Cuốn sách Địa chất dầu khí và phương pháp tìm kiếm thăm dò, theo dõi mỏ

CHƯƠNG 2 55 Hình 2.12: Mối quan hệ giữa tỷ trong và API TÍNH CHẤT HÓA LÝ CỦA DẦU KHÍ 56 Thông thường, dầu với tỷ trọng API cao hơn 30o được xem như là dầu nhẹ; nếu nằm trong khoảng 30o và 22o – trung bình; còn những dầu có giá trị này thấp hơn 22o là dầu nặng. Điều này không phải luôn luôn đúng. Ở những nước sản xuất với trữ lượng dầu thô nặng lớn, như Venezuela, dầu 20oAPI được xem như có tỷ trong trung bình, dầu 26oAPI được xếp vào dầu nhẹ. Còn ở nơi dầu thô nhẹ dồi dào, như ở Trung Đông, dầu 27o có thể tương đương với dầu nặng. Giá trị trung bình trên toàn thế giới là khoảng 33,3oAPI. Phần lớn dầu có giá trị khoảng 37oAPI tương ứng với mật độ tương đối 0,84. Dầu thô với giá trị tỷ trọng như vậy thường gặp ở Trung Đông, Nội lục các tỉnh Appalachian và Nội lục Mỹ, Alberta, Libya và Biển Bắc. Dầu thô rất nhẹ khoảng 40oAPI tìm thấy khối lượng lớn ở Algeria, đông nam Australia và một số nơi ở Indonesian và bãi dầu Andean. Dầu thô rất nặng chiếm ưu thế ở California, Mexico, Venezuela và Sicily. Một vài loại dầu trong đá chứa Mioxen nứt nẻ ở bồn Santa Maria, California là dầu nặng hơn 6oAPI và chứa gần 8% sulfua. Dầu như vậy nằm ngoài khả năng công nghệ trừ phi pha loãng chúng. Dầu nặng hơn 10oAPI được gọi là dầu siêu nặng (extra- heavy). Dầu nặng hơn 12oAPI rất khó phân biệt nếu dựa vào tỷ trọng; độ nhớt cung cấp thêm công cụ thuận lợi. Tương tự, dầu nhẹ hơn 50oAPI không phải là “dầu” thực song đúng hơn là condensat hay sản phẩm chưng cất. * Độ nhớt Tính chất này biểu hiện ở sức cản dịch chuyển của phần tử của dầu khi di động. (Độ nhớt được ký hiệu bằng chữa cái Hy Lạp -η. Nó là chỉ số của ứng suất biến dạng trên thời gian; biến dạng trong chất lỏng không phải là hằng số song tỷ lệ với thời gian. Do vậy mà độ nhớt là một tính chất vật lý và nhờ nó mà chất lỏng (fluid) khác với chất rắn đàn hồi. Sau này có đề nghị cho rằng sức kháng tức thời, không phải là sức kháng tỷ lệ với thời gian, chỉ sự biến dạng bởi ứng suất đàn hồi và sức kháng này được gọi là độ cứng của vật rắn. Chất lỏng không có độ cứng. Độ nhớt được xác định bởi tỷ số: Lực x khoảng cách Diện tích x tốc độ CHƯƠNG 2 57 Thứ nguyên của nó là MLT-1/L2LT-1 hay ML-1T-1. Đơn vị CGS của độ nhớt là poise, đơn vị này quá lớn để sử dụng trong thực tế của ngành công nghiệp dầu khí. Độ nhớt của dầu theo quy ước được đo bằng centipoise, 1cP (10-1 poise) tương ứng với độ nhớt của nước ở 20oC (68oF). Khí hòa tan (m3/m3) Hình 2.13: Hiệu quả của khí hòa tan đối với độ nhớt và tỷ trọng dầu thô (theo oil Gas J., 13 January 1994) Tuy nhiên, đơn vị CGS có nhược điểm cơ bản là đo lực làm cho