lektsii_po_geologii_i_geokhimii_nefti_i_gaza_1

1.09.11
Лекция 1.
С 1860-х годов началась эра нефтяной промышленности. Когда начали переработку нефти не знали, что делать с бензином, его выливали и закапывали. В России более 150 тысяч скважин. В Мексиканском заливе открыто крупнейшее месторождение Тибр.
Начальные потенциальные ресурсы (НПР)-это те ресурсы, которые были, когда мы начали извлекать 1т ресурсов. В это понятие входили накопленная добыча + разведанные запасы + неоткрытые ресурсы. Эти ресурсы по мере изучения уточняются. Коэффициент извлечения нефти или коэффициент нефтеотдачи: в России 0,42-0,43. 207 млрд.тонн – это разведанные извлекаемые запасы нефти. Примерно 4 млрд.тонн нефти добывается в мире в год, 190 трлн.м3 газа – это разведанные извлекаемые запасы газа; 3,9трлн.м3 –добывается в мире в год. Коэффициент газоотдачи гораздо выше, чем у нефти. Коэффициент успеха в среднем составляет 30%. Из 100 пробуренных скважин лишь 30 дают результаты.


5.09.11
Лекция 2.
Нефтегазоносность Земли – фундаментальная проблема естествознания.
В жидком состоянии на нашей планете находятся 2 вещества: вода и нефть. Нефть – СН и достаточное количество примесей: N, O, если бы не было ловушек для нефти и газа, то они бы выливались на земную поверхность и жизни не было бы. Вода – жизнь, нефть – гибель. Одна из сложнейших проблем, которая существует сейчас в нефтегазовой отрасли – это происхождение нефти. Есть предположения, возможно близкие к истине. Есть исследователи, которые придерживаются к органическому происхождению нефти, другие же к неорганическому.
Чем же отличается Земля от других планет солнечной системы?
Тем, что на Земле есть жизнь. Характерной чертой нашей планеты является то, что у нее есть биосфера. Биосфера имеет свои размеры. Нижняя граница неровная в зависимости от температуры. Биосфера во взаимодействии со стратосферой играют огромную роль в образовании углеводородов.
Основные черты геохимии углерода и водорода: геохимия – химия геологических элементов (их распространение и т.д). Химический состав нефти и газа и изменении химических свойств нефти и газа в различных условиях формирования Земли – химия нефти и газа. Водород – это первый номер в периодической системе Менделеева.
1766 год английский физик и химик Кавендиш исследовал этот газ и обнаружил, что при сгорании водород дает воду и хотя не Кавендиш назвал водород «водородом», а несколько позже, он установил, что при сгорании газа образуется вода. Рождающий газ – рождающий воду. Водород самый распространенный элемент Вселенной. Водород в виде плазмы составляет 70% массы Солнца и звезд. В природе водород встречается в виде двух изотопов: 1Н (протий) – его 99,98% по массе и 2Н (дейтерий) – 0,02% по массе, и имеется один радиоактивный изотоп 3Н (тритий). Свободный водород состоит из двухатомных молекул Н2 – это самый легкий газ в природе. 1 литр газа Н2 при температуре 00 и нормальном давлении 760 мм.рт.ст весит 0,09г. Концентрация водорода в атмосфере Земли ничтожна и составляет 0,0005% по объему, содержание в земной коре тоже невелико примерно 1% по весу. Несмотря на это действительная роль водорода в природе определяется числом атомов участвующих в различных соединениях. Доля водорода, которая участвует в различных соединениях составляет 17%, 50% живого вещества состоит из соединений, в который входит водород.
Углерод – порядковый номер 6. Углерод занимает 13 место по распространенности. Содержание углерода в земной коре примерно 0,14 %, а в осадочном чехле примерно 1,4%. Содержание углерода в осадочных породах примерно 80%, а в органическом веществе в среднем 20%. Углерод горит при температуре 300-5000С. Углерод при сгорании образует двуокись углерода – СО2 (углекислый газ) и окись углерода СО (угарный газ). Углекислый газ входит в состав атмосферы Земли. Содержание его в воздухе 0,03 по объему. В природе встречается как в свободном состоянии, так и в различных соединениях. Содержание в живом веществе – 18%, в древесине – 50%, в каменном угле – 80%, в нефти – 85%, в антроците – 96%. Углерод был известен в 3 видах: уголь, графит и алмаз. Графит и алмаз содержат практически чистый углерод. Структура кристаллической решетки углерода у графита совсем иная, чем у алмаза.

В графите атомы углерода располагаются слоями внутри которых атомы углерода накапливают пчелиные соты, внутри атомы углерода связаны прочнее, чем между слоями. У алмаза трехмерное расположение атома углерода и они размещаются очень прочно из-за того что каждый атом связывается с 4. В 1985 году группа химиков: Клер, Крото и др. тоже получили Нобелевскую премию по химии. Они при лазерном облучении образца графита получили новое вещество, которое было названо «фуллерен». Название было дано в честь архитектора Фуллера, который в Монреале построил знаменитое сооружение – геодезический купол, ячейки которого представляли собой разные системы, она похожа на футбольный мяч. Атомы углерода содержаться в правильных 5 и 6 угольниках. Углерод представлен в свободном состоянии в виде: угля, алмаза, графита, графена, фуллерена.










12.09.11
Лекция 3.
Уникальность углерода определяется и другими свойствами. Его атомы имеют прочные связи не только с атомами других химических элементов, но и между собой. Углерод образует 4 равнозначные валентные связи, что позволяет ему образовывать многочисленные разнообразные неразветвленные цепи и разветвленные кольца. В связи с этим углерод имеет возможность создавать огромное количество различных структур. Например, из 20 атомов С и 42 атомов Н (С20Н42). Теоретически можно получить 366 000 углеводородов этого состава.
СН3 – СН2 – СН2 – СН2 – СН3 – н-пентан (нормальный пентан)
СН3

СН3 – СН – СН2 – СН3 - изопентан
СН3

Н3С – С – СН3 - неопентан

СН3
только на этом простейшем примере можно понять какими огромными возможностями обладает С для создания разных по – своему разнообразию веществ. Важно и то что связь атомов углерода между собой, а также с атомами H, O, N и других элементов таблицы Менделеева может разрушаться под действием природных факторов, ферментов, входящих в состав живых организмов, образуя более простые соединения. C, O, H составляют 98% от общей массы живых организмов. Наблюдается постоянный круговорот углерода в природе. В результате процессов фотосинтеза с помощью зеленых растений ежегодно ассимилируется около 100 млрд.тонн углекислого газа. Общее содержание органического углерода в Мировом океане в живой и неживой материи сегодня оценивается 4*109 т и 11*109 т соответственно. Скорость обновления биомассы в результате круговорота углерода. Подавляющая часть биомассы суши обновляется за 14 лет, а биомасса океана всего за 33 дня. Суммарная продукция живого вещества по данным Успенского за все время существования биосферы примерно в 30 раз превосходит суммарную массу осадочных пород на Земле. Более поздние исследования показали более впечатляющие результаты, то что превышение в 150 раз.

Изотопный состав углерода.
В природе существует 2 стабильных изотопа С12, преобладает и С13. С12 содержится почти 99%, а С13 чуть больше 1%, так же существует 1 радиоактивный С14. Концентрация этого радиоизотопа постоянна в любом живом организме. Когда живое погибает, переставая быть звеном круговорота углерода, благодаря радиоактивному распаду С14 (полураспад 5570+-30 лет), его содержание в этом организме уменьшится примерно вдвое. Замеряя сколько фактически содержится С в веществе взятом из любого отложения, измеряя фактическое содержание С14 легко определить возраст этого артефакта животного или растительного происхождения. Соотношение изотопов С определяют используя величину приращения:
С13:
·13С= [ ]
Отношение 13С/12С белемнита мелового возраста, величина которого Пи-Ди.

Природные горючие ископаемые (каустобиолиты)
В 1888году Потонье, изучая отпечатки древних растений и отложений горючих сланцев дал им название каустобиолиты. Каусто – горючие. Био – биогенного происхождения. Литы – камни. Горючие камни биогенного происхождения – каустобиолиты (уголь, горючие сланцы, природные горючие газы, нефти и все продукты преобразования нефтей). Сегодня все горючие полезные ископаемые подразделяются на 2 основных ряда: каустобиолиты угольного ряда и каустобиолиты нефтяного или битумного ряда.
Горные породы

магматические метаморфические осадочные

обломочные хемогенные биогенные

акаустобиолиты каустобиолиты
Акаустобиолиты – это негорючие биогенные (органогенные) осадочные породы, рифогенные известняки, ракушечные и другие органогенные образы, состоящие из скелетов различных организмов. Каустобиолиты нефтяного ряда (нефть и продукты преобразования нефтей: мальты, азакирит, асфальтит, газы).
Каустобиолиты угольного ряда (торфы, бурые каменные угли, антроциты).
По мере роста температур начинают теряться детероэлементы (N, S, O), затем в конце исчезает Н и на вершине остается 100% углерод.

Органическое вещество (ОВ) и его преобразования в процессе литогенеза.
-осадконакопление
-стадия диагенеза (осадок, попадая в более высокие температуры и давления преобразуются в породу)
-катогенез (главный фактор высокие температуры)
-метаморфизм (осадочные породы превращаются в метаморфические).










