义的天然气常指以烃类为主体的天然气。烃气的来源有多种途径,能够是由沉积物中分散有机质经微生物降解、热解作用所形成的;也能够由石油、油页岩和低阶煤(泥炭及褐煤)等可燃有机矿产的进一步热解所形成。另外,还有数量不等的烃气是深部无机成因气。天然气中常见的非烃气有CO2、N2、H2S、H2、He、Ar等气体。它们能够由有机质在微生物降解、热解过程中形成;也能够是岩石或地壳内部物质的化学反应、放射性蜕变、脱气作用的产物;部分也可能来源于大气的渗入。由此也能够说天然气是以烃气为主体的各种来源气体的混合。Hunt(1979)对构成天然气组成的各种来源按主次依序列于表中。表2-2天然气组成的来源(据J.M.Hunt,1979)来源各种主要来源的可能次序(重要性依数字增大而减小)CH4CO2N2H2SHeH2沉积有机质的热解1111

1沉积有机质的微生物降解24

煤层的成熟作用432

储层石油和沥青的热转化3

2

火成岩、变质岩气体扩散

3

1

碳酸盐的热分解

3

沉积物捕获的空气

4

2.2天然气的生成天然气(主指烃气)根据形成机理可分为有机成因气和无机成因气两大类。其中以有机成因气研究较为深入。

前已述及,根据形成机理天然气可划分为有机成因气和无机成因气两大类。所谓有机成因气是指分散的沉积有机质或可燃有机矿产(油、煤和油页岩),在其成岩成熟过程中,由微生物降解和热解作用形成的以烃气为主的天然气,就当前的研究程度来看,现今发现的天然气绝大部分属于有机成因气。显然,这是一个非常庞大的类型。由前面的叙述可知,根据成气的主要作用因素,可进一步将有机成因气分为生物成因气(包括成岩气)和热解气;后者是有机成因气的主体,还可根据成气有机质类型的不同再进一步划分:将由成油有机质(Ⅰ、Ⅱ型干酪根)形成与石油相伴生成的天然气称为油型气;而将Ⅲ型干酪根和成煤有机质在成煤变质过程中形成的天然气称为煤型气。这样就将天然气划分为四种基本的成因类型,即生物成因气、油型气、煤型气和无机成因气。表2-3天然气成因类型分类依据形成机理主要作用因素有机质类型天然气有机成因气生物成因气(生物化学作用)

热解气(温度--热力作用)油型气(Ⅰ、Ⅱ型干酪根)煤型气(煤、Ⅲ型干酪根)无机成因气

生物气－－在尚未固结成岩石的现代沉积淤泥中,有机质在细菌的作用下,可生成以甲烷为主的天然气,俗称沼气。

早期成岩气－－沉积物中的有机质在其埋藏深度尚未达到生成石油深度以前,一部分腐植型的有机质即可开始生成甲烷气。

油型气－－有机质进入生成石油深度以后,除大量地生成石油外,同时也伴随着生成天然气。随着埋藏深度的不断增加,生成的天然气也逐渐增加,而生成的石油却逐渐减少,直到生成的全部都是干气,即甲烷气时,就停止了生油。

煤型气－－含有煤层的沉积岩层叫做煤系地层,煤型气就是指煤系地层在时间和温度的作用下生成的天然气,其主要成份也是甲烷。从找油来说,煤型气不是勘探对象,但从寻找可燃气体为能源来说,煤型气也不应忽视,因为使用的手段、方法和形成气藏的地质条件大致都和找油、找油型气一样。近年发现的鄂尔多斯大气田,就可能是属于煤型气。无机成因的天然气－－由火成岩或地热所产生的气体,如二氧化碳、甲烷、硫化氢等。

3天然气的分类按天然气在地下的产状可划分为:油田气、气田气、凝析气、水溶气、煤层气及固态气体水合物等。3.1油田气指与石油共存的天然气,它能够溶于石油中,也可在油气藏中呈气顶存在。一般油田气中除甲烷外,还有较重的烃气。3.2气田气不与油相拌生的,单一天然气聚集成气藏。气体中主要为甲烷。属于干气。3.3凝析气当地下温度、压力、越过临界条件时液态烃逆蒸发而形成气体,称为凝析气。这种气体采出后,由于温度和压力降低,到地面后逆凝结为轻质油。即成为凝析油。这种凝析气埋藏比较深,一般在3000～4000m3.4水溶气指溶解于水中的天然气。其储量能够很大,但含气率很低。这种水溶气可开采使用,一般仅为0.1～2m3/m3水,但最高可达到3～5m3/m33.5煤层气是指煤层的游离气和吸附气。其含量一般在0.1～20m3/t3.6固态气体水合物特定的压力和温度条件下,气体分子天然地被封闭在水分子的扩大晶格中,呈固态的结晶化合物,也称冰冻甲烷。4天然气物理性质4.1比重与密度天然气的密度定义为单位体积气体的质量。在标准状况(101325Pa,15.55℃)下,天然气中主要烃类成分的密度为0.6773kg/m3(甲烷)-3.0454kg/m3(戊烷)。天然气混合物的密度一般为0.7-0.75kg/m3,其中石油伴生气特别是油溶气的密度最高可达1.5kg/m3甚至更大些。天然气的密度随重烃含量特别是高碳数的重烃气含量增加而增大,亦随CO2和H2S的含量增加而增大。

天然气的相对密度是指在相同温度、压力条件下天然气密度与空气密度的比值,或者说在相同温度、压力下同体积天然气与空气质量之比。天然气烃类主要成分的相对密度为0.5539(甲烷)-2.4911(戊烷),天然气混合物一般在0.56-1.0之间,亦随重烃及CO2和H2在标准状况下,天然气的比重与密度、相对比重与相对密度在数值上完全相同。天然气中常见组分的密度和相对密度值如表所示。表2-4