chất lỏng (fluid) chuyển động với vận tốc riêng. Độ nhớt đôi khi theo quy ước được biểu diễn bằng thời gian (giây) cần để quả cầu thép lăn qua một khối lượng chuẩn của chất lỏng (fluid). Đơn vị đo như vậy gọi là Saybolt universal second (SUS) SUS = độ nhớt (cP) x 4,635 (mật độ tương đối) Độ nhớt của dầu điển hình được đo bằng SUS ở SPT khoảng từ 1000 tới 50 hay nhỏ hơn. Trong hệ SI độ nhớt được biểu diễn bằng millipascal.s (mPa.s) (1cP tương đương 1 mPa.s). Độ nhớt biến đổi trực tiếp cùng mật độ và vì lý do đó, độ nhớt của dầu là hàm số của chỉ số nguyên tử carbon và của tổng khối lượng khí hòa tan trong dầu. Vai trò của khí hòa tan đối với độ nhớt và tỷ trọng API của dầu thô được biểu diễn trên hình 2.13. Độ nhớt của dầu nhẹ khoảng 30mPa.s. Giá trị đặc trưng nằm trong khoảng TÍNH CHẤT HÓA LÝ CỦA DẦU KHÍ 58 5,0 – 6,0mPa.s, và tiếp sau là độ nhớt của dầu hỏa. Dầu asfalt nặng có độ nhớt đo được trong khoảng hàng nghìn mPa.s: khoảng 50.000 mPa.s đối với dầu Mioxen tại bãi Bolivar Coastal ở tây Venezuela, gần 100.000 mPa.s đối với dầu nặng ở Cold Lake, Alberta và hơn 106 mPa.s đối với dầu nặng - “cát thấm nhựa” ở Athabassca. Hydrocacbon có độ nhớt cao hơn 10.000 mPa.s hiện được gọi là nhựa tự nhiên. Dầu có hàm lượng asfalt cao có thể rất nhớt khi bơm qua ống dẫn ngay cả trong khí hậu nóng, ví dụ như dầu thô Boscan lấy từ miền Tây Venezuela và một vài loại dầu thô California. Trong khí hậu lạnh của vùng nội địa Bắc Mỹ, những chất dẫn xuất đầu tiên từ cát nhựa hay đá phiến dầu tạo thành những dạng khối dẻo nhớt nằm ngay trên mặt đất. Để chỉ thị cho độ nhớt của dầu thô, người ta thường dùng điểm chảy (pour point) - là nhiệt độ thấp nhất mà ở đó dầu thô sẽ chảy. Điểm chảy khoảng 40oC (hơn 100oF) là thông thường cho các loại dầu có hàm lượng parafin dạng sáp cao. Điểm chảy cao như vậy rất tương phản với giá trị rất thấp như –36oC đối với một vài loại dầu thô không ổn định của vùng Trung Đông và châu Phi – chúng chảy ngay cả trong điều kiện Bắc cực. Dầu có điểm chảy cao gây nên bởi hàm lượng sáp lớn có bề mặt bóng và là hỗn hợp với nước có độ mặn thấp. Nếu hướng di chuyển cho phép chúng đi lên vào bẫy, nhiệt độ của chúng sẽ giảm dần, sáp kết tinh lại, cặn các parafin nặng cao phân tử hình thành và làm cho dầu trở nên nhẹ hơn. Các bể trầm tích mà trong đó dầu nguyên thủy là dầu parafin và dầu đã chuyển hóa trong các tầng trẻ thường là dầu chứa asfalt, kể cả trong bể Carpat của Rumania và bể tam giác châu Niger thuộc châu Phi. Cả hai loại dầu thô chứa nhiều parafin và asfalt có thể đã trải qua quá trình bay hơi khi tới hoặc gần mặt đất, chúng dẻo nhớt như chất rắn đồng thời trở nên không sử dụng được. Quá trình này