15.09.11
Лекция 4.
Органическое вещество – отмершая часть живой природы, попадающая в осадок. Оно может накапливаться вместе с осадками или в рассеянном состоянии или в галогенной массе.
ОВ – органическое вещество
РОВ – рассеянное органическое вещество
ЖВ – живое вещество
Белки, жиры(липиды, липоиды), углеводы + минин
2 группы основных бактерий, которые преобразуют вещество: аэробные (живут в окислительных условиях, необходим О2) и анаэробные (в восстановительных условиях, дефицит О2). Органическое вещество может быть гумусовое и сапропелевое, а так же смешанное (в зависимости от условий осадконакопления). Гумусовое вещество накапливается преимущественно в окислительных условиях, а сапропелевое преимущественно в восстановительных условиях. Гумусовые образуются в основном из высших растений, характеризуется преобладание углерода. Сапропелевое формируется из низших растений и низших живых организмов, преобладает водород. С точки зрения химического состава или фракций рассеянное органическое вещество состоит: битумоиды, гуминовые кислоты, нерастворимое органическое вещество. Различаются по тому каким образом их можно извлечь. Битумоиды – это та часть органического вещества, которая растворяется в нейтральных органических растворителях и в составе органического вещества их от долей до 10-12%, остальные части извлекаются очень трудно, многая часть вообще практически не извлекается. Органическое вещество состоит из 2 частей: битумоиды и кероген. Битумоиды: C, H, O, S, N. В геохимической истории преобразования органического вещества можно выделить 3 важнейших этапа:
1 этап – потребление мельчайшими организмами различных химических элементов и веществ, и выработкой из них различных химических соединений, в том числе содержащих C и N.
2 этап – биохимическое преобразование органического вещества в период седиментации, которая заканчивается на стадии диагенеза.
3 этап – термокаталитическое преобразование органического вещества на стадии катогенеза при погружении осадочных пород и содержащихся в них органических веществ. На стадии катогенеза происходит усиленное разложение рассеянного органического вещества. Очень важным этапом является этап диагенеза. Именно на этом этапе выясняется какой пойдет процесс нефте или угле образования. На диагенетической стадии образования органического вещества на химические и биологические процессы преобразования органического вещества влияют окислительно-восстановительные условия среды (эти условия определяются окислительно-восстановительным потенциалом Eh и их щелочно-кислотные условия pH). Изменение физико-химических условий в осадках на стадии диагенеза отражается на образовании ряда аутигенных минералов. Их различные формы возникают последовательно, отображая напряженность окислительно-восстановительного состояния системы. Наиболее чутко на изменение этой среды реагируют аутигенные минералы железа.

Битумоиды по своим характеристикам как и нефти люминесцируют под ультро-фиолетовым цветом, их химический состав аналогичен химическому составу нефти. Важным количественным показателем возможной генерации углеводородов является несколько абсолютная концентрация битумоидов, сколько относительное содержание битумоидов в органическом веществе, то есть так называемый битумоидный коэффициент:
·=(Сбит/Сорг)*100%
Это коэффициент называется степенью битумизации органического вещества. Соотношение между аутигенными минералами железа зависит от качества органического вещества к моменту редукции железа (восстановление железа). Образование различных аутигенных форм железа строго соответствует напряжению Eh осадка, а Eh в свою очередь зависит от интенсивности распада органического вещества. Таким образом баланс аутигенных форм железа в осадочных образованиях является функцией от количества органического вещества к началу восстановления железа. Следовательно, зная содержание закисных форм железа можно оценить количество С органического, затраченного на их редукцию, а следовательно и концентрацию органического вещества.



19.09.11
Лекция №5.
Биохимические процессы на стадии диагенеза сопровождаются интенсивным образованием газа (углекислого газа, водорода, сероводорода и метана). На процессы образования газа на стадии диагенеза теряется порядка 26-28% органического вещества. Расчеты показывают, что ежегодная генерация метана метанобразующими бактериями составляет 2,2*1014 тонн. Как правило снижение с глубиной микробиальной активности постепенно затухает и процесс образования метана, тем не менее количество образовавшегося метана может быть достаточным для промышленности. А в условиях низких температур образуются скопления в виде так называемых газовых гидратов. Газовые гидраты – это твердые кристаллические вещества (газовые клатраты), кристаллическая решетка построена из молекул воды во внутренних полостях которых размещаются молекулы газа, образующие гидрат (клатрат). В диагенезе в процессе преобразования органического вещества образуется и незначительное количество жидких углеводородов. Наличие жидких углеводородов, образовавшиеся на ранних стадиях доказано анализом осадконакопления. В результате к концу диагенетического периода в органическом веществе накапливаются длинноцепочечные спирты, воски, растительные масла, а также биологические структуры, унаследованные от исходного органического вещества – это алканы, изоприноидные структуры и т.д. Необходимо запомнить, что липиды и липоиды относятся к совершенно разным структурно-молекулярным типам.
О СН3

-СН2 – С С
СН2
ОН СН2 СН
Липиды липоиды
Наиболее важной отличительной особенностью строения липоидов является наличие в их строении изопреновой цепи, состоящей из 5 атомов углерода. Изопреновое звено входит в состав огромного числа соединений, являющихся составной частью веществ живых организмов. Наиболее известный из этих изопреноидов: пристан, фитан. Анализ содержания или отношения пристана к фитану позволяет надежно проводить корреляцию в системах: нефть – нефть, нефть – органическое вещество, что позволяет решать на этой базе вопросы нефтегазопоисковой газохимии. Диагенез завершает первый этап подготовки органического вещества и минеральной составляющей в горную породу. Окончательно завершится этот ответственный процесс на первой стадии катогенеза. В этот период в осадочных отложениях в составе органического вещества сформируется относительно легкая часть, так называемая битумоидная фракция, куда входит от живого существа и кероген, являющийся основным поставщиком углеводорода на следующе стадии катогенеза.

Особенности распределения органического вещества в литосфере.
Органическое вещество содержится во всех осадочных породах, начиная с конца архея. Однако его концентрация и распределение по стратиграфическому разрезу крайне неравномерны, однако есть и некоторые особенности, например, характер распределения органического вещества в породах разного возраста в пределах Русской древней платформы Северо-Американской древней платформы можно наблюдать, что этот характер – очень близок (минимум и максимум органического вещества, как правило, приурочены к одним и тем же стратиграфическим подразделениям). Максимумы относятся к отложениям кембрия, минимумы – в силуре, следующий максимум – девон, карбон; минимум – в триасе и следующий максимум – юра, мел и самый большой максимум- палеоген, неоген; самый большой минимум по миру – триас. Максимум незначительный – кембрий, больше девон, карбон и самые большие юра, мел, палеоген, неоген. Средние значения содержащие С органического для осадочных (кларковые значения) составляет порядка 0,55 – 0,60% что соответствует 13-15 кг на м3 породы. От состава пород зависит содержание С органического. Траск обнаружил, что в глинистых породах содержание С органического больше в 2 раза, чем в алевритовых. В свою очередь в алевритовых породах содержание органического вещества больше в 2 раза, чем в песчаных. Это распределение называется «закономерностью Траска», это среднее значение. Встречаются породы содержание органического вещества в которых на порядок превышает кларковые (если С органического > 5% на породу). Как правило, это глинисто – карбонатные и глинисто-карбонато-кремниевые отложения. Они были обнаружены на Волго-Уральской в отложениях девона и они были названы доманиковыми, содержание органического вещества >5%, иногда 15-20%. Несколько позже они были обнаружены в Западной Сибири в верхней юре Баженовской свиты и названы Баженовским типом отложений. Доманик – это главные нефтяные толщи для Волго – Уральской области. В пределах Баженовской свиты в Западной Сибири S = 1 млн.км2, кроме того что это нефтематеринская порода, но и нефтесодержащей толщей, они характеризуются и коллекторскими свойствами. Дебиты скважин там составляют 700-800 т в сутки, мощность >60м, а содержание С органического доходит до 25%.







26.09.11
Лекция 6.
Стадия диагенеза и стадия протокатогенеза почти одно и то же.
Органическое вещество.
Битумоиды и кероген важнейшие элементы органического вещества. Главным элементом в составе органического вещества является органический углерод и поэтому содержание органического вещества в породе определяется именно по содержанию в них органического углерода, который обозначается С орг.
Одним из важнейших параметров характеризующих органическое вещество является хемофоссилий. Хемофоссилий – это явные остатки органики в органическом веществе. Пристан и фитан – это так называемые изоприноидные углеводороды.
Пристан С19Н40, фитан С20Н42.
Содержание пристана к фитану является показателем окислительно-восстановительных условий на стадии диагенеза осадка.
Выявлено, что в восстановительных условиях образуется преимущественно фитан, а в окислительных – пристан. Если же нефти образовались из континентальных отложений, где существенную роль играют окислительные условия, то в них существенно преобладает пристан. Вторым по важнейшим элементам органического вещества является кероген. На стадии диагенеза битумоиды составляют 10-12%, а остальные 89% органическое нерастворимое вещество (НОВ) – это и есть кероген. В составе керогена доминирует углерод в значительно меньших концентрациях содержания O,N,H,S. Существуют разные типы органического вещества, их классификации разные, но самая известная классификация Ван Де Кревелен. Н/С и О/С
Было выделено 3 группы керогена: I, II, III.
I тип керогена – характеризуется высоким содержанием водорода и относительно низким содержанием углерода (отношение Н/С атомарное высокое и составляет 1,5). Этот кероген сформировался за счет водорослевых и микробных липидов. Кероген 1 типа характерен для образования горючих сланцев в некоторых районах мира, встречается довольно редко и генерируют преимущественно жидкие углеводороды непромышленного значения.
II тип керогена – содержание водорода достаточно высокое, но меньше, чем в I типе, а кислорода более высокое, чем в I типе. Этот кероген формируется в результате отложения и накопления морских организмов: зоо и фитопланктона, бактерий с участием привнесенного в бассейн сигментации высших растений с суши. Кероген этого типа является источником углеводородов для большинства нефтяных месторождений, в том числе гигантских и способных генерировать как жидкие, так и газообразные.
III тип керогена – содержание водорода незначительное (отношение Н/С <1), а отношение (О/С = 0,2; 0,3). Этот кероген образуется в основном из растительных остатков, характерен для континентальных окраин и дельтовых толщ и генерируют преимущественно газообразные углеводороды.
Стадия катогенеза. Шкала катогенеза. Отражательная способность витринита (ОС витринита или R0) – это отношение интенсивности светового потока, установленной длины волны от полированной поверхности мацералов группы витринита к интенсивности светового потока, падающего перпендикулярно на эту поверхность, выраженная в %. Мацераллы – это микрокомпоненты какого-то вещества. В данном случае имеется в виду мацераллы группы витринита. Появилась возможность реконструировать палеотемпературы. В результате многолетних измерений разработана шкала.
Подстадии катогенеза
Градации катогенеза
ОС витринита 0R
Ориентировочные палеотемпературы, 0С

протокатогенез
ПК1
ПК2
ПК3
до 0,3
0,3-0,4
0,4-0,5
25-50
50-75
75-90

мезокатогенез
МК1
МК2
МК3
МК4
МК5
0,5-0,65
0,65-0,85
0,85-1,15
1,15-1,55
1,55-2,00
95-120
120-160
160-190
190-215
215-235

апокатогенез
АК1
АК2
АК3
АК4
От 2,5до 4,7 и более
более 240 0С

метагенез




МК1-МК3 главный интервал для нефтяников, генерируется большая часть нефти.