天然气中常见组分的密度和相对密度(101325Pa,15.55℃)分子式分子量密度相对密度甲烷CH416.0430.67730.5539乙烷C2H630.0701.26931.0382丙烷C3H844.0971.86141.5225丁烷C4H1058.1242.45352.0068异丁烷C4H1058.1242.45352.0068戊烷C5H1272.1513.04542.4911异戊烷C5H1272.1513.04542.4911新戊烷C5H1272.1513.04542.4911巳烷C6H1486.1783.63742.9753庚烷C7H16100.2054.22993.4596环戊烷C5H1070.1352.96042.4215环巳烷C6H1284.1623.55262.9057苯C6H678.1143.29742.6969甲苯C7H892.1413.88913.1812二氧化碳CO244.0101.85771.5195硫化氢H2S34.0761.43801.7165氮N228.0131.18221.9672天然气在地下的密度随温度的增加而减小,随压力的增加而加大。但鉴于天然气的压缩性极强,在气藏中,天然气的体积可缩小到地表体积的1/200-1/300,压力效应远大于温度效应,因此地下天然气的密度远大于地表温压下的密度,一般可达150-250kg/m3;凝析气的密度最大可达225-450kg/m3。天然气在地下的密度随温度的增加而减小,随压力的增加而加大。但鉴于天然气的压缩性极强,在气藏中,天然气的体积可缩小到地表体积的1/200-1/300,压力效应远大于温度效应,因此地下天然气的密度远大于地表温压下的密度,一般可达150-250kg/m3;凝析气的密度最大可达225-450kg/m3。4.2临界温度和临界压力在自然(地面或地下)条件下,气体是否以气态存在取决于温度和压力。这就涉及到临界温度和临界压力的概念。纯物质的临界温度系指气相物质能(经过加压)维持液相的最高温度。高于临界温度时,无论加多大压力,都不能使气态物质变为液态。在临界温度时,气态物质液化所需要的最低压力称为临界压力。高于临界压力时,无论多少温度,气、液两相不可能共存。这种临界状态只适用于纯物质,而不适于多组分系统。天然气常见组分的临界温度和临界压力如表所示。表2-5天然气常见组分的临界温度和临界压力沸点(℃)(101325Pa)凝固点(℃)(101325Pa)蒸气压力(101325Pa,℃)临界温度(℃)临界压力(101325pa)甲烷-161.49-182.48(340.228)-82.5745.44乙烷-86.60-183.23(54.436)32.2748.16丙烷-42.04-187.6912.92996.6741.94丁烷-0.50-138.363.511152.0337.47异丁烷-11.72-159.614.913134.9436.00戊烷36.07-129.731.059196.5033.25异戊烷27.88-159.911.390187.2833.37新戊烷9.50-16.572.433160.6331.57巳烷68.73-95.320.337234.2829.73庚烷98.43-90.580.110267.1127.00环戊烷49.25-93.840.675238.6044.49环巳烷80.726.540.222286.3940.22苯80.095.530.219289.0148.34甲苯110.63-94.970.0702318.6440.55二氧化碳-78.50--31.0672.88硫化氢-60.33-82.8926.810100.3988.87氮-195.78-210.00--146.8933.55对于各烃类组分来说,甲烷的临界温度为-82.57℃,乙烷为32.37℃。因此它们在地下除溶于石油和水或形成气水合物之外,均以气相存在。丙烷临界温度为96.67℃,在低于该温度时,在适当的压力下即可液化。因此丙烷及碳数更高的烷烃,在地下大多以液相存在,仅有少量与甲烷、乙烷呈气态或溶于石油或溶于水(数量更少)存在。图2-6烃类混合物的相图以甲烷-乙烷双组分混合物的相图为例加以说明。如图所示,混合物的临界压力大大高于参与混合各组分的临界压力,而混合物的临界温度则处于混合组分的临界温度之间而更趋近于参与混合各组分中最高临界温度。可推知,多组分气体混合物的蒸气压力也将大大高于相同温度下单一组分的蒸气压力。

图2-7在地下地层中,当气层温度处于K与K1之间,如图中温度在82.5℃从上面的叙述能够得出如下概念:等温压缩过程的蒸发现象叫做逆蒸发,也可称之为反溶解。在一定条件下轻液态烃表现出在烃气介质中被蒸发(溶解)的特性,从而在自然界形成一种含溶解状态液体的气体,这种气体叫做凝析气,这种气体的地下聚集就是凝析气藏。气体混合物等温膨胀时形成凝析液的现象叫做逆凝结。在地层条件下包含在气藏中的气量与凝析油量之比(m3/m3或m3/t)一般叫凝析油气比。天然气藏的凝析油气比变化一般在4,000-30,000m3图2-84.3粘度前已述及,粘度是指流体分子间相对运动所产生的内摩擦力的大小。天然气的粘度就是天然气分子间内部摩擦力的一种量度。天然气粘度是研究天然气运移、开发和集输的一个重要参数。天然气的粘度很小,在地表常温常压下,只有n×10-2-10-3mPa.s。远比水(1mPa.s)和油(1-n×10mPa.s)粘度为低。天然气粘度与气体组成、温度、压力等因素有关。在接近大气压的低压条件下,压力对粘度的影响很小(可忽略),粘度随温度增加而变大,随分子量增大而减小;而在较高压力下,天然气的粘度随压力增加而增大,随温度升高而减小,随分子量增加而增大。另外,天然气粘度还随非烃气体增加而增加。

4.4吸着作用气体与固体表面接触所发生的关系,能够有吸收作用,也能够只有吸附作用,亦或兼而有之。吸附作用与吸收作用是有区别的,气体与固体表面接触并渗入固体物质内部(直至饱和)的现象叫做吸收作用;而气体被固体吸收的初步过程是气体分子被固体表面分子所吸引,这一现象叫做吸附作用。由于常常不能确定是吸附作用还是吸收作用,故把气体(或液体)在固体表面发生的作用笼统称之为吸着作用。