được gọi là quá trình cô đặc lại (inspissation). *Hoạt tính quang học của dầu là khả năng dầu và các sản phẩm dầu phân cực quang dưới tia sáng phân cực. Dầu càng trẻ càng có khả năng phân cực. Dầu có khả năng phân cực quang cũng giống như sinh vật sống. Các chất phân cực quang là các cycloalkan CHƯƠNG 2 59 đa chuỗi, sterane, triterpan … Do trước đây người ta cho rằng hoạt tính quang học chỉ có ở các chất nguồn gốc hữu cơ, tính chất này của dầu được dẫn ra như một minh chứng bổ sung cho nguồn gốc hữu cơ của dầu. Một tính chất quan trọng khác của dầu là tính phát quang. Tính chất này chủ yếu là do sự có mặt của smol, asfalten và các luminofor khác trong dầu. Phụ thuộc vào thành phần hóa học, dầu và một số sản phẩm dầu sẽ phát quang khác nhau khi được chiếu bởi tia cực tím. Ví dụ dầu nhẹ có màu phát quang xanh da trời hay xanh dương, còn dầu nặng có màu vàng, nâu vàng tới màu đen. Tính phát quang của dầu và các sản phẩm dầu có ý nghĩa thực tiễn to lớn (trong tìm kiếm và thăm dò), nó cho phép phát hiện một lượng dầu hòan toàn không đáng kể (dạng vết) trong lõi khoan hay mẫu đất đá. * Sức căng bề mặt của dầu (σ). Đó là lực kéo hút các phân tử vào trong. Vì vậy trên bề mặt của giọt dầu luôn có năng lượng nào đó và chúng có thể hút các vật nhỏ xung quanh. Sức căng bề mặt được đo bằng đơn vị N/m (Niutơn/mét). Sức căng bề mặt của dầu càng cao thì khả năng dâng mao dẫn càng lớn. Tuy nhiên, sức căng bề mặt của nước lớn gấp 3 lần của dầu. Vì vậy nước dễ chuyển động theo kênh mao dẫn hơn nhiều. * Nhiệt độ đông của dầu là nhiệt độ mà ở đó dầu không chuyển động trong trạng thái lỏng, khi nâng 45oC dầu trong bình không thay đổi hình dạng. Nếu nhiều parafin, nhiệt độ đông càng tăng. Ngược lại, nếu nhiều nhựa, nhiệt độ đông giảm. Nếu nhiều thành phần naften, dầu khó đông lại. * Hàm lượng parafin trong dầu: Nếu hàm lượng parafin càng nhiều trong dầu thì dầu càng nhanh đông ở nhiệt độ thường (25 – 30oC). thông thường nhiệt độ đông của dầu có nhiều parafin từ 15- 25oC tới 30 – 32oC. Khi đó nhiệt độ nóng chảy là 50 – 52oC. Phân loại dầu theo hàm lượng parafin như sau < 5% khối lượng - dầu thuộc loại ít parafin 5 – 10% khối lượng - dầu thuộc loại chứa parafin trung bình >10% khối lượng - dầu thuộc loại chứa nhiều parafin * Độ hòa tan của dầu: Dầu có khả năng hòa tan khi tăng nhiệt TÍNH CHẤT HÓA LÝ CỦA DẦU KHÍ 60 độ lên trên 200oC. Các hợp chất dị nguyên tố hòa tan tốt trong nước dưới dạng dung dịch keo. Khả năng hòa tan của các hydrocacbon được xếp theo thứ tự sau: alkan – cyclan – aren – smol. Độ hòa tan của hydrocacbon giảm trong nước có độ khóang hóa cao. Dầu hòa tan tốt trong dung môi hữu cơ (hoặc khí hydrocacbon tự