29.09.11
Лекция 7.
Образование нефти и газа на стадии катогенеза.
На этапах раннего катогенеза с увеличением температуры и давления благодаря процессам слабого термолиза и термокатализа в органическом веществе происходит образование новых и преобразование имеющихся углеводородов. На ранних стадиях этот процесс имеет вялотекущий характер, здесь образуется в основном метан, углекислый газ, а на завершающихся этапах образуются и высокомолекулярные углеводороды. В начальной стадии среднего катогенеза (мезакатогенеза), когда температуры достигнут величины достаточной для активизации процессов термолиза и термокатализа (температура около и более 50 0С) процессы нового образования углеводородов резко возрастает и в этот период интенсивно образуются как газообразные, так и жидкие углеводороды. Постепенно с накоплением глубины прогибания осадочной толщи и накопление толщи перекрывающих отложения, пластовые температуры достигают 80-150-160 0С, именно в этот период происходит наиболее интенсивное образование новых углеводородов.

Одновременно с этими процессами происходит изменение самой породы, ее уплотнение, преобразование глинистых материалов, в том числе дегидрослюдизация монтмориллонитов и этот процесс сопровождается выделением значительных объемов воды. В результате возникают условия, когда под влиянием относительно высоких температур происходит резкое увеличение генерации углеводородов, концентрация которых приводит к образованию микронефти. Возникают условия, когда содержание микронефти в породе достигает критического уровня, что приводит к дисорбции углеводородов и их отрыву и от материнской органики и от минеральных компонентов самой породы. Происходит прорыв жидких и газообразных углеводородов из минеральной основы, возникают аномально высокие давления и интенсивная эмиграция их путем растворения жидких углеводородов в образующихся сжатых газах и в образующейся воде. Это называется главной фазой нефтеобразования. А интервал глубин на которых он происходит различен, зависит от разных геологических факторов. В различных по геологическому строению регионах зона нефтеобразования может быть приурочена к разным интервалам глубин, так как процессы нефтеобразования зависят от совокупности различных факторов: 1) особенности преобразования органического вещества на стадии диагенеза (в каких условиях накапливалось органическое вещество – восстановительных или окислительных).
2) тип органического вещества в породе и состав компонентов, входящих в него (если органическое вещество преимущественно сапропелевого типа – жидкие углеводороды, если гумусовое - газообразные).
3) особенности строения и литологии, вмещающих пород, которые определяют процессы эмиграции микронефти.
4) литохимический состав пород, контролирующий протекание термокаталитических реакций.
5) геохронотермические особенности окружающей обстановки, в том числе скорость, направленность и устойчивость колебательных движений земной коры.
6) особенности распространения теплового потока из недр. Некоторые породы нефтематеринские: нефтепроизводящие (те которые сгенерировали) и потенциально нефтепроизводящие (те которые не сгенерировали).

Нефтегазоматеринский потенциал и методы его определения.
Почти все литофациальные типы современных пород содержат в том или ином количестве органическое вещество, а в его составе углеводороды, однако далеко не все из них способны даже при благоприятных условиях генерировать нефть. Следовательно нас интересует прежде всего те толщи пород, которые генерировали углеводороды в масштабах способных формировать залежи именно , именно такие толщи называются нефтегазоматеринскими толщами. Установлено, что нижним пределом концентрации органического вещества преимущественно сапропелевого типа в нефтегазоматеринских породах должно составлять не менее 0,1% на породу. Каким образом определяется нефтегазоматеринский потенциал пород:
Рок – Эквал
Во всем мире сегодня используется прибор, который был разработан в конце 70-х годов во французском институте нефти Рок – Эвал (Rock - Eval) (маленькую навеску породы помещают в этот прибор, проще его называют пиролизатором, т.е осуществляются процессы пиролиза, и через 20 минут готовые результаты. Образец породы керна или шпата (100м2) помещается в печь с инертной атмосферой (N или He), где нагревается по определенной программе, которая контролируется компьютером, она идентифицирует все данные, а затем выдает результаты, которые содержат следующую информацию: S0, S1, S2, S3, S4 – это пики). S0 – это при температуре 100 0С выделяются свободные газы от С1 до С4, а также возгоняются (образуются жидкие углеводороды, которые не переходят в газообразные), жидкие углеводороды С5 – С7. Размерность: мг углеводородов на г породы.
S1 – при температуре равной 300 0С в газовую фазу переходят жидкие углеводороды С5 – С7, возгоняются так же часть смолисто – асфальтовых веществ. Размерность: мг углеводородов на г породы.
S2 при температуре равной 600-850 0С выделяются углеводороды смолисто – асфальтеновых веществ и керогена.
S3 соответствует количеству СО и СО2 при температуре равной 400 0С.
S4 – количество СО и СО2, которое образовалось в результате сожжения остаточного углерода.
Величина S1 представляет собой долю исходного генетического потенциала органического вещества, который был трансформирован в углеводороды, т.е S1 характеризует какое количество генерировало жидких углеводородов, а величина S2 характеризует остаточный потенциал, который остался в керогене нереализованным. Таким образом, S1+S2 (выражается в кг/т породы) представляет собой общий генерационный потенциал органического вещества.
На основе этого сделана классификация нефтегазоматеринских пород по генерационному потенциалу.
Содержание значения потенциала
Нефтематеринские отложения

Менее 2 кг на тонну породы
Не нефтематеринская порода, обладающая небольшим потенциалом генерировать только газообразные породы

2-6 кг на тонну породы
Материнская порода, обладающая умеренным генерационным потенциалом

Более 6 кг на тонну
Материнская порода с высоким генерационным потенциалом

Встречаются породы с генерационным потенциалом 100-200 кг на тонну
Очень редко содержат органические вещества, может быть великолепной материнской породой или если она не достигла катогенеза, то это горючий сланец

в настоящее время пиролитический метод (Rock-Eval) определения генетических типов органического вещества в стадии его преобразования и определения генерационного потенциала пород используется практически повсеместно в мире.




3.10.11
Лекция 8.
Нефтяные системы. Их общая характеристика.
Существует много определений понятия нефть, но более четко это понятие сформулировал Васаевич: нефть – это жидкие гидрофобные продукты фоссилизации органического вещества пород, захороненных в субаквальных отложениях. Гидрофобные – «страх, боязнь» - неспособность вещества смачиваться водой (т.е боящиеся воды). Фоссилизация «выкопанный, ископаемый» - это совокупность процессов преобразования погибших организмов в ископаемых. Субаквальные отложения – отложения, которые накапливались в воде. Нефть представляет собой жидкость жирную наощупь, чаще всего черного или коричневого цвета, в солнечно свете она дает зеленовато-золотистый оттенок, также иногда в природе встречаются нефти желтоватого цвета или бесцветные (белые нефти). Нефть – это сложный коллоидный природный раствор, в котором содержатся углеводородные и не углеводородные соединения. В этом резервуаре подавляющая часть индивидуальные углеводороды ( определено более 1000 индивидуальных углеводородов в нефти ). Углеводороды в нефтях не образуют беспорядочную смесь, а представляют собой саморегулирующуюся систему, в которой распределяются углеводородные соединения, подчиняющиеся определенной строгой системе.
Физико – химические свойства нефти.
Плотность – количество массы, заключенной в единице объема. В поверхностных условиях плотность нефти во многом зависит от того сколько содержится в ней относительно легких бензиновых, керосиновых фракций и тяжелых асфальтовых, смолистых. А в пластовых условиях плотность нефти зависит не только от ее состава, но и от температуры, давления, содержании газа в нефти и ряда других условий. У нас в России нефти подразделяются по плотности на следующие типы:
- очень легкие нефти (до 0,8 г/см3)
-легкие нефти (от 0,8 до 0,84 г/см3)
- средние нефти (от 0,840 до 0,880 г/см3)
- тяжелые нефти (от 0,880 до 0,920 г/см3)
- очень тяжелые (более 0,920 г/см3)
2) вязкость
3) поверхностное натяжение – это сила, с которой нефть сопротивляется изменению своей поверхности. Обусловлено тем, какие молекулярно-поверхностные свойства нефти на различных границах фаз: нефти и газа нефти и пластовых вод, нефти и поверхности твердого тела. Физико-химические свойства поверхностей раздела твердой (породы) и жидких фаз (нефть, пластовая вода) и их взаимодействие характеризуется рядом показателей, в том числе гидрофильность (способность вещества смачиваться водой) и гидрофобность (неспособность вещества смачиваться водой).
Капля воды или нефти, например на поверхности стекла стремится приобрести форму шара, капля нефти на поверхности воды растекается в виде пленки.
4) Сжимаемость нефти зависит от давления, температуры, самого состава нефти и содержания в нефти газа. Чем больше содержание растворенного газа в нефти, тем выше коэффициент сжимаемости. Температура кипения нефти зависит от содержания в ней тех или иных компонентов и их строение. Чем выше % легких углеводородов, тем меньше температура кипения.
5) температура застывания нефти. За температуру застывания принимают температуру, при которой уровень нефти, помещенной в пробирку, при наклоне этой пробирки на 450 не изменяется. Встречаются нефти с положительной температурой застывания. Как правило, это нефти, содержащие в своем составе парафинистые соединения, а без парфинистые имеют отрицательную температуру застывания. Например, большинство нефтей Волго-Уральской области имеют температуру застывания 0 0С, а нефти Пха на Сахалине не застывают даже при температуре ниже 30 0С. В среднем температура сгорания нефти составляет 10400-11000 кКал/кг [Дж/кг]; природный газ 46 Дж/кг; нефть – 45 Дж/кг; антрацит – 35 Дж/кг; каменный уголь – 34 Дж/кг; бурый угль – 28 Дж/кг; торф – 14 Дж/кг; горючий сланец – 9 Дж/кг.
6) растворимость и растворяющая способность нефти. Если пластовое давление <, то в ней меньше растворенного газа. Если пластовое давление >, то и растворенного газа больше. Нефть обладает способностью растворять углеводородные газы.
Теоретически в 1м3 нефти может раствориться до 400 м3 газа. На практике до 100 м3 газа. Это соотношение объема газа растворенного в единице S нефти называется газовым фактором. Газ находится в растворенном состоянии в нефти до достижения давления насыщения газом – это давление при котором из нефти начинают выделяться пузырьки газа. Существуют специальные установки, которые это определяют.