在固体表面,液体或气体的吸附层具有高压和异常高的粘度。这一点对于岩石孔隙中所含的液体或气体的性质(某些性质)会有实质性的影响。比如气体在孔隙内液体(水和石油)中的溶解度较在巨大容积空间的液体中为小。因为在孔隙中,部分液体参与了高粘度和弹性吸附层的形成,而在吸附层中气体的溶解度小于液体其它部分。吸附层的厚度取决于物质表面的活性。气体被吸附时,在固体(吸附体)表面形成由多层分子组成的凝缩弹性气体膜,这一气体膜的厚度取决于固体表面分子与气体间的附着力和气体内部分子间彼此排斥的能量。对于极性有机化合物,吸附层厚度可能达到5μm或更厚。单一气体的吸着量,正比于吸着剂表面气体的浓度,反比于温度。吸着过程是不均匀进行的,在气体与吸着剂接触的初始阶段,固体对气体的吸收速度一般最快,然后减小。吸着速度还取决于吸着剂的性质和压力,吸着能力强的物质、压力大,相应的吸着速度快。在气体混合物中,每一气体的吸着作用分别低于其纯粹状态时的吸着作用。但具有较大吸着能力的气体依然比其它气体吸着得多。在地层岩石中,影响天然气吸着作用的因素很多,既包括前面影响单一气体吸着作用的物理化学因素,也有岩石具体的环境因素。这些因素包括岩石的矿物成分(颗粒和胶结物)、岩石结构(粒度、孔隙大小及形状等)、岩石的润湿度和有机质含量以及气体成分及压力等。

岩石对气体的吸着能力与组成岩石的矿物物质表面活性有关,由强到弱依次为胶岭石泥岩--高岭土质泥岩--石灰岩--砂岩。对相同条件下的同一岩石而言,CO具有较强的吸着能力,其次是CO2,以后依次为C3H8、C2H6、CH4、N2、H2。

岩石的结构主要影响比表面积,但孔隙的大小和形状可能比岩石的活性和比表面积更重要。在孔隙介质中,对半径小于15埃,即与气体分子为同一大小级别(气体分子从氦的2.18埃到丙烷的4.9埃)的孔隙,气体不形成吸附层,仅充满孔隙。吸着最有效的孔隙半径在15-1,000埃区间内。因此岩石整体的吸附能力首先取决于微孔的总体积。

岩石润湿后将大大降低其吸着容量。因为水比气吸着能力强,既润湿就必然要占据一部分活性表面,随着润湿度增加,大部分气体将转入水溶液中。用烃气进行的实验表明,自含水饱和度>8%开始,岩石的吸着量降低最明显。且灰岩在该润湿度时完全不吸着烃气。残余油饱和度也颇大地影响岩石的吸着量,因为岩石中的极性物质同样要占据岩石的部分活性表面。

岩石中的分散有机物质可大大提高岩石的吸着容量。因为分散有机质是一种活性极强的吸着剂。岩石中分散有机质的成因类型也影响着岩石的吸着容量,岩石中含腐植型有机质时,会增加岩石的吸着容量。煤具有很高的吸着容量,它是一种高孔隙的天然吸着剂。某些煤的吸着作用具有分子筛的效应,被煤吸着的是最小的气体分子。即煤的吸着过程使得小分子气体与大分子气体分离(这与其它岩石的吸着作用明显不同)。煤对甲烷的吸着容量随煤的变质程度增加而增加。无烟煤(烘干煤)具有最大分子孔隙体积,气煤最小。随着埋藏深度增加,同样煤的吸着饱和程度升高,同时游离气量也将增加(煤层气)。

压力对吸着作用的影响与其它因素有所不同,低压条件下,随着压力升高吸着气体增加;但在高压区间(如甲烷在10-15Mpa时),气体运动将降低岩石的吸着容量。

4.5扩散气体扩散是自然界常见的一种物理化学现象。按引起扩散的主导因素可分为浓度扩散和温度扩散。按扩散介质可分为气体在气体中扩散(自由扩散)、气体在液体中扩散和气体在固体(岩石)中扩散。浓度扩散是由物质的浓度差而引起,气体由高浓度处向低浓度方向流动,分子的相互运动趋向于拉平相互接触的容器内物质的浓度。随着温度升高,分子的热运动加速,扩散加快。浓度扩散遵循菲克第一定律,在非均匀介质中,在固定运动条件下有下列关系式:式中dn--在x增加方向上浓度梯度为c时,单位时间dt内经过截面积A的分子数(横截面积上的位移速度,单位为克分子/秒);c′--单位体积内的分子浓度,克分子/厘米3;D′--扩散系数,厘米2/秒。扩散系数是浓度梯度等于1时1秒钟内经过截面积为1厘米2的扩散气体量。负号表示扩散流由高浓度向低浓度方向扩散。扩散系数反比于气体压力,因为随着压力增加,分子自由行程的长度减小,相应地压缩气体的扩散进行得比稀薄气体慢。一般气体的自由扩散系数(气体在气体中扩散)大部分在0.08-0.23厘米2/秒之间。氢具有最大的扩散系数,如氢经过氮或氦气的扩散系数为0.7厘米2/秒。气体在液体中的扩散,从气体在液体表层溶解(吸收作用)开始,然后由于在各液体层中存在气体浓度差而进一步扩散。气体在水中的扩散系数如表所示,一般随分子量和分子大小的增加而减小,随压力和温度的升高而增大。表2-6气体在水中的扩散系数气体扩散系数(厘米2/秒)甲烷2.2×10-5乙烷1.6×10-5丙烷1.3×10-5二氧化碳1.6×10-5氧1.9×10-5氮1.8×10-5气体在岩石中的扩散比在自由空间进行得慢,也比在水中进行得慢。因为在岩石中气体是沿充满流体、结构复杂的孔道进行扩散。与自由空间扩散相比,在砂中较之慢2-3倍,在砂岩中慢9-14倍,在致密砂岩中要慢100倍。在泥岩中(在约70℃气体经过没有孔隙的岩石(矿物质)的扩散比经过孔隙岩石小10-100倍,但随着气体的温度和压力升高,扩散速度将大大加快。热扩散(温度扩散)是由于存在温度差而产生,热扩散使轻分子或小分子气体趋向于在高温区集中,而重分子或大分子气体在低温区聚集。天然气的扩散不可小视,扩散可使气田中的气大量散失。在漫长的地质历史中,甚至可使整个气藏消失。