nhiên). *Chỉ số khúc xạ: Chỉ số này phụ thuộc vào hàm lượng carbon và hydro. Loại hydrocacbon – alifatic có chỉ số khúc xạ bằng 1,3575 - 1,4119, còn hydrocacbon aromatic (benzon) – 1,5011. Các hydrocacbon alifatic bị hấp phụ trong tia hồng ngoại, còn các hydrocacbon aromatic bị hấp phụ trong tia tử ngoại. * Ngoài ra còn xác định hàm lượng lưu huỳnh, hàm lượng tro trong dầu. Dầu càng nặng càng chứa nhiều lưu huỳnh và tro (sau khi đốt hydrocacbon thành tro trắng không đổi). Nếu hàm lượng lưu huỳnh đạt giá trị <0,5% khối lượng thì dầu thuộc loại ít lưu huỳnh (có tài liệu còn gọi là dầu ngọt). Nếu hàm lượng lưu huỳnh đạt 0,5- 1,0% khối lượng – dầu thuộc loại chứa lưu huỳnh trung bình. Khi hàm lượng lưu huỳnh đạt 1,0 – 3,0% khối lượng – dầu chứa nhiều lưu huỳnh, còn nếu hàm lượng của nó lớn hơn 3,0% - dầu rất nhiều lưu huỳnh (dầu chua). * Thành phần nhựa và asfalt trong dầu là các hợp chất nặng thuộc phần cặn dầu. Chúng thường có hàm lượng cao trong dầu nặng, đặc biệt dầu bị ôxy hóa (phong hóa). Nếu nhựa có hàm lượng nhỏ hơn 10% khối lượng – dầu ít nhựa, nếu đạt 10-20% khối lượng – dầu có nhựa trung bình, khi nhựa có hàm lượng lớn hơn 20% khối lượng – dầu nhiều nhựa. Theo hàm lượng asfalt, người ta chia ra thành các loại sau : < 2,0% - dầu ít asfalt 2 – 5% - dầu chứa asfalt trung bình > 5,0% - dầu nhiều asfalt * Nhiệt độ nóng chảy của dầu: thông thường nhiệt độ nóng chảy của dầu phụ thuộc vào thành phần parafin. Hàm lượng parafin càng cao nhiệt độ nóng chảy của dầu càng cao. * Nhiệt độ sôi là nhiệt độ mà tại đó hydrocacbon lỏng bắt đầu bay hơi. Thông thường dầu càng nặng nhiệt độ bay hơi càng cao do CHƯƠNG 2 61 chứa nhiều hydrocacbon cao phân tử. * Thành phần phân đoạn của dầu Tiến hành chưng cất ở các cấp nhiệt độ khác nhau sẽ thu được lượng sản phẩm khác nhau. Ví dụ: sau điểm sôi đầu, tiếp tục chưng cất tới nhiệt độ ToC = 100o, 150o, 200o, 250o, 300o, 350oC … Thông thường trong tìm kiếm thăm dò chỉ chưng cất tới 350oC để biết thành phần sáng màu. Còn trong lọc hóa dầu cần nâng nhiệt độ tới 550oC, thậm chí 600oC. Qua mỗi đoạn nhiệt độ lấy được một loại sản phẩm nhất định. Ví dụ: chưng cất tới 150oC lấy được xăng nhẹ, từ 150oC tới 200oC thu được xăng nặng. Nâng nhiệt độ từ 200oC tới 250oC lấy được dầu hỏa… Dầu càng nặng, ngược lại, sản phẩm nhẹ càng giảm. Đối với condensat, thành phần xăng là chủ yếu, sau đó là khí và dầu hỏa (H.2.14) * Một tính chất quan trọng của dầu là chứa các hóa thạch sinh vật hay còn gọi là dấu tích sinh học (biomarker) - một bằng chứng về nguồn gốc hữu cơ của dầu. Đó là các tàn tích sót của sinh vật tồn tại trong dầu. Các dấu tích sinh học này phần lớn nằm trong các cấu trúc hydrocacbon