Если объем газа в залежи намного превышает объем нефти, то при температуре пласта 90-100 0С и давлении 200-250 атмосфер часть жидких углеводородов нефти переходит а парообразное состояние и растворяется в газе. Этот процесс называется ретроградным (обратным) испарением. При снижении пластового давления эта часть жидких углеводородов растворившихся в газе начинает выпадать снова в жидкую фазу, и этот процесс называется обратной или ретроградной конденсацией. В природе существует обратное испарение и прямая конденсация.
7) Электрические свойства нефти – способность проводить или не проводить электрический ток. Например, удельное электрическое сопротивление пластовых вод составляет в среднем от 0,05 до 1 Ом/м, в дистиллированной воде 10-3 Ом/м, а нефть обладает высоким удельным сопротивлением от 1010 до 1014 Ом/м и следовательно нефть является диэлектриком, нефть не проводит электрический ток. На этих свойствах нефти пластовых вод и вмещающих пород базируется такой важный метод исследования скважин, который часто называют каротаж. Базируются некоторые другие пылевые геофизические исследования, в частности электроразведка.




10.10.11
Лекция 9.
Оптические свойства нефти.
Нефти оптически активны, то есть обладают способностью вращать плоскость поляризации луча света, преломлять световые лучи, люминесцировать и тому подобное. Важно то, что большинство нефтей образуют плоскость поляризации вправо. Это качество унаследовано нефтями от исходного органического вещества пород, по сколько образование веществ, обладающих органической активностью характерно для биологических систем. Люминесценция и флюроаэстенция характерно для нефти. Нефть светится после освещения ее светом. Легкие углеводороды светятся голубоватыми оттенками, а тяжелые углеводороды – буроватым цветом. Средняя молекулярная масса большинства нефтей равна 250-300.

Элементный, изотопный, фракционный и групповой углеводородные составы нефти.
Элементный состав нефти характеризуется обязательным наличием 5 химических элементов: C, O, S, N, H. Эти же элементы входят в состав органического вещества пород. В элементном составе содержание C -83-87%, H – 12-14%, суммарное содержание всех остальных компонентов невелико и составляет 5-6% и эти проценты в основном приходятся на содержание S – до 3%, O- до 2%, N составляет десятые или сотые доли процента. Это все называется элементным составом нефти.
Изотопный состав. Для наших целей изучается поведение соотношения в нефтях масс стабильных изотопов углерода 12С - 13С, протонов водорода 1Н и 2Н (протия и дейтерия), изотопов серы – 32S и 33S, азота 14N и 15N.
Анализ изотопного состава нефтей позволяет решать вопросы об их образовании в системах: нефть-нефть и нефть – органическое вещество.

Полученные величины приращения могут иметь, как положительные, так и отрицательные значения. Если величина положительная, то это означает, что содержание тяжелого изотопа больше, чем в стандарте; а если отрицательная, то наоборот.
Фракционный состав нефти, то есть разделение нефти на фракции по температурам кипения. При атмосферном давлении путем перегонки из нефти выделяют фракции, отличающиеся друг от друга определенными пределами выкипания: выкипающие до 140 0С включают в себя петралейный эфир и бензиновую фракцию; 140-180 0С в это время выпаривается ___________ фракция; 180 – 220 – керосиновая фракция; 220-350 – дизельная фракция. Те, что выкипают до 350 0С светлые фракции нефти, а выкипающие 350 0С мазут. В геохимии нефти фракцию, выкипающую до 200 0С называется бензиновой, от 200 до 300 0С – керосиновой, более 300 0С – масляной. Как правило, чем ниже плотность нефти, тем выше выход светлых фракций.
Групповой углеводородный состав. Для выяснения общей характеристики нефтей наряду ч выше изложенным при анализе нефтей определяется суммарное содержание в определенной фракции: нафтеновых, ароматических и других углеводородов. Углеводороды подразделяются на 2 большие группы, в молекулах которых атомы углерода образуют открытые или линейные, или разветвленные цепи, и углеводороды в молекулах, которых атомы углерода образуют кольца.




Углеводороды в молекулах, которых атомы углерода соединены простыми связями называются метановыми углеводородами (алканы, алифатические, парафиновые, насыщенные или предельные углеводороды). Все они имеют общую формулу СnH2n+2. Они образуют гомологический ряд, в котором каждый следующий углеводород имеет на 1 атом углерода и 2 атома водорода больше, чем предыдущий. Углеводороды, обладающие линейными связями, называются нормальными, а разветвленные – изоалканы.
Начиная с бутана (С4Н10) углеводороды могут иметь нормативное строение и изостроение (разветвленная цепочка). При обычных условиях метановые углеводороды нормального строения находятся в разных физических состояниях, от метана до бутана – газы, начиная с нормального пентана (n С5Н12) и до нормального пентадекана (n С15Н32) - жидкости и начиная с нормального гексадекана (n С15Н34) - твердые.
Алканы находятся практически во всех нефтях и если их концентрация превышает 50%, то такие нефти называются метановыми. Особое место в геохимических исследованиях занимают так называемые коэффициенты нечетности, которые используются как коррелятивный признак нефтей, но и как «показатель зрелости», а также состава исходного органического вещества: С15 – С23 с преобладанием нечетных членов характерно для нефтей генерированных органическим веществом, в составе которого большая часть принадлежала низшим организмам (бактериям и водорослям). Высокое содержание алканов нормального строения от С23 и С31 и так же преобладание в них нечетных членов наблюдается в нефтях генерированных органических веществ, в составе которых участвуют липиды высших наземных растений. Углеводороды в молекулах которых атомы образуют замкнутые цепи, состоящие из 3 и более атомов углерода называются алициклическими или карбоциклическими. Насыщенные циклические углеводороды имеют много названий. Их общая формула СnH2n.
Молекулы циклоалканов содержат на 2 атома водорода меньше, чем соответствующие им алканы и название образуется путем добавления приставки цикло.
Бутан (C4H10)
Циклобутан (С4Н8)
Пентан (С5Н12)
Циклопентан (С5Н10)
В нефтях цикланы представлены в основном углеводородами, которые содержат в основном 5-6 цикланов, называются нафтеновыми углеводородами. Содержание в нефтях колеблется от 25 до 70%. По своим физическим свойствам занимают промежуточное положение между метановыми и ароматическими углеводородами. Ароматические углеводороды ненасыщенные циклически, еще их называют арены. Эти арены содержат в молекуле особую циклическую группировку из 6 атомов углерода, которые называются бензолом. Общая формула СnH2n-6 (показывает то, что они являются ненасыщенными). Ряд называется бензойным. Общее содержание аренов в нефтях 10-20%, но иногда доходит до 35% и такие нефти называются ароматического типа. Наибольшая концентрация ароматических углеводородов установлено в нефтях молодого возраста. Одной из закономерностей состава нефтей является то, что с повышением температуры кипения фракции повышается содержание аренов.




13.10.11
Лекция 10
Не углеводородный состав нефтей.

Кроме углеводородных соединений в тех или иных концентрациях присутствуют соединения, содержащие N, O, S, H, а так же некоторые металлы и минеральные компоненты. Прежде всего, это S. Происхождение серы в нефтях может быть различным, есть 2 пути образования серы:
Состоит в том, что сернистые соединения образовались в результате окислительно - восстановительных процессов, происходящих между сульфатами и углеводородами в течении геологического времени.
Часть сернистых соединений может быть унаследована от исходного органического вещества, который содержит протеин.
Азот – его содержание в нефтях не превышает 0,5%, но в высоко – смолистых нефтях его содержание может доходить до 10%. Наиболее значимыми компонентами азотсодержащих соединений является – парфирины. Смолисто – асфальтеновые вещества – это сложная смесь наиболее высокомолекулярных компонентов нефти, содержание которых иногда достигает 10-50%, а иногда и выше. На долю углеводородной части этой смеси приходится 80-95% всех молекул, слагающих эти структуры. В целом смолисто – асфальтеновые вещества представляют собой гетеро – органические соединения гибридной структуры, включающие в состав молекул кроме углеводородов N, S, O и некоторые металлы. Наиболее богатые этими смолисто – асфальтеновыми веществами обладают нефти ароматического основания.
Смолы представляют собой очень вязкие, малоподвижные жидкости, а иногда и твердые аморфные вещества, плотность – 1,1 г/мл, составляют до 90% гетеро – органических соединений в нефтях.
Асфальты являются более высокомолекулярными соединениями, чем смолы. Кроме смол и асфальтенов в состав нефти входят микроэлементы. Сегодня их обнаружено более 60. Это содержание микроэлементов не превышает 10-8 до 10-2%. V, Ni, металлы подгруппы Cu, Zn, B, Hg, W, U и щелочноземельные и щелочные металлы и многие другие.


Классификация нефтей по групповому углеводородному составу.
Класс нефтей


метановый
Это нефти, в которых содержание метановых углеводородов в бензиновых фракциях нефти более 50%, а в масляных более 30

Метаново - нафтеновый
Это нефти, в которых содержание метановых и нафтеновых углеводородов близко, а ароматических не более 10%. Низкое содержание смолисто – асфальтеновых соединений

нафтеновый
Содержание нафтеновых углеводородов во всех фракциях 60% и более. Низкое содержание смолисто – асфальтеновых соединений

Нафтено – метаново - ароматический
Содержание метановых, нафтеновых и ароматических углеводородов практически одинаково, но содержание смол и асфальтенов доходит до 10%

Нафтеноароматические
Мало метановых углеводородов, отличающихся только в легких фракциях, в основном преобладают нафтеновые и ароматические углеводороды, содержание смол и асфальтенов – 15%

Ароматические
Характерен для тяжелых нефтей, во всех фракциях преобладают ароматические углеводороды


Газовые и газоконденсатные углеводородные смеси.
Горючие природные газы.
Газы бывают горючие и негорючие.
Классификация газов
Типы природных газов
компоненты

Атмосферные газы
N, O2, O3, Ar, CO2

Газы земной поверхности почв и подпочв
CO2, N2O2, CH4, N2O, H2S

Газы метаморфических пород гранитных и базальтовых оболочек
CO2, H2, N2, H2S, HCl, HF, CH4 + благородны инертные газы He, Ar, Ne, Xe, Kr и др