4.6热值

热能是天然气主要经济价值所在。天然气的热值与组成天然气的成分有关,含烃气比例越高,热值越高;含非烃气,特别是含CO2、N2等气体比例越高,热值越低。天然气中主要烃气成分的热值如表所列。表2-7天然气中主要烃类气体的热值(据美国天然气工程手册,1959)烃类热值(发热量)KJ/m3(净值)KJ/m3(净值)KJ/m3(全值)KJ/m3(全值)甲烷34037.8047541.9637811.4852812.96乙烷60937.2545162.1066618.4449371.20丙烷87915.4244054.1795537.5047873.33丁烷115863.0443368.15125876.3547116.44表中可见,就烃气而言,以体积论,含重烃比例越高,特别是含较高碳数烃气越多,热值越高;以重量论,相同重量的天然气则是含甲烷比例越高,热值越高。

4.7形成结晶水合物在自然界存在的低温高压条件下,天然气(氦、氖、氢除外)能够与水结合形成结晶水合物(固体气)。这是天然气的重要性质。这一性质具有实际意义。固体气为密度在0.88-0.90g/cm3的固体结晶物质,象雪或冰,通式为M·H2O,式中M为形成水合物的气体分子。1m3气体水合物中含0.9m3的水和70-240m3甲烷水合物是在冰点附近的特殊温度和压力条件下形成的(图)。图2-9其开始出现的条件是:温度低于0℃,压力小于2.5Mpa;温度0-20℃,压力为2.5-25Mpa。温度达21-27℃时,甲烷水合物将被分解。因此,气水合物主要存在于冻土、极地和深海沉积物分布区。气水合物是天然气(主要是甲烷)被俘获在水分子的笼型结构中,即水分子的笼型化合物(Clathrate)。在这种化合物中,水的冰晶体格架扩展为包含气体分子的晶体。有两种基本的单位:较小的单位晶胞中含有46个水分子和8个甲烷(也可有乙烷、N2、H2S、CO2等)气体分子,这种气水合物为立方晶体结构,也称为Ⅰ型结构;较大的单位晶胞中含有136个水分子和8个丙烷、异丁烷气体分子(当然也可包容C1、C2等小分子),此种气水合物为菱型晶体结构,又称Ⅱ型结构;每立方米气水合物中最高含气量分别为173m在一定温度、压力条件下,气和水相互作用形成气水合物。除甲烷、氮和惰性气体以外的所有其它气体,都具有高于某一温度就不形成气水合物的临界温度。天然气各成分形成气水合物的条件如图所示。图2-10形成气水合物的条件必须低温高压,在地层条件下,只有在深潜的"永久"冻土带(厚层冰岩带)发育区(一般在极地),低温高压才能得以兼备。在现代沉积物中,前苏联科学家发现,海洋底下是天然气水合物形成的最佳场所,海洋总面积的90%具有形成气水合物的温压条件。气体水合物能够视之为固体溶液,其中"溶剂"是由水分子构成的立方晶系的结晶骨架,其中分布着溶解气分子。即气体分子"溶解"于由水分子组成的结晶骨架"溶剂"中形成的"固体溶液"。

当前,对天然气水合物的研究已成为一个热点,也是当今地质界的前沿课题之一。

4.8溶解度天然气能不同程度溶于水和石油两类溶剂中。

4.8.1天然气在水中的溶解度天然气和水是属于不易互溶的气-液系统。天然气在水中的溶解度常见享利公式来表述:

Rg=C·P

式中Rg--溶解度,表示单位体积水中溶解的气体体积数(m3/m3);

Ｃ--溶解系数或享利系数(m3/m3.atm)

Ｐ--气体压力(对混合气体计算各组分的溶解度时,为各组分的分压,atm)。享利公式表明,溶解度与溶解系数和气体压力的乘积成正比。不同成分的气体其溶解系数有相当大的差别,在常温常压下天然气常见组分在水中的溶解系数如表所示。表2-8天然气常见组分在水中的溶解系数(20℃,1atm)天然气组分甲烷乙烷丙烷丁烷异丁烷二氧化碳硫化氢氮气溶解系数0.0330.0470.0370.0360.0250.872.580.016天然气在水中的溶解系数不但取决于气体组分与水的互溶能力(这是本质的),还与温度和含盐度有关。其关系能够表所列为例,表中显示,在淡水中甲烷的溶解系数随温度上升而减小;在含盐水中,影响溶解系数的主要是盐度,溶解系数随盐度的增加而减小;压力对溶解系数没有影响。表2-9不同温度、含盐度和压力下甲烷和天然气在水中的溶解度水含盐度(mol)温度(℃)压力(atm)溶解系数甲烷蒸馏水-410.0469蒸馏水-1510.0369蒸馏水-17250.0319氯化钠溶液0.519250.0249氯化钠溶液3.018250.0109天然气(乌克兰)淡水-20250.0341天然水4.2222250.0089压力是直接影响溶解度的比溶解系数更为重要的主要因素,溶解度随压力增加而增大,在低压(<10Mpa)时,溶解度随压力呈线性增加,而压力较高时,溶解度增加呈一条上升的曲线。实际上温度对溶解度的影响也与压力相关,且关系较为复杂,在较低压力(<10Mpa)条件下,温度在75℃以下,溶解度随温度升高而降低;温度高于75另外,烃气在水中的溶解度还与水中CO2含量有关,当地层水被CO2饱和时,烃气溶解度会明显增大。