nặng (từ C26 đến C34 và cao hơn như sterane, hopanes …). Trong cấu trúc của parafin có Ni, V…, pristan và phytane là các sản phẩm phân hủy từ clorofil (diệp lục tố). Các hydrocacbon C27, C28, C29; 22S, 22R… các dấu tích sinh học cho phép dự đoán môi trường tích lũy vật liệu hữu cơ, môi trường chôn vùi, mức độ trưởng thành và cả trường hợp dầu bị phân hủy sinh học bởi vi khuẩn, bởi oxy, bởi nước ngầm hay nước mặt. * Kim loại trong dầu thường là các nguyên tố có trong vật liệu hữu cơ. Sau khi bị phân hủy và chuyển thành dầu, chúng luôn đi kèm với các cấu tử nặng của dầu. Ví dụ, Ni, V và các nguyên tố khác. Nếu trong dầu lượng nguyên tố kim loại càng nhiều càng gây khó khăn cho công nghệ lọc hóa dầu. TÍNH CHẤT HÓA LÝ CỦA DẦU KHÍ 62 Hình 2.14: Biểu đồ phân bố thành phầân phân đoạn của hydrocarbon trũng Cửu Long CHƯƠNG 2 63 b) Tính chất của dầu trong điều kiện vỉa Ngoài các chỉ tiêu nêu trên được xác định trong điều kiện chuẩn (ở phòng thí nghiệm), dầu còn được xác định một số tính chất trong điều kiện vỉa như áp lực bão hòa khí (Ps), hàm lượng khí trong dầu, độ nén khí, hệ số thể tích, tỷ trọng và độ nhớt trong điều kiện vỉa. * Áp lực bão hòa khí của dầu (Ps) là áp lực có lượng khí hòa tan hay nói cách khác là áp lực khí nằm ở trạng thái cân bằng nhiệt động lực với dầu vỉa. Áp lực bão hòa khí phụ thuộc vào lượng khí hòa tan, thành phần dầu và khí, nhiệt độ vỉa. Đơn vị đo là MPa (mega pascal). Nếu áp lực vỉa (Pv) lớn hơn áp lực bão hòa khí (Pv > Ps) thì vỉa làm việc với chế độ đàn hồi – tức là tự phun. Nếu áp suất vỉa nhỏ hơn (Pv < Ps) thì phải dùng bơm hút. Vì vậy, khi khai thác hay dùng các biện pháp để duy trì áp suất vỉa càng lâu càng tốt (Pv > Ps) để khai thác ở chế độ đàn hồi (tự phun). Một trong các biện pháp đó là bơm ép nước vào vỉa. * Hàm lượng khí hay còn gọi là yếu tố khí hoặc tỉ lệ dầu khí (GOR – Gaz oil ration). Đó là hàm lượng khí hòa tan trong một đơn vị thể tích dầu. Lượng khí thóat ra khi giảm áp của vỉa tới giá trị áp suất bằng 0. Đơn vị đo của nó là m3/m3 (mét khối khí trên mét khối dầu) hay m3/T dầu. * Hệ số nén của dầu là đặc trưng độ đàn hồi của dầu được xác định như sau : H V V P ∆β = ∆ 1 với V - thể tích ban đầu của dầu ∆V - thay đổi thể tích của dầu khi thay đổi áp suất ∆P. * Hệ số thể tích của dầu (b) là tỷ lệ thể tích của dầu trong điều kiện vỉa (Vvỉa) trên thể tích của dầu đã tách khí. via tach Vb V = * Hệ số giãn nở thể tích của dầu thể hiện mức độ giãn nở của dầu khi tăng nhiệt độ lên 1oC. Va V t ∆= ∆ 1 * Tỷ trọng dầu trong điều kiện vỉa (ρv) thường nhỏ hơn đến 5-:- TÍNH CHẤT HÓA LÝ CỦA DẦU KHÍ 64 15% tỷ trọng dầu tách (ở điều kiện chuẩn, tức là ở phòng thí nghiệm - (ρv20) ,v