Газы вулканические
CO2, N2, SO2, H2S, HCl, HF, CH4, благородные инертные газы

Горючие газы: способностью гореть обладают СН4 и его газообразные гомологи, а так же непредельные газы: этилен, пропилен, бутилен и некоторые не углеводородные газы: Н2, H2S, CO.
Негорючие газы: N и благородные инертные газы.
Физико-химические свойства газов.
Плотность газа – зависит от его состава, давления и температуры. При атмосферном давлении и температуре равной 00С плотность углекислого газа равна 1,519; сероводорода – 1,176 г/см3, а плотность природных горючих газов С1- С4 от 0,555 до 2,074 г/см3.
Вязкость газа – меняется в зависимости от условий среды. Вязкость растет с понижением молекулярной массы и повышением температуры и давления. Вязкость СН4 = 0,01 Па*с, что в 100 раз меньше, чем вязкость воды.
Растворимость газов - в воде зависит от ее состава, температуры, давлении и от минерализации воды. Чем выше минерализация воды, тем меньше растворимость. Наибольшей растворимостью обладают полярные газы, менее растворимые инертные газы: N и углеводородные. Растворимость углеводородных газов в воде уменьшается в ряду от С1 до С4. При температуре ниже 50 0С и давлении менее 15-20 мПа растворимость в воде углеводородов составляет сотые доли кг/м3 или г/м3. При повышении давления растворимость растет. Пластовая температура неоднозначно влияет на растворимость углеводородных газов. При повышении температуры растворимость газов в воде сначала падает, достигая минимума при температуре 60-100 0С, а затем резко возрастает особенно при высоких давлениях. Растворимость газов в нефти выше, чем в воде, зависит от температуры, давления и т.д, но + еще зависит от состава нефти. С увеличением давления растворимость газа в нефти увеличивается, а с повышением температуры падает. Чем выше плотность нефти, тем ниже растворимость. Существует обратная зависимость между растворимостью газа в нефти и плотностью нефти. Меньше растворимость газа в нефти с повышением в составе нефти нафтеновых и ароматических углеводородов. Выделение растворенного в нефти газа (при снижении давления) происходит в обратном порядке: сначала выделяются низкомолекулярные газы, а затем высокомолекулярные газы (высоко растворимые)
Сорбция газа – способность проникновения молекул в породу
Диффузия газа
Фильтрация газа – перемещение газа в результате перепада давления (из области большего давления в область меньшего)
Гидратообразование – при относительно низких температурах и определенных давлениях углеводородные газу могут создавать с Н2О твердые растворы, которые называются газовыми гидратами или клатратами. В осадочных отложениях природные газы находятся в свободном состоянии растворенных в природных водах и нефтях, а также рассеянные в горных породах. Рассеянные могут быть заключены в открытых и закрытых порах, в том числе в сорбционном соотношении на поверхности минеральных частиц. Свободные газы в литосфере могут образовывать газовые месторождения, находиться в виде шапок нефтяных месторождений, а так же содержать в себе жидкие растворенные углеводороды, образуя газоконденсатные залежи.

Классификация по содержанию метана и гомологов метана
группа
Содержание гомологов СН4
Коэффициент жирности

Сухой газ
От 0 до 5%
0,3 – 0,8

Полужирный газ
6 – 15%
8 – 20

Жирные газы
12 – 25%
20 – 30

Высоко жирные газы
>25%
>30


Природные газы, которые растворены в нефтях, называются попутными или нефтяными газами. Количество газа растворенного в 1 тонне нефти (1м3) называется газовым фактором (м3/т). Характерным является давление насыщения. Большую роль в распространении горючих газов в литосфере играют газы растворенные в пластовых водах.







17.10.11
Лекция №11
Газовые гидраты (клатраты)
Особое место в ряду фазового состояния газообразных углеводородов занимают так называемые газовые гидраты, которые представляют собой твердые кристаллические образования внешне похожие на рыхлый снег или лед. Исследования показали, что образование гидратов зависит от давления, температуры и размера молекул газа. Их кристаллическая решетка построена из молекул воды, во внутренних полостях которых размещены молекулы газа, образующие гидрат. Принципиальное отличие кристаллической решетки клатратов от кристаллической решетки льда заключается в том, что незаполненная газом решетка льда самостоятельно существовать не может. Следовательно, газ может существовать в различных фазовых состояниях в зависимости от условий среды. Газ может существовать в твердом, жидком и газообразном состоянии. Углеводородные газы находятся в залежи. Гидраты распространены в различных районах Мирового океана, полярных морях, где температура воды близка к 00С. В этих условиях температура поверхности гидратообразования близка к температуре поверхности воды. Исследования показали, что даже в экваториальных морях на глубине воды 1000 метров и температуре, не превышающей 150С, а в придонных слоях остается практически одинаковой, меняясь от +1 до +3 0С. Из этого следует, что процессы образования гидратов могут происходить практически во всех морях мира. Доказано так же, что процессы гидратообразования происходят и в пределах континентов, соответствующих климатических условий. В связи с разными условиями газы различаются:
Генетический тип
Характеристика

Криогенный гидрат
Это гидрат, который образуется в результате понижения температуры в уже существующей залежи газа

Седиментогенный
Его образование связано с сочетанием благоприятных термобарических условий и повышенных концентрациях органического вещества, является источником СН4

фильтрогенный
Формируется при фильтрации газа или газонасыщенной воды через зону разреза в которой термобарические условия обеспечивают стабильность существования гидратов

диагенетический
Формируется в следствии связывания с породой водой газов, которые образовались еще на стадии диагенеза


Газоконденсатные системы.
Залежи газоконденсата широко распространены в осадочном чехле. Формирование газоконденсатных систем весьма специфично. Эти газоконденсаты могут иметь и имеют различный генезис. С одной стороны газоконденсаты образуются, когда легкие фракции нефти образуются в газе и находятся в парообразных состояниях – нефтегазоконденсаты (I тип). И есть II тип газоконденсата, который непосредственно от состава органического вещества и термобарических условий, образуются непосредственно из органического вещества. Само органическое вещество генерирует газ и в пласте появляется газоконденсат. При преобразовании органического вещества оно может генерировать нефть, газ, газоконденсаты в зависимости от условий среды. От нефтяных залежей газоконденсатные отличаются однофазным парообразным состоянием углеводородного флюида, а от газовых залежей наличием в состоянии обратного испарения жидкой фазы (конденсат). Ретроградные процессы обеспечивают образование газоконденсатных залежей. I тип – вторичные газоконденсаты (нефтегазоконденсаты); II тип – первичные газоконденсаты.





24.10.11
Лекция №12
Происхождение нефти.
Сформировалось 2 основные концепции:
Происхождение нефти абиогенным путем
Происхождение нефти биогенным путем
Смысл противоречий: если нефть образовалась неорганическим путем (абиогенным) жизнь на планете необязательна, чтобы образовывалась нефть. Вопрос о происхождении нефти является фундаментальной проблемой естествознания. Пауэрос сказал: «когда из Земли будет извлечен последний баррель нефти, еще не будет сформулирована концепция образования нефти, которая устраивала бы всех». Известнейший ученый Тумбальт в 1805 году высказал мысль о том, что нефть образовалась в недрах Земли из минеральных веществ. в 1876 году Д.И. Менделеев на основании опытов при воздействии серной кислоты на высокоуглеродистый чугун разработал так называемую карбидную теорию неорганического происхождения нефти. Он считал, что вода просачиваясь по глубинным разломам нефти встречается с карбидом железа и реагируя с ними вода образует окислы железа и углеводорода. Углеводород поднимается по тем же зонам разломов породоосадочного чехла, образуя в них залежи. Все гипотезы абиогенного происхождения нефти основаны на том, что все углеводородные и другие компоненты нефти синтезируются из простых веществ (углерод, водород, СО, СО2, СН4, Н2О, радикалы) при взаимодействии с минеральной частью пород на больших глубинах при высоких температурах, давлениях или этот синтез происходит на первоначальной стадии формирования Земли, как планеты. В качестве доказательств приводятся установленные признаки ископления нефти в изверженных и метаморфических породах. Например, углеводороды установлены были в кратерах вулкана Этна, присутствие углеводородов установлено в пегматитовых жилах, достаточно большое скопление нефти найдено в гранитах. Любой из этих примеров не абсолютен.






27.10.11
Лекция №13







Известно, что взаимодействие литосферных плит при встречном движении в зоне конвергенции приводит к многообразным тектоническим процессам, проникающим в мантию. Важнейшие из них – это субдукция и коллизия (или конвергенция). Субдукция развивается в зоне конвергенции, где сходится континентальная и океаническая литосферы и в этом случае происходит надвигание континента или островной дуги на дно океана и более тяжелая океаническая кора уходит под континентальную и погружается в мантию. Суть этого процесса следующая, в результате тектонических процессов осадочные породы, как бы затягиваются в зону подвига магматических пород и оказываются на больших глубинах в жестких термобарических условиях и в этих условиях происходит термолиз органического вещества в осадочных породах и возгонка образующихся углеводородов. Как показали многочисленные исследования зона Персидского залива находится в зоне субдукции, в результате чего там произошла огромная концентрация углеводородов.
В США есть складчатая система, которая называется «скалистые горы». В США в штате Вайоминг в районе скалистых гор обширная территория в первой половине прошлого века называлась «кладбищем нефтяных скважин». Там было пробурено около 500 скважин, все они доходили до фундамента и никаких признаков нефтеносности не было обнаружено и лишь в середине прошлого века, когда были выдвинуты мнения о тектонике литосферных плит начались снова планомерные геофизические исследования и в результате этих работ была выдвинута под надвиговая зона. В результате заложили глубокую поисковую скважину, которая прошла часть пород фундамента и попала в отложения мела и были обнаружены первые месторождения нефти (18 млн.т) в под надвиговой зон Пайнвью. Был определен новый этаж нефтегазоносности. 2 скважина была заложена дальше к востоку. На глубине 1890 метров эта скважина вошла в граниты докембрийского фундамента, ее продолжили бурить по фундаменту и на глубине 2700 метров скважина снова вошла в меловые осадочные породы и под фундаментом на глубине 5000 метров было открыто газовое месторождение. В результате этого был открыт новый этаж нефтегазоносности. Под надвигом было выявлено около 3 млрд.т нефти и около 3 м3 трлн. газа.
Более подробно о том, каким образом в таких случаях происходит генерация газа изложено в книжке Сорохтина и Ушакова «Развитие Земли» МГУ 2002 год. Особой заслугой этих авторов является то, что механизм образования и накопления углеводородов в теле островных дуг и окраин континентов в зонах конвергенции было подкреплено расчётами объемов генерируемых в этих условиях углеводородов. По этим расчетам скорость поддвигания плит составляет 7см в год. Если мы суммируем все такие зоны на Земном шаре, то окажется, что длина всех зон поддвига приблизительно 40 тысяч километров. А средняя мощность океанических осадков около 500 метров. Таким образом под все островные дуги и активные окраины континентов втягивается ежегодно около 3 млрд.т в осадках. Если взять среднее содержание органического вещества (0,5%), то из них образуется приблизительно 30% углеводородов. Из этого получается, что ежегодно в таких районах образуется около 5 млн.т углеводородов. Получается, что за время существования на Земле высокоорганизованной жизни тогда теоритически могло образоваться не менее 2,5*1015 тонн условного топлива нефти и газа, а это почти в 1000 раз больше общих мировых запасов углеводородов выявленных на Земле. Таким образом образование нефти и газа из органического вещества пород может происходить 2 основными путями: 1 путь распространен повсеместно, а 2 путь связан не только с традиционным процессом нефтегазообразования, а прослеживается в зонах конвергенции при встречном движении литосферных плит, когда скопление углеводородов формируется за счет генерации нефти и газа в результате процесса катогенеза, а так же из органического вещества пород затянутых в зоны высоких температур в результате субдукционных процессов. И в этом случае интенсивность нефтегазообразования в таких регионах очень высока. Именно такие процессы реализовывались в районе Персидского залива при надвигании Загорский островной дуги на край Аравийской плиты и в других подобных регионах. Сегодня рассматриваются полигенные нефтегазообразования (образование из органического вещества и образование из не органического вещества). Нефть представляет собой полигенную смесь углеводородов, образующихся в результате поликонденсационных реакций синтеза углеводородов на природных катализаторах глубоких недрах Земли, а так же за счет экстрагирования подземными флюида углеводородами, образовавшиеся на стадии органического вещества, преобразованного на стадии диагенеза и катогенеза (по В,П,Гаврилову).