4.8.2天然气在石油中的溶解度天然气与石油具有互溶性,因此天然气在石油中的溶解度比在水中大得多。比如甲烷,在标准状况下石油中的溶解系数为0.3,比其在水中的溶解系数大9倍(甲烷在水中的溶解系数为0.033)。影响天然气在石油中溶解度的因素很多,考虑在地层条件下,其中最重要的是地层压力、天然气组分和原油轻组分的含量。首要因素是压力,天然气的溶解度随压力升高增大,直到泡点压力为止。所谓泡点压力,是指在一定温度条件下,气体开始从溶剂中逸出时的压力。在高压下,石油可溶解数倍于自身的天然气体积。在泡点压力时,气体溶解度为饱和溶解度。此时溶入的气体和逸出的气体呈动态平衡状态,压力再增加,气体溶入的速度增加,同时逸出的速度也同样增加。即溶入多少,同时逸出多少。换句话说,压力再增加溶解度也不能再增加了。天然气的组分上,重烃气特别是碳数较高的重烃气含量愈高,溶解度愈大。原油组分方面,在相同温度、压力条件下,天然气在低碳数烃类含量高的轻质原油中比重质原油中的溶解度要高得多。温度对天然气溶解度的影响是随油层温度的升高溶解度降低,但其影响效应远低于压力的效应。无论是溶于地层水还是原油中的天然气,在条件发生改变时,其中的溶解气都有可能脱离地层水或原油成为游离气,并在适当的条件下聚集成为气藏。特别是在油(气)藏中,当压力降低时,天然气会自石油中析出,且各组分的析出与其溶解度相对应,甲烷最先开始析出,然后是乙烷、丙烷、丁烷等同系物依次析出。三、油田水所谓油田水,从广义上理解,是指油气田区域(含油气构造)内的地下水,包括油(气)层水和非油(气)层水。狭义的油田水是指油气田范围内直接与油(气)层连通的地下水,即油(气)层水。从形成油气的原始生物物质的生产,到油气的生成、运移乃至最后聚集成为油气藏,无不与水相伴,因而油气自然与水有着千丝万缕的联系;特别是长期与油气相伴、与油气藏联系最为密切的油田水,必然会含载着一些与油气相关的信息,这就是石油及天然气地质学有必要关注油田水的主要原因。研究油田水,了解与油田水有关的水文地质及水化学特征,对认识油气藏的形成和保存条件,指导油气勘探和开发均有重要意义。

1油田水的产状油田水是地下水的一部分。地下水存在于地下岩石的孔隙-裂缝系统中,水在其中的产状,受孔隙-裂缝大小及岩石颗粒表面的吸着作用所控制。按照水在其中的贮存状态,可分为吸附水、毛细管水和自由水三种产状。

吸附水呈薄膜状被岩石颗粒表面所吸附,在一般温、压条件下不能自由运动。毛细管水存在于毛细管孔隙-裂缝中,只有当作用于水的力超过毛细管力时才能运动。自由水存在于超毛细管孔隙-裂缝中,在重力作用下能自由运动。也称之为重力水。油田水的贮存状态也不外乎上述三种产状。但油(气)层水的产状,还能够根据水与油、气的相对位置关系,分为底水和边水。

底水是指含油(气)外边界范围以内与油(气)相接触,且位于油气之下承托着油气的油(气)层水。

边水是指含油(气)外边界以外的油(气)层水,实际上是底水的自然外延。

顺便提及,在油气占据的位置还存在束缚水(包括吸附水和一部分毛细管水)。在油气田范围内的非油(气)层水,可根据它们与油(气)层的相对位置,分别称为上层水、夹层水和下层水。油气田范围内水与油气分布的关系,如图所示。图2-112油田水的来源

油田水的来源是一个极为复杂而尚未取得统一认识的问题。一般认为能够有以下四种来源:(1)沉积水;(2)渗入水;(3)深成水;(4)成岩水。

2.1沉积水沉积水系沉积物堆积过程中充填于沉积物颗粒间隙并保存在其中的水。这种水的含盐度和化学组成与堆积沉积物的古海(湖)水的含盐度及沉积物本身有密切关系。因此,不同沉积环境下形成的油田水矿化度有着明显的差别。

2.2

渗入水渗入水指来源于大气降雨时渗入到浅处孔隙、渗透性岩层中的水。由于渗入水的矿化度低,对高矿化度的地下水可起淡化作用。淡化作用在靠近不整合面下的油田水中表现特别明显。

2.3

深成水深成水特指来源于地幔及地壳深部的高温、高矿化度、饱和气体的地下水,包括初生水、岩浆水和变质水。这种水在金属矿床形成过程中起重要作用。但在形成油田水中所起的作用有着不同的认识。

2.4

成岩水成岩水来源于矿物成岩转化脱出的结晶水(结构水)和有机质演化伴生的水。-特指来源于地幔及地壳深部的高温、高矿化度、饱和气体的地下水,包括初生水、岩浆水和变质水。这种水在金属矿床形成过程中起重要作用。但在形成油田水中所起的作用有着不同的认识。

油田水能够看作是沉积水、渗入水、深成水及成岩水以不同比例的混合水,且经过一系列复杂的物理化学作用(溶解-沉淀),并与油气相伴生的油(气)层水。3油田水的化学组成油田水的化学组成,实质上是指溶于油田水中的溶质的化学组成。包括无机组成、有机组成、溶解气及微量元素等。

3.1无机组成

据研究,在天然水中当前已测定出60多种元素,其中最常见的大约30多种。油田水的成分比一般天然水更为复杂,这不但是因为油田水长时间与油气相接触,而且还因为它是从不同的沉积环境(如淡水湖、咸水湖或海洋等)进入埋藏环境的,在被埋藏之后,又经历了相当长的复杂的演化历史。在这期间,与其接触的围岩性质、温度、压力变化以及同地表水连通时与地表水的交换情况等,都会对油田水的化学成分有不同程度的影响。

在常规水分析中,常见Na+(包括K+)、Ca2+、Mg2+和Cl-、SO42-、HCO3-(包括CO32-)这6种阳、阴离子代表大量无机组成。其含量则可用重量法、当量法和当量百分比法来表示。三种表示方法的关系如下:毫克当量(毫克当量/升)=重量数(mg/l)/当量值