g v G b ρ + ρρ = 20 1 2 ` ρv20 - tỷ trọng dầu trong điều kiện chuẩn, kg/m3; b - hệ số thể tích; G - thể tích khí hòa tan, m3/m3; ρg - tỷ trọng của khí hòa tan, đơn vị đo là kg/cm3. * Độ nhớt dầu trong điều kiện vỉa. Đó là độ nhớt trong điều kiện áp suất và có lượng khí hòa tan của dầu. Độ nhớt dầu vỉa giảm khi tăng nhiệt độ và tăng lượng khí hòa tan trong dầu. Vì vậy, độ nhớt này phụ thuộc của thành phần và tính chất của khí. Nếu có khí nitơ hòa tan thì độ nhớt dầu vỉa lại tăng và ngược lại, độ nhớt dầu vỉa giảm khi tăng lượng khí hydrocacbon hòa tan. Đơn vị đo là milipascal/giây (mPa/s). 2.2 Thành phần và tính chất của khí tự nhiên Khí là một thành phần trong hệ thống hydrocacbon. Khí hydrocacbon tồn tại ở trạng thái tự do trong không khí và trong vỉa khí, hòa tan trong nước, bị hấp phụ ở đá, hòa tan trong dầu và được gọi là khí kèm dầu. Thành phần chính của khí hydrocacbon là C1 (metan) tới C4 (butan). Đặc điểm của khí kèm dầu đa phần là hydrocacbon (C1÷C4), còn các khí khác rất ít (CO2, N2, He, Ar), ở các mỏ có vi khuẩn hoạt động còn có khí H2S (hoặc ở đới sinh hóa-diagenez). Tuy nhiên hàm lượng khí kèm dầu có thành phần khác nhau của VLHC do mức độ biến chất không đều của từng vùng, do chế độ kiến tạo cũng như hoạt động thủy động lực của nước ở các vùng khác nhau. Các khí acid (CO2, H2S) thuộc ở đới biến chất thấp (diagenez), ở đới bị oxy hóa hay hoạt động của vi khuẩn khử sulphat ở vùng có đá vôi và chúng rất dễ hòa tan trong nước. Ngoài ra quan sát thấy ảnh hưởng về khả năng hấp phụ của đá đối với HC. Ví dụ sét, sét than, đặc biệt là than có khả năng hấp phụ rất lớn HC. CHƯƠNG 2 65 Từ đó thấy rằng khí hòa tan trong dầu hay trong nước và di cư sẽ ở các mức độ khác nhau, tuỳ thuộc vào loại VLHC, vào mức độ biến chất của chúng và đặc biệt lệ thuộc vào môi trường vây quanh của dấu và khí. Quy luật di cư cũng như phân bố chung lệ thuộc vào các quy luật hoạt động của vỏ trái đất vào thời gian địa chất, khống chế sự phân dị trọng lực của HC trong quá trình di cư cũng như tích lũy. Ở vùng uốn nếp, di cư ngang địa phương và di cư thẳng đứng địa phương và khu vực là phổ biến. Còn di cư ngang địa phương cũng như khu vực phổ biến ở vùng nền bằng. Vỉa khí khô khi hàm lượng condensat trong đó chỉ chiếm < 10÷30 cm3/m3; còn khí béo có hàm lượng condensat tới > 30÷90 cm3/m3. Vì vậy, trong địa hóa hay dùng tỷ số CH4/C2+ hay ngược lại C2+/CH4. Giá trị tỷ số này càng tăng càng gần tới nguồn (vỉa dầu, condensat hay khí). Khí không màu, hòa tan tốt trong không khí, nước và dầu. Độ hòa tan của khí phụ thuộc vào nhiệt độ (ToC), áp suất (P), thành phần của khí và dầu. Độ hòa tan của khí càng tăng khi tăng áp lực và giảm