31.10.11
Лекция №14
Горные породы – вместилища нефти и газа. Природные резервуары в разрезе осадочного чехла.
Породы-коллектора – горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду, то есть флюиды и отдавать их при разработке. По характеру пустот все коллектора подразделяются на 3 типа:
Гранулярные или поровые коллектора – могут обладать только обломочные горные породы.
Трещинные – могут обладать любые горные породы
Каверновые – могут обладать карбонатные и магматические породы
Поры – это пространство между отдельными зернами, которые образуют горные породы.
Каверны – это относительно крупные пустотные пространства. В основном образуются в результате выщелачивания.
Трещины – микро или макро разрывы сплошности горной породы. Пустых объемов в отложениях не бывает. Все эти поры заполнены какими-то флюидами, чаще всего водой, но эти поры могут сообщаться между собой, и могут не сообщаться между собой. Чтобы это отличать существует два понятия пористости: 1) общая пористость породы – это суммарный объем всех открытых, закрытых пор, каверн и трещин (определяется по следующей формуле Кп=
·W/V, где Кп – коэффициент пористости;
·весь объем всего пустотного пространства в породе; V – объем породы). 2) открытая пористость – это суммарный объем всех сообщающихся между собой пор, каверн и трещин, заполненных флюидом. Открытая пористость всегда меньше общей пористости.
Если породы-коллектора не имеют трещин и каверн и их пористость составляет менее 5%, такие породы не считают коллекторами (не промышленные). В нефтяной геологии для оценки качества коллекторских свойств, то есть фильтрационно емкостных характеристик пород в большей степени используются данные не о пористости, а проницаемости. Проницаемость – это способность пород пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Чаще всего проницаемость измеряется в Дарси (за единицу Дарси принимается такая проницаемость, при которой через породу в сечении 1 см2 при перепаде давления в 1 атмосфер за 1 секунду проходит 1 см3 жидкости вязкостью 1 Санти пуаз).
Классификация пород-коллекторов.
Эффективная пористость
Ее значение

Незначительная эффективная пористость
0 – 5 %

Малая пористость
5 – 10 %

Достаточная пористость
10 – 15 %

Хорошая пористость
15 – 20 %

Отличная пористость
20 – 25 %



проницаемость
Ее значение (мили Дарси)

Слабая проницаемость
1 - 10

Хорошая проницаемость
10 – 100

Отличная проницаемость
100 - 1000


Хорошие коллектора – от 10% пористости и от 10 мили Дарси (тысячная доля Дарси) проницаемости.
Нетрадиционные коллектора.
Значительно реже, по сравнению с песчаными и карбонатными коллекторами, промышленные скопления или нефтепроявления выявлены в глинистых, кремнистых, вулканогенных, метаморфических, магматических и интрузивных породах. Все они при определённых условиях могут обладать коллекторскими свойствами. Такого типа коллектора и называются нетрадиционными. Пример, баженовские свиты – глинистая толща, поровое пространство которой характеризуется каналами сечением и трещиноватостью.
Второй показатель - породы покрышки или флюидоупоры (скопление нефти и газа в коллекторах не могут существовать, если они не ограничены слабопроницаемыми породами, которые и называются покрышками). Именно покрышки препятствуют рассеянию углеводородов и разрушению их скопления. Такими являются, прежде всего, глинистые породы, соленосные отложения и карбонатно-глинистые отложения.
Покрышки подразделяются на:
Региональные
Субрегиональные (в пределах нефтегазоносной области)
Зональные
Локальные (которые распространены в пределах отдельных месторождений)
Вторичная миграция определяется наличием региональных отложений. Следовательно, в зависимости от того сколько в разрезе региональных отложений, от этого зависит сколько регионально-водоносных комплексов может быть.

Природные резервуары.
В основном трех типов:
- пластовые
- массивные
- литологические – ограниченные со всех сторон
Природные резервуары – это естественное вместилище для нефти и газа внутри которых они могут циркулировать форма которых обуславливается соотношением коллектора и вмещающим коллектор плохо проницаемыми породами.
Термобарические условия природных резервуаров.
Пластовое давление – это то давление, которое испытывает флюид в данном природном резервуаре. Это давление может быть статическим или динамическим. Но кроме этого есть еще и геостатическое давление. Гидростатическое давление – это то давление, которое воздействует на точку, которую мы определяем и измеряется высота столба жидкости (его воздействия)
Pm = H*
·*10-1
Гидродинамическое давление – это давление, движущейся жидкости. Гидродинамическое давление несколько выше, чем гидростатическое. Гидростатическое давление – это давление не столба жидкости, а веса перекрывающих пород.





7.11.11
Лекция №15
Пьезометрическая поверхность (рассчитывается от какой-то условной поверхности давления столба жидкости этого пласта, по которому движется вода).




Когда мы замеряем во вскрытом пласте пластовое давление, мы должны корректировать его. Для этого сначала строятся пьезометрические поверхности.

Геотермические условия.
Для характеристики недр используют 3 показателя:
- температура
- геотермический показатель
- геотермический градиент
Пластовые температуры получают путем замера температуры в скважине. Замер температуры скважины нужно производить после установления в ней температурного равновесия. Геотермическая ступень – это интервал в разрезе земной коры, за который температура повышается на 1 градус. Величина этой геотермической ступени в разных районах и на разной глубине может быть разной. Геотермическая ступень может меняться от 5 до 150 метров. Среднее значение принимается 33 метра на 1 градус.
К=(Н-h)/(T-t), где Н – это глубина замера температуры
h – глубина слоя постоянной температуры
Т – температура на глубине Н
Геотермический градиент – это прирост температуры на каждые 100 метров углубления на зоны постоянной температуры. В среднем геотермический градиент равен 3 градусам; в разных районах колеблется от 0,6 до 10 градусов. При прочих равных условиях на величину температурного градиента влияет теплопроводность пород (повышение которого ведет к снижению геотермического градиента, а уменьшение – ведет к снижению геотермического градиента). Например, в породах, где преобладают глины, которые характеризуются малой теплопроводностью, геотермический градиент выше.
Геотермический градиент зависит и от литологического состава пород. Основной источник тепла в недрах тепловой поток. Он распределяется в зависимости от литосферы. Например, тепловой поток выше в рифтовых зонах (так как рифты закладываются в над мантийных диапирах). Небольшими источниками тепла является радиоактивный распад в недрах. Геологическое строение региона влияет на распределение величины теплового потока. Это определяется в том, что максимальные значения геотермального градиента характерно для складчатых зон, а минимальные значения для древних платформ.








10.11.11
Лекция №16
Фации и формации благоприятные для нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
Понятие фации и формации характеризуют накопление тех или иных комплексов.
Характеристики осадочного чехла:
1)палеотектонический режим
2)палеогеографические условия
Понятие «фации» появилось приблизительно в 1839 – 1840 годах. Гресли впервые выдвинул термин под которым он имел ввиду комплекс отложений, которые формировались в определенных вертикальных и горизонтальных последовательностях. Под фациями понимается единство генетического типа пород и обстановки их накопления. Проще говоря, это литогенетические типы пород, которые зависели от палеогеографических условий и их отложений (субаквальные или субаэральные фации, лагунные или озерные, удаленность от береговой линии и динамика водной среды, наличие продуктов жизнедеятельности, обстановка захоронения – окислительная или восстановительная). Фации – это комплекс отложений, характеризующийся общностью физико-географических условий и их образования. Следовательно, фациальный анализ позволяет выявить обстановку осадконакопления, именно эта обстановка осадконакопления предопределяет процессы диагенеза, с точки зрения накопления и образования органического вещества, что предопределяет образование или не образование нефти и газа. Иными словами, фациальный анализ в комплексе с изучением истории геологического развития территории дает основу для научно обоснованного прогноза перспектив нефтегазоносности, в том числе позволяет рассчитать уровень генерации углеводородов и дать оценку прогнозу углеводородных ресурсов.
Формации (появились в 1780 годах).белоусов говорил, что к формациям следует относить комплекс фаций, соответствующие определенным стадиям тектонического развития. Для характеристики формации определяющим является тектонический режим и смена формаций в разрезе является следствием изменения тектонического режима в соответствующие периоды геологической истории. Название формации даются по преобладающему типу пород (например, песчано-глинистая угленосная формация, терригенно-красноцветная континентальная формация и т.д). Бакиров дал такое название нефтегазоносной формации. К нефтегазоносной формации следует относить ассоциацию горных пород, связанных между собой во времени и пространстве палеотектоническими, палеогеографическими условиями образования. Благоприятными для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления . В составе формаций могут быть фации разного вида.
Регионально нефтегазоносные комплексы в разрезе осадочных отложений.
Литолого-стратиграфический комплекс определяет возраст накопления отложений. Нефтегазоносный комплекс – зависит от количества покрышек региональных толщ в этом разрезе. По мере развития нефтяной и газовой промышленности стало известно, что процессы нефтегазообразования и формирование скоплений нефти и газа не являются уникальными геологическими явлениями, связанные с каким-нибудь одним из периодов геологического развития нашей планеты и что они проявлялись в пределах различных территорий мира и различных интервалах разреза, скопление нефти и газа в настоящее время открыты во всех геологических системах, начиная с докембрийского и заканчивая современными. Вместе с тем установлено, что в пределах любой нефтегазоносной провинции в региональном плане основные скопления нефти и газа приурочены к определенным литолого-стратиграфическим комплексам, которые включают породы-коллектора, нефтематеринские породы и породы-покрышки. Такие комплексы отложений было предложено называть регионально нефтегазоносными комплексами. Региональные нефтегазоносные комплексы могут быть сингенетичными и эпигенитичными.
Региональный нефтегазоносный комплекс может быть субрегиональным, зональным, локальным. Если в природном резервуаре найдены месторождения углеводородов он называется региональным (потенциальным). Таким образом регионально нефтегазоносные комплексы в литолого-фациальном отложении могут быть как терригенными, так и карбонатными породами и представлять собой образования морского, прибрежного и континентального происхождения. Но главное, что их объединяет это то что они сформировались в субаквальной среде в аэробной или в анаэробной обстановке на фоне устойчивого погружения бассейна осадконакопления.