毫克当量百分数=毫克当量数(某离子)/全部阴、阳离子的毫克当量数,表为同一分析数据用三种方法表示地计算结果。表2-10

水化学成分表示法离子毫克每升(mg/l)毫克当量每升(ppm)当量百分数阴离子Cl-34,930984.049.0SO42-79016.50.8HCO3-2804.60.2阴离子总和36,0001,005.150.0阳离子Na+12,281534.026.5Ca2+1,290108.05.4Mg2+7,270363.018.0阳离子总和20,8411,005.050.0阴、阳离子总和56,8412,010.1100.0含硫化氢而贫硫酸盐是油田水的特点之一。其原因是沉积水埋藏后早期经历的化学作用是以生物化学作用和氧化-还原作用为主,地层水中的硫酸盐常被还原成H2S和S2-,SO42-含量明显减少,亦即硫酸盐降低。与此同时Fe3+转变为Fe2+,HCO3-和CO32-相应地增加。

SO42-及其它氧化物被还原的程度主要取决于有机质的丰度。H2S在地下水中的含量变化很大,其变化在每升几毫克至几千毫克之间。因此虽然水中无或很少硫酸盐而又含有大量H2S时被认为是油田水的标志之一,但当水中无或很少H2S而又有大量硫酸盐时,却不能断定其不是油田水,还必须结合其它条件加以综合分析。

油田水中微量元素主要有碘、溴、硼、锶等,其中碘、溴、硼、及铵含量较高是油田水的又一特征(表)。表2-11不同水中微量元素含量对比表元素及化合物油田水(mg/l)海水(mg/l)淡水(mg/l)碘几十到几百0.050.003溴几百650.0001—0.2硼几十到几百4—6痕量或无NH4100—500-20—60油田水中的碘可能来源于原始有机物质,特别是藻类。溴和硼含量高指示地下水几近停滞,有利于油气保存。铵是原始有机质分解的产物,化学性质不稳定,易转变为氨及其它化合物。因此铵的存在进一步表明地下为还原环境,有利于油气保存。

油田水中还可有锶、钡等元素,但并非所有油田水都有。总之,油田水中微量元素的存在有助于对与油气有关的沉积、成岩环境及油气保存条件的研究。

3.2有机组成

油田水中常见的有机组分有烃类、酚和有机酸。

油层水所含的烃类有气态烃和液态烃。一般油田水中常含有溶解的烃类气体,包括甲烷和重烃,特别是重烃的存在往往表明与地下油气藏有关。重烃含量的多少则与距离油气藏的远近有关。一般非油田水中常只含少量甲烷。

油层水中苯系化合物含量高,一般可达0.03-1.58mg/l,最高可达5-6mg/l,且甲苯/苯大于1;非油层水中苯系化合物含量低,且甲苯/苯小于1。

酚在油层水中含量也比较高,一般大于0.1mg/l,最高可达10-15mg/l,且以邻甲酚和甲酚为主;非油层水的含量低,且以苯酚为主。图是前苏联某凝析气田的产层和非产层水中苯、酚含量分布对比图。

图2-11油田水中还常含数量不等的环烷酸、脂肪酸和氨基酸等。其中环烷酸是石油环烷烃的衍生物,常可作为找油的重要水化学标志。环烷酸的含量与距离油藏的远近有关,越近含量越高。另外,环烷酸的含量还与水型有关,它最容易富集在碱性的重碳酸纳型水中,而氯化钙型和氯化镁水中很少或没有环烷酸。这是因为环烷酸钠盐在水中的溶解度大,而环烷酸钙盐在水中难于溶解。故不能认为不含环烷酸的水就不是油田水,须结合水型分析。

3.3油田水的矿化度所谓矿化度是指单位体积水中所含各种离子、分子和化合物的总量,一般叫做水的总矿化度。总矿化度可用干涸残渣(将水加热至105℃,水蒸发后剩下的残渣)重量或离子总量来表示,单位为mg/l(ppm)、g/l或毫克当量/升。

天然水可根据矿化度分为淡水(矿化度＜1,000ppm),微咸水(1,000-3,000ppm),咸水(3,000-10,000ppm),盐水(10,000-50,000ppm)和卤水(＞50,000ppm)。地表的河水和湖水大多是淡水,其矿化度一般为几百ppm。海水的总矿化度较高,可达35,000ppm。与油气有关的水一般都以具有高矿化度为特征,这是由于油田水埋藏于地下深处,长期处于停滞状态,缺乏循环交替所致。多数海相油田水总矿化度在50,000-60,000ppm以上,最大可达642,798ppm(美国密歇根州志留纪萨林纳白云岩中,氯化钙型水)。还有科威特布尔干油田白垩纪的砂岩中水的矿化度也很高,为154,400ppm。而陆相油田水的矿化度要低得多,一般为5,000-30,000ppm,高者达30,000-80,000ppm(中国酒泉盆地老君庙油田水),最高可达148,900ppm(胜坨油田沙三段膏盐层油田水),均为重碳酸钠型水。

但无论海相还是陆相都存在有相对低矿化度的油田水,甚至出现相反的情况。海相低矿化度的油田水有如美国堪萨斯州奥陶系油田水,其矿化度为5,000-35,000ppm。其它还有委内瑞拉夸仑夸尔油田水,其矿化度最大值仅2,300ppm,平均值为1,400ppm;委内瑞拉西部的拉斯·克鲁斯油田水,矿化度仅323ppm,实为淡水。一般认为这种反常现象与不整合存在有关。可见由于地质条件不同,油田水的矿化度差异很大。

4油田水的类型

油田水的分类必须解决的实质性问题应包括:①油田水化学标志及其与非油田水的区别;②不同类型油田水的特征及区别。自19美国帕斯梅尔提出第一个油田水分类方案至今,对油田水分类方案虽然作过多次修改和补充,但基本上都是以Na+、Mg2+、Ca2+和Cl-、SO42-、HCO3-的含量及其组合关系作为分类基础。在各分类方案中,以苏林(B.A.ЩУЛИН)分类较为简明,也为国内外广泛采用,因而在此着重介绍苏林分类。