độ bão hòa khi tăng nhiệt độ. Tính chất của khí bao gồm - Tỷ trọng được đo bằng g/cm3 hay là tỷ lệ của trọng lượng phân tử trên thể tích của mole. Tỷ trọng của metan - ρ= 7,14.10-4; của butan – ρ = 25,97.10-4. Thông thường, người ta tính tỷ trọng so với không khí. Tỷ trọng không khí ở điều kiện bình thường là 1,213 kg/m3. Do đó metan có tỷ trọng so với không khí là 0,554 (ở điều kiện 20oC), etan – 1,05, propan – 1,55. - Độ bão hòa khí (G) – độ bão hòa khí của nước hay dầu là tổng lượng khí trong 1 đơn vị thể tích của chất đó. Đơn vị tính bằng cm3/l hay m3/m3. - Thành phần metan và đồng đẳng của metan: 1- Metan (CH4) là khí dễ hòa tan và di cư hơn cả vì nó được đặc trưng bằng khả năng hấp phụ kém nhất, độ hòa tan trong nước không cao và còn phụ thuộc vào nhiệt độ. Ví dụ: bằngï 0,055 m3/m3 ở 0oC, 0,033 m3/m3 ở 20oC, 0,017 ở 100oC. Metan dễ cháy (nhiệt độ bắt lửa bằng 695 – 742oC). Nhiệt lượng TÍNH CHẤT HÓA LÝ CỦA DẦU KHÍ 66 50MdJ/kg, dễ nổ ở hàm lượng 5%. Metan là loại khí tương đối bền hóa học, gọn nhẹ nên có khả năng di cư cao. Nguồn gốc khí metan có thể là sinh hóa, nhiệt xúc tác, biến chất, núi lửa. Khí metan được sử dụng rộng rãi như nhiên liệu phát điện … 2- Khí nặng khác (đồng đẳng của metan): etan – C2H6; propan – C3H8 và butan C4H10. Chúng có độ hấp phụ lớn, hệ số khuếch tán nhỏ, độ hòa tan trong nước lớn. Ví dụ, etan có độ hòa tan 0,047 m3/m3 ở ToC = 20oC. Chúng dễ cháy trong hỗn hợp với không khí. Các khí này thường là loại khí kèm dầu, đôi khi chiếm tới 30% thành phần khí. Khí này có giá trị công nghiệp cao và được dùng để sản xuất cao su tổng hợp, polyetilen, nhựa. Chúng đạt giá trị công nghiệp khi ∑C2+ đạt 2 – 3%. 3- Khí cacbonic (CO2) ở 78oC tạo thành sương và có tỷ trọng 19,63.10-4 g/cm3. So với không khí CO2 có tỷ trọng 1,53; khí CO2 thường có mặt trong vỉa khí, dầu với hàm lượng từ 0 tới 59%. Khí CO2 hòa tan tốt trong nước khi tăng áp suất. Ví dụ: ở 20oC với P = 0,1 MPa, trong 1 thể tích nước có thể hòa tan 1 thể tích khí CO2; còn ở P = 30MPa, ToC = 100oC thì 1 thể tích nước có thể chứa 30 thể tích khí CO2. Khí CO2 có thể có nguồn gốc từ phân hủy vật liệu hữu cơ, phân hủy carbon của axit hữu cơ, phân hủy bicarbonat và có thể có nguồn gốc sâu – từ manti đi lên. 4- Khí nitơ (N2) là khí không màu, không mùi. Hàm lượng của nó trong không khí đạt 75,5% theo trọng lượng (78,09% theo thể tích). Trong các vỉa dầu, hàm lượng khí N2 dao động từ o đến 50%. Theo thời gian khai thác, khí nitơ giảm dần vì kém hòa tan trong dầu. Nitơ là loại khí trơ, phong phú trong không khí và có nguồn gốc sinh hóa (đới diagenes hay protokatagenes), nguồn gốc sâu hay núi lửa. Người ta thường sử dụng tỷ số ∑C2+/N2, tỷ số này càng cao khi xuống sâu dần và phản ánh điều kiện kín của cấu tạo. Tỷ số đồng vị 14N/15N = 273 (tiêu chuẩn). Trong tự nhiên σ15N = -10-:- +18o/oo. 5- Khí hydro sulfua (H2S) là khí không màu, có mùi hôi khó chịu, hòa tan tốt trong nước. Tỷ trọng 1,538 g/l, nhiệt lượng 2,3 MdJ/m3. Nhiệt độ sôi – 60oK. Khí H2S là loại khí độc nguy hiểm khi CHƯƠNG 2 67 hàm lượng nó lớn hơn 0,1%. Trong không khí tiêu chuẩn giới hạn của nó là <0,01mg/l. Khí H2S thường gặp trong các tầng đá carbonat – sulfat và có thể đạt tới 10-20 thậm chí 50%... Khí H2S còn gặp ở đới khử sulfat bởi vi khuẩn, do ôxy hóa vật liệu hữu cơ, khi nhiệt phân vật liệu hữu cơ. Khí này có giá trị công nghiệp khi hàm lượng của nó lớn hơn 0,05-0.1%. 6- Khí hydro (H2) là khí nhẹ nhất trong tự nhiên (nhẹ hơn cả không khí tới 14 lần), không màu, không mùi. Tỷ trọng 0,0695 so với không khí. Nhiệt lượng đạt 12,2MdJ/m3. Có đồng vị ổn định là proti (1H), deiteri (2H hay D). Tỷ lệ 1H/D = 1:4000 (trong nước là 1:6500). Trong tự nhiên rất ít hydro. Hàm lượng của nó ít khi đạt tới 60%. Khí hydro có hàm lượng tăng cao ở vùng núi lửa hay trong các khí sâu khác. Thường khí hydro hay có mặt trong các trầm tích chứa muối, chứa than, dầu và thường ở các đới sâu. Khí hydro tự do có được là do nước tác động với các oxyt kim loại trong điều kiện nhiệt độ cao. Khí hydro cũng có thể có nguồn gốc núi lửa và khí sâu, nguồn gốc sinh hóa và hoạt động phóng xạ của vật liệu hữu cơ. Hydro được dùng làm khí mang trong sắc ký khí. 7- Khí hêli (He) là khí không mùi, không vị. Đây là loại khí trơ, không có phản ứng hóa học, có thể cháy hay nổ. Hàm lượng trung bình của hêli trong vỏ trái đất là 1.10-6% trọng lượng và 5,2.10-4% thể tích trong không khí. Trong khí tự nhiên, hêli có thể đạt tới 18% thể tích. Hàm lượng cao của He có giá trị công nghiệp hóa chất. Đây là chất khí mang trong sắc ký khí. Đồng vị 3He và 4He sinh ra do phát xạ của các nguyên tố phóng xạ (U, Th). Giá trị tỷ số 3He/4He = 10-10-10-9 trong khóang vật chứa uran. Trong không khí 3He/4He = 1,4.10-6. Hàm lượng cao của khí He thường gặp ở đới đứt gãy sâu, tức là có liên quan tới lớp manti. Phân loại khí Các loại khí nêu trên có nguồn gốc khác nhau: sinh hóa, thạch hóa, hoạt động phóng xạ, từ không khí tuần hòan, khí vũ trụ. L.M. Zorkin (1971) đã phân loại như sau (B.2.6). TÍNH CHẤT HÓA LÝ CỦA DẦU KHÍ 68 Bảng 2.6 Loại khí Kiểu khí Hàm lượng, % Metan 75 ≥ CnHm ≥ 50; N2 ≤ 25; (CO2+H2S) ≤ 25 Nitơ – Metan CnHm ≥ 50; 50 ≥ N2 > 25; (CO2+H2S) ≤ 25 Hydrocacbon Cacbonic – Metan 75 ≥ CnHm ≥ 50; N2 ≤ 25 50 ≥ (CO2+H2S) ≥ 25 Nitơ N2 > 75; CnHm < 25 (CO2 + H2S) ≤ 25 Metan – Nitơ 75 ≥ N2 ≥ 50; 50 ≥ CnHm > 25; (CO2 + H2S) ≤ 25 Ni