14.11.11
Лекция №17
Палеотектонические условия формирования регионально нефтегазоносных комплексов
Изучение закономерностей размещения скоплений нефти и газа в земной коре показывает, что в регионально нефтегазоносных комплексах скопления углеводородов образуются не повсеместно. Этот процесс для каждого нефтегазоносного комплекса контролируется своими палеогеографическими, литолого-фациальными и палеотектоническими условиями. При этом ведущую роль играет режим и направленность региональных тектонических движений в течении каждого отрезка геологической истории, а именно относительно устойчивое прогибание с амплитудой достаточной для возникновения термобарических условий необходимых для протекания процессов нефтегазообразования. Таким образом в пределах каждой нефтегазоносной провинции образование регионально нефтегазоносных комплексов связано с фазами нисходящих тектонических движений при наличии геохимических и литолого-фациальных благоприятных условий их накопления.
Как показал анализ размещения скоплений нефти и газа в тех или иных региональных нефтегазоносных комплексах ареалы нефтегазоносности для отложения различных геологических эпох могут территориально, как совпадать, так и смещаться относительно друг друга.









Пространственное совпадение минералов нефтегазоности в отложениях нескольких регионально нефтегазоносных комплексах разного возраста наблюдается в тех случаях когда общая направленность и режим тектонических движений крупных геотектонических элементов в течении рассматриваемых периодов были близки. При разной направленности колебательных движений крупных геотектонических элементов в течении рассматриваемых геологических периодов отличается несовпадение ареалов нефтегазоносности отложений этого возраста. Что и наблюдается, например, при рассмотрении J и K нефтегазоносных комплексов в пределах Аравийской нефтегазоносной провинции. Ареалы региональной нефтегазоносности отложений отдельных стратиграфических подразделений, как правило, приурочены к территориям где:
Осадки накапливались в субаквальной среде в анаэробной геохимической обстановкой, фазы развития движения прогибания при этом амплитуды прогибания в периоды накопления осадков или в последующие за накоплением осадков эпохи были достаточными для возникновения необходимых термобарических условий для генерации углеводородов и последующей миграции и формировании залежей
В фазы развития восходящих движений, накопившиеся в толще отложений не попадали в зону активной аэрации или водонакопления.




21.11.11
Лекция №18
Миграция углеводородов в земной коре. Формирование и разрушение их скоплений.
Различают 2 вида миграций:
Первичную (перемещение нефти и газа в пласт-коллектор)
Вторичную (перемещение нефти и газа по пласту - коллектору)











Различают 2 вида вторичной миграции:
-латеральная (внутри резервуарная)
- вертикальная (меж резервуарная)
Миграция идет по всей площади пласта. Миграция может быть в свободном состоянии, когда в пласт-коллектор попадают углеводороды нефти, газа (все находится в свободном состоянии) и может быть в растворенном состоянии: а) когда нефть растворена в газе, б) когда нефть и газ растворены в воде




24.11.11
Лекция №19
Таким образом, мы можем сделать однозначный вывод, что первичная миграция в газорастворенном состоянии вполне реальна, вместе с тем почти 10% от объема образовавшейся микронефти может мигрировать в пласт-коллектор в газорастворенном состоянии.
Возможность эмиграции углеводородов в водорастворенном состоянии
В результате уплотнения осадков до начала интенсивной генерации нефти и газа отложения теряют около 80% свободной воды. Только в 60-80 годах прошлого века с развитием новых аналитических методов появились результаты исследований, которые не только возродили эту гипотезу, но и стали общепризнанным фактом. Известно, что практически все горные породы насыщены водой, было установлено, что вода в породах может быть свободной, то есть заполнять поры и трещины, и может быть сорбированной, то есть находится в сорбированном состоянии на поверхности минеральных частиц. Эту воду назвали сорбированной. Свободная вода ни коим образом не соприкасается с поверхностью минеральных частиц, защищенная от этого слоем связанной воды. Эта свободная вода, ее движение подчиняется законам фильтрации. Подтвердилось, что 80% свободной воды покидает породу в результате диагенеза и начальной стадии катогенеза, в результате уплотнения пород. Выяснилось, что важнейшими породообразующими минералами глинистых отложений являются минералы группы смектита и илита. В группе смектита важнейшим компонентом является монтмориллонит. Этот монтмориллонит обладает большой площадью активной поверхностью (800 м2/ 1 г породы). Кроме этого монтмориллонит содержит до 50% SiO2, до 20% Al2O3 и до 20% H2O. Таким образом в составе монтмориллонита порядка 20% - это связанная вода. А вот илит обладает совсем иными свойствами. Связанная вода в нем отсутствует. Активная поверхность илита в 10 раз меньше, чем у монтмориллонита (90 м2/ 1 г породы). При высоких температурах и давлении монтмориллонит преобразуется в илит. В этом процессе освобождается огромное количество связанной воды, которая раньше находилась в сорбированном состоянии. В тот самый момент, когда свободная вода необходимая для эмиграции углеводородов отсутствует, в большом объеме появляется связанная вода, обладающая уникальными свойствами.




При повышении температуры происходит все более интенсивная десорбция воды.
Свободная вода более минерализованная (содержит большое количество солей) и тем самым в ней меньше растворяются углеводороды. По мере того как слои переходят в свободное состояние минерализация воды уменьшается и тем самым растет растворимость. Появляется слабоминерализованная вода. Этой воды оказывается более, чем достаточно, для того чтобы при повышении температуры все большее количество углеводородов растворялось. В нефтематеринской породе создается аномально высокое давление. Химически связанная вода способствует десорбции при более высоких температурах (300 - 3500). Самая агрессивная химически связанная вода подверженная десорбции, она растворяет даже кальцид.
Свойства физически и химически связанной воды изменяются по мере приближения минеральной частицы. Наиболее химически агрессивной является химически связанная вода. При ее десорбции приобретает способность растворять не только жидкие углеводороды, но и кварц, например. Но такая вода появляется при температуре 250-3000. Таким образом, определяющую роль играет физически связанная вода, которой насчитывается вокруг минеральных частиц до 40 молекулярных слоев. Если говорить об объемах поступающей десорбционной воды, то был сделан вывод, что объем воды образовавшейся в результате дегидратации глин в Майкопской зоне Предкавказья равен объему воды в Каспийском море. Холодов, изучавший процессы дегидратации воды в Майкопских глинах Предкавказья. Он взял объем этих глин и установил, что объем воды, который получился в результате дегидратации глин равен объему воды в Каспийском море.
Возможности первичной эмиграции микронефти в обособленной жидкой фазе, то есть в свободном состоянии.
Такая миграция возможна. При высоких концентрациях органического вещества в нефтематеринской породе обогащенных липидными компонентами до 5% и более, в этом случае стенки поровых каналов смочены не водой, а микронефтью, в связи с этим поверхностное натяжение, возникающее на границе двух сред (воды и нефти) полностью исчезает и образующиеся углеводороды могут беспрепятственно передвигаться по матрице керогена, как керосин по фитилю в керосиновой лампе. Такое передвижение в литературе назвали «принципом фителя». Однако этот вид первичной миграции возможен только в том случае, если органическое вещество в материнских породах содержится достаточно в высоких концентрациях. Эта концентрация должна быть не менее 3 и до 20%. Диффузия – особенно значительна, если это газообразные углеводороды.
Вторичная миграция нефти и газа.
Это перемещение углеводородов в пласте – коллекторе. Каким же образом микронефть, проникая в коллектор, образует сплошную массу нефти? Если вода, находящаяся в коллекторе, заключена в поры коллектора и она неподвижна, то единственной силой перемещения нефти и газа будет их плавучесть. Но чаще всего пласт – коллектор не залегает горизонтально, а имеет определенный наклон. Этот наклон как бы подстегивает и перемещение интенсивно увеличивается. Если же вода движется, то добавляется еще гидродинамический фактор. Вторичная миграция начинается тогда, когда наблюдается огромная галогенная масса, то есть вторичная миграция имеет разный вид: 1) миграция в свободном состоянии и 2) миграция в растворенном состоянии.





28.11.11
Лекция №20
Основные факторы, обуславливающие процессы миграции нефти и газа.
Тектогенез. Для того, чтобы вообще осуществлялась миграция должен происходить перепад давления. Наклон – создает перепад давления. Могут происходить пликативные (изгибы пластов), дизъюнктивные (разрывы пластов) изменения.
Давление. Геостатическое и динамическое, которые создаются тектоническими процессами. Геостатическое давление – это давление всего лежащего над точкой – создание большого напряжения в жидкостях или газах.
Капиллярные силы – так как вода лучше, чем нефть смачивает породы, сила поверхностного натяжения между породой и водой будет больше, чем между породой и нефтью. В связи с этим легко поднимаясь по капиллярам, вода может вытеснять нефть из пор. Но эти капиллярные силы при региональной миграции играют малую роль.
Всплывание нефти и газа в пласте-коллекторе. Из-за различной пластичности нефти и воды всплывание происходит по микро и макротрещинам и порам.
Изменение объема пор породы. Поры могут меняться из-за процессов цементации, перекристаллизации минералов и т.д.
Упругие силы расширения (напряжения флюидов). Жидкости и прежде всего вода могут незначительно, но сжиматься. Когда большие объемы воды в резервуаре, то даже незначительное снижение в нем давления вызывает значительное увеличение объема жидкости, что естественно будет сопровождаться ее миграцией.
Упругие силы расширения пород. Хотя коэффициент расширения пород еще ниже, чем воды, но при больших объемах пласта его упругие силы смогут оказать существенное влияние на миграцию жидкости в этом пласте.
Фильтрация происходит согласно законам Дарси в значительной степени: скорость одномерного движения жидкости прямо пропорциональна проницаемости пород через которые происходит фильтрация и перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости.
Диффузия – стремление вещества выровнять свои концентрации. Диффузия по закону Фипа, согласно которому количество газа за время
·t через поперечное сечение S, через которую происходит диффузия пропорциональная градиенту концентрации и толщине слоя.
Гравитация – сила тяжести. Если в результате миграции нефть и газ попадают в коллектор, формируя залежь, то газ будет выше нефти, даже если они будут иметь однофазный состав, то более легкие будут стремиться занять верхние части, а более тяжелые – нижние.
Гидравлический фактор – движение пластовых вод.
Энергия самого газа. Если нефть насыщена хорошо газом, то это фонтанирующие скважины.