苏林认为,天然水就其形成环境而言,主要是大陆水和海水两大类。大陆水含盐度低(一般小于500mg/l),其化学组成具有HCO3-＞SO42-＞Cl-,Ca2+＞Na+＜Mg2+的相互关系,且Na+＞Cl-,Na+/Cl-(当量比)＞1。海水的含盐度较高(一般约为35,000mg/l),其化学组成具有Cl-＞SO42-＞HCO3-,Na+＞Mg2+＜Ca2+,且Cl-＞Na+,Na+/Cl-(当量比)＜1的特点。大陆淡水中以重碳酸钙占优势,并含有硫酸钠;而海水中不存在硫酸钠。

苏林就是根据上述认识,以Na+/Cl-、(Na+-Cl-)/SO42-和(Cl--Na+)/Mg2+这三个成因系数,将天然水划分成四个基本类型(表)表2-12苏林的天然水成因分类表(据B.A.ЩУЛИН,1946)不的类型成因系数(以毫克当量表示浓度比)Na+/Cl-(Na+-Cl-)/SO42-(Cl--Na+)/Mg2+大陆水硫酸钠型＞1＜1＜0重碳酸钠型＞1＞1＜0海水氯化镁型＜1＜0＜1深层水氯化钙型＜1＜0＞1苏林认为,裸露的地质构造中的地下水可能属于硫酸钠型,与地表大气降水隔绝的封闭水则多属于氯化钙型,两者之间的过渡带为氯化镁型。在油气田地层剖面的上部地层水以重碳酸钠型为主;随着埋藏加深,过渡为氯化镁型;最后成为氯化钙型。有时重碳酸钠型直接被氯化钙型所替代,缺少过渡型。油田水的水化学类型以氯化钙型为主,重碳酸钠型次之,硫酸钠型和氯化镁型较为罕见。

图2-12苏林分类存在的问题在于:①把地下水的成因完全看成是地表水渗入形成的,没有考虑其它成因水的加入,还有自然界经常发生的水的混合作用以及由此而产生的水中成分的多种分异和组合;②将原来具有成因联系作为一个整体的大量无机组分,简化成仅是天然水盐类成分的分类,过于简单;③忽略了水中气体成分及微量元素等一些具有标型性质的组分,同时缺少作为区分油田水与非油田水的特征参数。随着油气勘探的进展和对油田水地球化学研究的深入,比较普遍的意见是应把矿化度和阴离子组合作为油田水化学分类的基础,再根据油田水的特征参数或标志,区分油田水和非油田水。但提出的分类方案大都过于复杂,应用不便,难于推广,未被普遍接受。

5油田水的物理性质

5.1颜色和透明度

含H2S者呈淡青绿色;含铁质胶状体(Fe2+、Fe3+)者带淡红色、褐色或淡黄色。油田水因含胶体和乳化物,一般不透明或成混浊状。

5.2嗅味和味道

当水中溶有较多重烃气及(或)少量液态烃时,往往具有汽油或煤油味;含H2S气体时常常有剌鼻的腐蛋味。溶有氯化钠者为咸味;含硫酸镁则使水带苦味。

5.3比重

油田水比重一般大于1。含盐度越高的油田水比重越大。中国洒泉盆地的油田水比重为1.01-1.05,川中的油田水为1.132。

5.4粘度

油田水中含盐份,粘度比纯水高。一般是溶解盐份越多,粘度越高。温度对油田水的粘度有明显的影响,温度越高,粘度越低。

5.5导电性

水是极性化合物,纯水是不导电的。油田水因含各种离子,能够导电,水中含离子越多,导电性越强。第二节油气的生成一、油气的生成油源层:能够生成石油和天然气的岩层称烃源岩。由油层岩、气源岩组成的地层分别称之为:油源层、气源层。它是自然界中生成油、气的沉积岩。1油源层的岩性、岩相特征1.1岩性特征油源层是由岩石组成的,但并非各种岩石都能够成为油源层。油源层的岩性特征主要有以下几方面:(1)细粒的岩性:沉积岩中细粒的岩石,如泥岩、页岩、碳酸盐岩等均可作为良好的烃源岩。粉砂质泥岩、泥质粉砂岩也可作为烃源岩,按岩性,油源层可分为两大类:一类是泥质油源岩,另一类是碳酸盐岩油源岩,这些细粒的油源岩是在宁静的水体中沉积下来的,这样的环境适于大量的生物繁殖,另外,其保存条件也有利于有机质保存。有机质沉降到海(湖)底,被沉积物及时埋藏。这样有利于有机质的保存。如大庆的青山口组暗色泥岩。四川盆地的大安塞组泥质介壳灰岩。灯影组的藻白云岩等。(2)岩石的颜色;作为油源岩的外观颜色,以褐、深灰、黑色为最好。灰、灰绿色次之。这里指的是沉积岩的原声色。这种暗色的岩石反映是一种还原的环境。(3)含生物化石和有机质。油源岩中须有一定数量的生物化石和较丰富的有机质。这也是作为油源岩的重要的标志,如松辽盆地青山口组油源层中介形虫层总厚达20m1.2岩相古地理特征当前普遍认为,陆相环境中好的油层岩的形成,要求有适宜的地质环境,这种地质环境是指油源层的分布被岩相古地理条件控制,对于湖泊来说,半深——深湖相是有利的岩相古地理条件,这种条件沉积了较细的沉积岩,水体较深,而且平静,水流弱,波浪小,还原环境,有利大量的低等生物繁殖,使丰富的有机质得以保存,形成良好的油层。对海相来说,浅海相和湖间低能相带,潮下低能相带的碳酸盐岩和泥质岩具备形成油源岩的良好条件,这些地区水体较宁静。阳光充分。生物繁盛。岩石中的有机质利于保存下来。如四川盆地二叠系和三叠系的碳酸盐岩地层就是浅海相碳酸盐岩作为油源岩的例子,另外,海陆过渡带的三角洲相、泻湖相带也都有利于油源岩的发育。2油源层的地球化学指标特征鉴别油源层不但要利用岩性和岩相特征,而且还要利用地球化学的定量指标,随着石油有机地球化学的进展,利用现代的分析仪器,经实验、化验分析了许多油源岩,提出了鉴定油源层的定量指标,这些指标有:2.1有机质的丰度指标多年来,国内外普遍采用剩余有机碳的含量。它是指岩石中残留的有机碳含量,以百分数表示。该指标认为:当粘土岩(泥、页岩)中C含量大于0.5～1%,碳酸盐岩C含量大于或等于0.08%～0.2%,都能够作为油源岩。有机C作为丰度指标有其不足:1)这里测定的剩余有机C,而不是原始的总的有机C;2)已转移成油气的C和剩下的C之间是否一定是正比关系,对此有些研究人员提质疑。一些学者经过实验总结出剩余有机C与油源岩总机质之间存在一定的比例关系。即:有机总量／剩余有机C=常数(有机因子)。这个常数经测定大约1.16～1.60,平均为1.22。因此剩余有机C乘以1.22即为有机质总量。近些年有人提出用氨基酸总量／岩石总量和氨基酸总量／有机C。氨基酸是有机质进一步分解,形成油气的产物。因此,当氨基酸总量高,而氨基酸总量／剩余C低,说明有机质丰富,而且大量已转化成油气。表明有机质已经成熟,如果氨基酸总量/有机C高,则说明烃源岩未成熟。大量的有机质没有转化成油气。2.2有机质成熟度指标有机质向油气转化是在一定温度下进行的,因此,有机质埋藏时所处温度十分重要。人们经过建立”地热温度计:来测算古地温的条件,来衡量油层热成熟情况;这种地热的温度测定主要有以下几种。2.2.1镜质体反射率这种方法是用显微镜鉴定镜质组的反射率,(即有机质在熔化过程中链状烷烃结构减少,而芳香烃结构出现片状结构。这种片状结构的片间距离随成熟度增加而距离变小,从而反射率增高,透射率降低)。因此反射率增加,它是随成熟度的升高而增大。具体数字为:有机质未成熟带镜质组反射率R０<0.5%,成熟带0.5<R0<2%.过成熟带R0>2%。2.2.2热变质指数利用显微镜观察有机残体(孢子、花粉、藻等)的颜色。按颜色变化确定有机质的演化变质程度,共有5个级别:1级——未变质,有机质残渣呈黄色;2级——轻微热变质,呈桔色;3级——中等热变质,呈棕色或褐色;4级——强变质,呈黑色;5级——强烈热变质,除残渣呈黑色外,岩石有变质现象。石油和天然气生成阶段热变质指数介于2.5～3.7之间。2.2.3粘土矿物的演化粘土矿物温度和压力作用下,有其自身的演化规律,它的热演化历史又与有机质成熟阶段相对应。沉积物由浅由深其粘土矿物演化可分为四个阶段:A:分散性,蒙脱石;B蒙脱石——伊利石混合层;C蒙脱石——绿泥石混合层;D分散性伊利石和绿泥石四个阶段,其中蒙脱石——伊利石混合层粘土矿物出现,可作为有机质热成熟的标志。为成岩作用的中期～中晚期阶段。除以上三种热成熟指标外,还有其它一系列的如煤的定碳比,煤阶,烷烃的奇偶优势。烷烃分布特征等指标。2.3有机质转化指标所谓转化指标,是指在有机质已经成为烃源层中,衡量有机质转化成油气(烃)数量指标,常见有以下指标:2.3.1可溶性沥青含量及其组分组成岩石中溶解于有机溶剂的物质,称为可溶性沥青。这些有机溶剂能够是苯、氯仿、丙酮等有机溶剂。从岩样中抽提出来的沥青质量与岩样质量之比,即为可溶性沥青含量。如果用氯仿当溶剂,则抽提物含量就是常说的氯仿沥青A。这种抽提物包括了油脂、苯胶质,酒精——苯胶质和沥青质。2.3.2烃类含量及其族组成烃类含量是指可溶性沥青中的总烃含量及其正烷烃,环烷烃、芳香烃的总量。总烃含量高,正烷烃含量也高,表明有机质的石油转化程度高;反之,若非烃高,则说明转化程度低。另外,可溶性沥青/剩余有机碳,总烃/剩余有机碳也是常见的转化程度指标。前者称沥青转化系数,后者为烃类转化系数。2.4反映氧化、还原环境指标有机质向汽油转化,还原环境是必不可少的,因此氧化、还原环境是说明外部地质环境的重要指标;常见的指标有:指相矿物。如赤铁矿(指示氧化环境)、褐铁矿(为还原环境)、黄铁矿(还原环境);Fe2+／Fe3+比值,铁还原系数、还原硫(S2-)等。粘土矿物的颜色也常可指示环境。红色为氧化,褐为水还原,绿—黑为还原环境,除上述指标外,还有油源对比,有机质类型等指标。3油源层评价对于油源层的评价应包括以下三个方面的内容:3.1油源岩的评价油源岩的好坏是评价的基础,油源岩是油气生成的母岩,对它的评价应包括:有机质的丰度,有机质类型、有机质的成熟度等。3.2油源层生油量的大小要求生油岩不但有大的生油(气)量,而且有巨大的体积。3.3生储盖层的配置关系油源岩生成的大量的油气能否保存下来,形成油气层,它要求生、储、盖有良好的配置关系。一般距生油层近的储层,有封盖好、面积大的盖层这样有利于其保存和形成油气藏,为了使便于记忆和掌握特列了表格——”陆相油源层评价”。4油气生成的条件多年的石油勘探实践已经证明,凡是有油气田的地方都紧靠着油气发源地。因此,研究油气的生成不是单纯探索它们的形成条件,而是找油找气的一项重要