Классификация миграции процессов.
Первичная и вторичная миграция – может различаться по направлению движения, по характеру, по форме и т.д
Латеральная и вертикальная миграция
Локальные и региональные
Масштабы (расстояние) миграции углеводородов в земной коре.
По мнению большинства исследователей в пределах платформенных территорий максимальные расстояния на которые реализуется латеральная миграция измеряется десятками километров, хотя некоторые исследователи предполагают, что она может измеряться и сотнями, и тысячами километров. Миграция может осуществляться на несколько сотен километров (об этом свидетельствуют месторождения – Кхавар в Саудовской Аравии его протяженность 250 км; Киркук в Иране его протяженность 100 километров). Изменение режима работы скважин на одной переклинали через некоторое время сказывается на скважинах другой переклинали. Нефть и газ выбирают легкие пути (где больше проницаемость, где больше разломов) и движется на большие расстояния.
Определение направления миграции.
Степень заполнения ловушек, уменьшение плотности флюида, обогащение легкими фракциями углеводородов и т.д. нередко мы можем видеть в бортовых частях впадин по мере того, как мы поднимаемся к нижним, то верхние ловушки менее заполнены и так далее до пустых. Важно еще какой состав этих углеводородов. По пути миграции происходит изменение плотности (то есть плотность сначала большая, затем она уменьшается и уменьшается). По пути миграции флюиды обогащаются легкими фракциями.
Уменьшение содержания ароматических углеводородов по пути миграции в силу их наименьшей миграционной способности (для нефти), а для газа – это обеднение гомологами метана.
По изменению изотопного состава, то есть обогащению по пути миграции легкими изотопами (С,Н,S). Мы должны анализировать одновозрастные ловушки.
Время формирования залежи.
Понимается геологическое время формирования скопления нефти и газа, то есть длительность аккумуляции скопления углеводородов. Время формирования залежи – это длительное геологическое время.
Залежь не могла образовываться раньше отложений
Залежь не могла образоваться раньше, чем ловушка
Чтобы определить время формирования ловушки применяют метод мощностей (на основе палеоструктурного анализа). Есть такой метод, который называется метод изопахического треугольника.








Можно сказать, что это карта мощностей J или палеотектоническая карта поверхности T к концу накоплений J. В платформенных территориях наблюдается метод компенсированного прогибания.


















Можно сделать вывод, что структура по кровле карбона начала формироваться в триасе, была незамкнутой, замкнулась в конце перми и в современном виде она замкнутая. Залежь сформировалась в P, так как до этого времени не было ловушек.





К концу J времени, когда было море, накопились определенные мощности.
Нельзя строить структурные карты в промежутке перерывов и несогласий в осадконакоплении. Можно утверждать, что раньше P залежи не было (определяем только начальное формирование залежи). Определение времени формирования залежи – это палеоструктурный анализ формирования ловушек.


5.12.11
Лекция №21
Зональность регионального нефтегазонакопления.

Фактические данные о размещении и скоплении нефти и газа в земной коре свидетельствует о том, что скопление углеводородов распространены не повсеместно, а приурочены к определенным структурным элементам и литолого-стратиграфическим комплексам, образуется региональное скопление нефти и газа (зоны регионального нефтегазонакопления, нефтегазоносные области и провинции) и в их пределах регионально – нефтегазоносные комплексы. Для определения зон и провинций необходимо иметь тектоническую основу. Существует 3 типа нефтегазоносных провинций (крупные надпорядковые тектонические элементы, которые связаны с провинциями):
- платформенные
-складчатые
- переходные (предгорные прогибы)
Каждая складчатость – своя провинция. В свою очередь нефтегазоносные комплексы продуктивны лишь в пределах тех крупных геоструктурных элементах, где существовали благоприятные условия для генерации, аккумуляции углеводородов. Наряду с тем же имеются крупные тектонические элементы и литолого-стратиграфические комплексы, в которых отсутствуют столь значительные скопления углеводородов. В южных районах Западной Сибири скоплений углеводородов практически нет. Большая часть средней Азии представляет 2 большие пустыни (Кызылкум и Кара-Кум). В Кызылкуме никаких месторождений не было открыто, а вот в западной части Кара-Кумской пустыне открыты месторождения. Иными словами, в разрезе и по площади осадочного чехла наблюдается неравномерность скоплений нефти и газа, то есть зональность регионального нефтегазонакопления. Есть территории, где были условия для нефтегазообразования и сохранения их до наших дней. И есть территории, где не было таких условий и не было условий для сохранения залежей нефти и газа до наших дней. При изучении зональности регионального нефтегазонакопления, как правило, рассматривается и фазовая зональность углеводородов, то есть приуроченность преимущественно газообразных или жидких углеводородов приурочено к особому геотермическому градиенту или к региональным разрезам. В осадочном чехле выделяется 2 ряда зональности:
1)зональность регионального нефтегазообразования (генерационная зональность)
2)функционально связанные с первым – зональность регионального нефтегазонакопления (чаще всего называется миграционно-аккумуляционная зональность).
По характеру проявления в разрезе литосферы и по площади оба ряда зональности дифференцируются на:
1)геоструктурную зональность
2)вертикально-стратиграфическую зональность
Таким образом под зональностью регионального нефтегазонакопления следует понимать специфическую особенность распределения скоплений нефти и газа в разрезе и по площади литосферы в пределах крупных геоструктурных элементов земной коры, характеризующейся неравномерным размещением скоплений углеводородов, в том числе и по их фазовому состоянию. Все ученые пришли к выводам о том, что скопления углеводородов приурочены к следующим глубинам:
- запасы нефти 95% приурочены к глубинам 1-2км
- запасы газа 88% - 1-3км
- запасы нефти 22% - 6км
- запасы нефти свыше 2,7% - больше 6 км
- запасы газа 8% - 3-6км
- запасы газа 4% - 6-9км
Во всем мире на различных глубинах, в том числе в глубоких горизонтах больше 6 км были открыты тысячи месторождений нефти и газа. В 2009 году компанией ВР в Мексиканском заливе на глубине 10,6 – 12 км (в том числе глубина моря 1260 м) открыла гигантское нефтяное месторождение Тибр примерно 1400 км к юго-востоку от Хьюстера. Геологические запасы оцениваются в 100 млн.т.
возраст
запасы нефти
запасы газа

Кайнозой (палеоген, неоген)
25,5%
11,3%

Мезозой
мел
юра
триас
67,67%
39,9%
28,4%
0,1%
62,4%
45,5%
4%
13%

Палеозой
P, C, D
S, O, C
Около 7%
3,7%
3%
Свыше 26%
26%
0,5%








12.12.11
Лекция №22
Фазовая зональность углеводородов в земной коре.
Обычно фазовую зональность в образовании и размещении скоплений углеводородов различного фазового состояния связывается с составом или типом исходного органического вещества и степенью его катагенической преобразованности.
Исследования последних лет показали, что наряду с этими факторами формирования фазовой зональности играют и другие не менее важные условия, и основными среди них являются термобарические, которые в значительной степени определяют фазовое равновесие, фазовые переходы и фазовый состав.
Выделяют 2 фазовые зональности:
- аккумуляционно-миграционная
- генерационная


В разрезе осадочного чехла выделяются 2 термобарические мегазоны – верхняя и нижняя. В верхней происходит прямо пропорциональное давление. А в нижней темп нарастания температур и темп нарастания давления различен. Это приводит к тому, что в верхней зоне гидростатическое давление (вес столба жидкости), а ниже появляется сверхгидростатичность (заключается в том, насколько статическое давление превышает гидростатическое). Если мы возьмем за единицу нормальное гидростатическое давление, то появится понятие коэффициент гидростатичности. Этот коэффициент может составлять от1,1 до 2,2 по отношению к нормальному гидростатическому.
Анализ распределения температур и давлений в недрах различных нефтегазоносных провинций свидетельствует о том, что в зависимости от условий геологического строения и условий геологического развития в каждой из исследуемых провинций наблюдаются пропорциональные изменения температур и давлений до определенных глубин, и до этих глубин температуры и давления нарастают прямо пропорционально глубине замеров. Ниже темп нарастания давлений начинает превышать темп нарастания температур. И давления начинают расти быстрее, характеризуясь коэффициентом сверхгидростатичности. Таким образом, в земной коре выделяются 2 термобарические мегазоны: верхняя и нижняя.
Фазовые состояния флюидов в недрах определяются типом органического вещества, миграционными факторами. Главная зона нефтегазообразования 50 (60) - 1800.
В верхней термобарической мегазоне генерация углеводородов различного фазового состояния определялась геохронотермическими условиями недр, а в нижней геотермобарической мегазоне термобарическими условиями недр.
Для генерации тех или иных углеводородов в верхней термобарической мегазоне является время воздействия нарастающих температур на органическое вещество. Следовательно, процессы генерации и химические реакции в веществе происходят только при нарастании температур, как только нарастание температур прекращается процессы генерации затухают и возобновляются только после того как начнется нарастание температур. Если нарастание температур 1-2 градуса в млн.лет генерируются жидкие углеводороды, а если температуры нарастали со скоростью 3-4 градуса в млн.лет или 0,6-0,5 градусов в млн.лет генерировались преимущественно газообразные углеводороды. Если температуры нарастали быстро и высоко 4-5 градуса в млн.лет, то генерировался высокотемпературный газ, а если 0,5-0,6 градусов в млн.лет, то генерировался низкотемпературный газ.
Залежи жидких углеводородов в верхней термобарической мегазоне при Т палео=120. Месторождения Лейк-Барр (Н>6 км), Лейк-Вашингтон (Н>6 км), Тибр (Н=9,5 км).










15

Приложенные файлы

  • doc 17934616
    Размер файла: 277 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий