otvety_po_geologii_i_geokhimii


1.(г.х.)Рассеянное органическое вещество. Среднее содержание РОВ в породе. Закономерность Траска. Характеристика сред осадконакопления по минералам индикаторам.
ОРГАНИЧЕСКОЕ ВЕЩЕСТВО — комплекс соединений, возникших прямо или косвенно из живого вещества или продуктов его жизнедеятельности; присутствует в качестве обязательного компонента в атмосфере, поверхностных и подземных водах, осадках, почвах и горных породах.
Органическое вещество находится в твёрдом (уголь, сланцы, твёрдые битумы), жидком (нефть, жидкие битумы) и газообразном (парообразном) состоянии (газ и газоконденсат). Концентрация (% по массе) рассеянного органического вещества в горных породах обычно не превышает 1-5, концентрированного органического вещества в каустобиолитах — в угле 50-100, углистых и горючих сланцах 20-50; нефтяных и газоконденсатных скоплениях 5-8 (относительно массы породы-коллектора). В горных породах содержание органического вещества составляет (субкларки): в глинистых 0,9%, алевритистых 0,45%, карбонатных и песчаных породах 0,2%; в атмосфере и гидросфере до 0,1%.
Была установлена зависимость, согласно которой содержание органического вещества в осадочных породах, возрастает по мере увеличения в них глинистых частиц. Эта закономерность названа именем Траска.
2.(г.х.)Седиментогонез, катагенез, стадии катагенеза и преобразования ОВ.
СЕДИМЕНТОГЕНЕЗ — стадия образования осадка. Объединяет три этапа: мобилизация вещества при выветривании и размыве; перенос вещества водой, льдом, ветром или под прямым воздействием гравитации; осаждение вещества на дне водоёма или на суше.
Седиментогенез сменяется диагенезом осадка. Диагенез — этап физико-химического уравновешивания осадка, представляющего собой первоначально неравновесную физико-химическую открытую систему, резко обводнённую и богатую органическим веществом, как живым (бактерии), так и мёртвым. Различают два этапа диагенетического минералообразования: окислительный, связанный с самой верхней плёнкой осадка, ещё содержащей свободный О2, и восстановительный, охватывающий более глубокие слои, лишённые О2, и характеризующийся редукционными процессами. Пестрота физико-химической обстановки (по pH, Eh, концентрации ионов) в разных частях осадка приводит к перераспределению вновь возникших диагенетических минералов. Образуются их стяжения: пятна, линзы, конкреции, пластообразные тела и др. Этот более поздний этап диагенеза — этап перераспределения вещества — имеет большое значение в формировании рудных месторождений многих элементов: R, Mn, Pb, Cu и др. Одновременно с формированием диагенетических минералов осадок теряет свободную воду и несколько уплотняется вначале локально и пятнами, а затем на более поздних стадиях — катагенеза, метагенеза и регионального метаморфизма — происходит его сплошное уплотнение.
3.г.х.Среднее содержание рассеянных УВ в отложениях континентального сектора стратисферы. Кларк жидких УВ в м3 пород КСС.
4.г.х. группы организмов являющиеся наиболее важным источником осадочных пород.
Все живые организмы сложены одними и теми же группами биомолекул сходного строения: липидами, белками, углеводами, а высшие наземные растения еще и лигнином.
Соотношение этих групп соединений в разных организмах неодинаково, а следовательно неодинаков и химический состав ОВ, сложенного разными организмами.
По химическому составу морские водоросли планктона коренным образом отличаются от высших наземных растений. ОВ морского планктона состоит главным образом из белков (до 50% и более), липидов (от 5% до 25%) и углеводов (< 40%).
Высшие наземные растения в значительной степени построены целлюлозой (30-50%) и лигнином (15-25%).
ОВ преимущественно наземного происхождения характеризуется отношением Н/С ~1,0-1,5 и наиболее высокой степенью ароматичности структуры.
В ОВ, образованном главным образом остатками автохтонного планктона, величина Н/С достигает ~1,7-1,9. Это ОВ имеет алифатическую, ациклическую структуру.
Наиболее важной группой с точки зрения нефтеобразования являются липиды.
Эта группа объединяет жировые соединения, воски, жироподобные вещества (например, растворимые в маслах пигменты, терпеноиды, стероиды и многочисленные сложнопостроенные жиры).
Тип ОВ, отложенного и захороненного в осадках, в значительной степени определяется природными сообществами организмов, остатки которых характерны для различных фациальных обстановок.
5.Породы-коллекторы.Определение. Классификация коллекторов по литологическому составу и преобладающему типу пустот. Палеогеографические предпосылки формирования коллекторов.
Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду, и отдавать их при разработке, называют коллекторами. Емкость порового коллектора называют пористостью.
По литолог.составу:
1)терригенный коллектор(обломочные породы): а)псефитовые или грубообломочные(>2мм). Б)песчановые(0,1-2мм). В)алевролитовые(0,01-0,1мм). Г)пелитовые(<0,01мм)
2)карбонатные(известняки органогенного происхождения и доломиты): а)рифовые отложения связанные с образованием нефти. Б)доломиты по происхождению часто вторичны,перекристаллизованы (от кальциты-доломит)в результате перекристаллизации образ.пустоты.
По преобладающему типу пустот:
1.трещенные. 2.трещинно-поровые. 3.трещинно-каверные. 4.трещинно-порово-каверные. 5.поровые.
Порами обычно называют пустоты между минеральными зернами и обломками размером менее 1 мм. Они заключены в жестком каркасе породы, называемом матрицей.Каверны – это разнообразные пустоты размером более 1 мм, образованные в основном при выщелачивании отдельных компонентов или их перекристаллизации.Трещины – совокупность разрывов, рассекающих горную породу, в основной массе образованная в литогенезе и связанная с формированием осадочной горной породы.
7. Каустобиолиты, нефть, нафтиды, битумоиды.Их характеристика.
Каустобиолиты - горючие полезные ископаемые органического происхождения, представляющие собой продукты преобразования остатков растительных, реже животных, организмов под воздействием геологических факторов. В настоящее время по условиям образования делятся на каустобиолиты угольного ряда (торф, ископаемые угли, горючие сланцы, янтарь), сингенетичные осадкообразованию, и каустобиолиты нефтяного и нафтоидного ряда (природные битумы: нефти, мальты, асфальты, озокерит, природный газ и др.), миграционные, эпигенетичные осадкообразованию.Нефть – природная горючая жидкость, состоящая из углеводородных соединений.
Цвет: от светло-желтого до черного;
Плотность (удельный вес): от 0,7 до 1 (есть исключения 1,02; 1,03) Зависит от содержания смолоасфальтена;
Температура застывания: от +35 до -35. Зависит от содержания парафинов. Призастывании +35 парафина много в нефти и наоборот.
Свойство нефти, позволяющее найти месторождение нефти:
- Нефть практически не растворяется в воде. Водонефтяной контакт.
- Нефть – диэлектрик, не пропускает ток.
группа природных битумов, включающая нефть, газы природные горючие, газоконденсаты, а также природные производные нефти:мальты, асфальты, асфальтиты, оксикериты, гуминокериты,  HYPERLINK "http://www.mining-enc.ru/k/kerity/" \o "Кериты" кериты,  HYPERLINK "http://www.mining-enc.ru/a/antraksolity/" \o "Антраксолиты" антраксолиты, озокериты и др. 
Битумоиды - компоненты органич. вещества пород, почв. Обладают способностью растворяться в органич. растворителях (хлороформе, сероуглероде, бензоле, спиртобензольной смеси и др.). Входят в состав Битумов природных. Выделенные путём экстрагирования Б. представляют собой жидкую, часто вязкую массу, состоящую из масел, смол и асфальтенов.
8. Нефтегазоносные бассейны. Различие между бассейновым и провинциальным районированием.
. Нефтегазоносный бассейн – следует понимать территорию связанную единством строения и истории геологического развития, создавшим определенные структуры и коллекторы, но контролирующие газо-нефтенакопление, как правило, это крупные впадины, имеющие мощное осадочное выполнение и являются единым гидродинамическим бассейном.Нефтегазоносная провинция – это территория, преуроченная к одному крупному геоструктурному элементу (I-го порядка) выделяющийся единством геологического строения и геологического развития, включая условия нефте- газообразования и нефте- газонакопления в течении длительного отрезка времени.
9.Ловушки нефти и газа. Их характеристика.
Ловушка нефти и газа - часть коллектора, условия залегания которого и взаимоотношения с экранирующими породами обеспечивают возможность накопления и длительного сохранения нефти и (или) газа.
10. Основные типы керогена в осадочных породах и их связь с типом исходного биогенного материала. Влияние типа керогена на количество и качество генерируемых углеводородов.
Кероген – нарастворимая в органических растворителях часть органического вещества осадочных пород, тогда как битум – растворимая часть органического вещества. Кероген можно рассматривать как макромолекулу, которая составлена конденсированными цикличискими ядрами, соединенными гетероатомными связями или алифатическими цепочками.
Оптические исследования и физико-химические методы анализа позволяют выявлять различные типы керогена.Большинство известных разновидностей можно отнести к трем основным типам:
1) Кероген типа I содержит большое количество алифатических цепочек при небольшом числе ароматических ядер. Он характерисуется изначально высокими значениями отношения Н/С и обладает высоким нефте- и газогенерационнвым потенциалом. Этот тип керогена ведет происхождение от водорослевых липидов или от органического вещества, обогащенного липидами вследствие активности микроорганизмов.
2) Кероген типа II имеет в своем составе больше ароматических и нафгеновых циклических структур. Величина отношения Н/С, а также нефте- и газогенерационный потенциалы его ниже, чем у керогена типа I, однако еще очень значительны. Кероген типа II обычно связан с органическим веществом морского происхождения, отложившимся в востановительной обстановке и характеризующимся средними или высокими содержаниями серы.
11. Понятие залежь нефти и газа.Типы залежей.Их строение и размеры. Водонефтяные, газонефтяные и газоводяные контакты в пластово-сводовых залежах.
Залежь – скопление УВ в ловушке, все части которой гидродинамически связаны.
ВОДОНЕФТЯНОЙ КОНТАКТ (ВНК) — поверхность, разделяющая в залежи нефть (газ) и пластовую воду, называется поверхностью водонефтяного (газонефтяного или газоводяного) контакта. Поверхность ВНК обычно горизонтальная, но может быть и наклонной. В случае залежи нефти (газа) массивного типа поверхность ВНК сечет все пласты-резервуары, содер. нефть (газ.). В процессе разработки залежей внешние и внутренние контуры нефтеносности (газоносности) стягиваются к сводовой части залежи нефти (газа).
13. Природный резервуар. Типы природных резервуаров и их характеристика.
По Броду природный резервуар – это вместилище для нефти, газа и воды, внутри которого они могут циркулировать, и форма которых обусловлена отношением коллектора с вмещающими его плохопроницаемыми породами.Формирование основных типов резервуаров обуславливается следующими процессами:Резервуары:Пластовые_резервуарыПредставлены породами коллекторами значительно распространенными по площади (сотни и тысячи км2), характеризуются небольшой мощностью (от единиц до десятков м) в кровле и подошве они ограничены флюидоупорами. Они могут быть сложены, как карбонатными, так и терригенными образованиями. Часто содержат отдельные линзовидные прослойки непроницаемых пород в толще основного горизонта (коллектора), что делает их неоднородными по строению, как в вертикальном направлении, так и горизонтальном.
Массивные_резервуарыПредставляют собой мощную, несколько сотен метров (первых километров), толщу коллекторов различного или одинакового литологического состава, сверху и по бокам они ограничены непроницаемыми породами. Границей снизу являются подземные воды, подстилающие залежь. Вода в этом случае называется подошвенной. Размеры по вертикали и горизонтали часто сопоставимы. В толще пластов – коллекторов могут быть непроницаемые прослойки, однако все пласты проницаемых пород сообщаются, представляя единый природный резервуар. Часто возраст пластов, слагающих массивный резервуар, бывает различным. Частным случаем массивного природного резервуара являются ископаемые рифы, представляющие собой захороненные под мощной толщей молодых отложений рифовые постройки.
Природные резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторонЭти резервуары со всех сторон окружены непроницаемыми породами. Например: линза песков в толще глинистых пород, русло палеореки, палеобары.
14. Схема вертикальной зональности генерации нефти и газа. ГФН.
Впервые вертикальная зональность нефтегазообразования была выявлена В. А. Соколовым (1948 г.), установившим, что физико-химические условия, определяющие интенсивность и направленность процессов образова-ния газа и нефти, по разрезу оса-дочных пород значительно меняются. В верхней части разреза В. А. Соколов выделил биохимическую зону, где наиболее активно идут биохимические процессы. По мере углубления биохимическая зона переходит в термокаталитическую через некоторую переходную зону, где биохимические процессы затухают, а термокаталитические идут очень медленно. Здесь находится как бы минимум интенсивности нефтегазообразованияСхема вертикальной зональности нефтегазообразования Зона раннего и среднего протокатагенеза (ПК1-ПК2). После диагенеза осадков биохимические процессы преобразования ОВ практически прекращаются на фоне еще низких пластовых температур. В благоприятных условиях происходит низкотемпературная генерация сухого газа (СН4).
Зона позднего протокатагенеза (ПК3). На этой стадии возникают условия для генерации т.н. «незрелых» нефтей ранних стадий катагенеза ОВ. Нефти, как правило, тяжелые, преимущественно нафтенового основания с повышенным содержанием смол, асфальтенов и серы.
Зона мезокатагенеза (МК1-МК2). В ней начинается перестройка керогена с активным новообразованием битумоидов, обогащенных углеводородами («микронефти» по Н.Б. Вассоевичу). Данный эволюционный этап был назван Н.Б. Вассоевичем «Главной фазой нефтеобразования», а зарубежными специалистами – «нефтяным окном» (oil window). На этой стадии РОВ преимущественно II типа генерирует парафиново-нафтеновые нефти средней плотности. Нефти с высокими концентрациями твердых парафинов (С20+) генетически связывают с ОВ III типа.
Зона мезокатагенеза (МК3). Здесь удаление битумоидов из системы начинает преобладать над процессами их новообразования. На данном этапе генерируются легкие высокогазонасыщенные нефти парафинового основания с незначительным содержанием смол и асфальтенов.
Зона позднего мезокатагенеза (МК4-МК5). Это этап генерации и эмиграции жирных газов, газоконденсатов, реже очень легких нефтей. Для нижней части зоны характерны конденсаты парафиново-ароматического основания.
Зона апокатагенеза (АК1-АК2). Характеризуется постепенным переходом от ароматических газоконденсатов к генерации высокотемпературных сухих (СН4) и кислых газов (CO2 и H2S).
15. Месторождения нефти и газа. Типы месторождений.
Месторождения нефти и газа (по Вассоевичу, Еременко)- включает не только сумму залежей, но и всю толщу пород, принимающих участие в строении месторождения, т.е. целостный объем земной коры, включающий залежи нефти и газа.
Месторождения нефти и газа классифицируют по разным признакам, среди которых наиболее существенные следующие:
число залежей, объединяемых в месторождение;
генезис и морфология структурных форм, образующих месторождение.
генетическое положение месторождения;
фазовое состояние УВ систем;
запасы нефти и газа.
Гигантское месторождение Боливар (Венесуэла) содержит 325 залежей.
С позиции разведки и разработки месторождение – это отдельная залежь или группа залежей, имеющих в проекции на земную поверхность полное или частичное перекрытие своих контуров нефтегазоносности.
Площадь месторождений обычно составляет первые десятки сотен км 2.
Известны и гигантские по площади месторождения, площадь которых более 1000 км 2.
По типу флюидов месторождения подразделяются согласно фазовому составу залежи, т.е. выделяются нефтяные, газовые, газоконденсатные. Если все залежи имеют один фазовый состав, то часто встречаются месторождения, в которых присутствуют флюиды разного типа. При характеристики такого типа месторождений на 1-ое место ставится флюид с наименьшей величиной запаса.

16. Генетические показатели эпигенетических и сингенетических битумов и УВ в осадочных отложениях. Геохимические показатели катагенеза ОВ.
В настоящее время к каустобиолитам отнесены вещества угольного и нефтяного ряда. Угольный ряд включает: торфы, ископаемые угли, горючие сланцы и минералы (янтарь). Эти породы залегают на месте их образования, отличаются высокой концентрацией органического вещества и относятся к сингенетичным каустобиолитам.
Нефтяной ряд включает: нефть и ее производные (озокериты, асфальты и др.), газы, т.е. вещества образование и условия залегания которых, связаны с миграционными процессами. Этот ряд относится к эпигенетичным каустобиолитам.
Была установлена зависимость, согласно которой содержание органического вещества в осадочных породах, возрастает по мере увеличения в них глинистых частиц. Эта закономерность названа именем Траска.
Содержание С орг. (закономерность Ронова) с течением времени возрастало в соотношении 1:2:4, если сравнить в глобальном масштабе протерозойские, палеозойские и мезозойско-кайнозойские отложения.
Выделяют 2 основные группы органического вещества:
Рассеянное органическое вещество (РОВ)
Концентрированное органическое вещество (КОВ)
Граница между ними проведена условно по содержанию С орг. и равна
2,5 %. Это значение в 4 раза выше кларка.
По типам исходных биопродуцентов и с учетом химической структуры тканей все концентрированные формы органического вещества были подразделены на:
Сапропелиты, образующиеся за счет фитозоопланктона (жиры, белки, хитин)
Гумиты, формирующиеся за счет остатков высшей наземной растительности (углеводы и лигнин)
Липтобиолиты с исходным материалом, образованным наиболее стойкими к разложению тканями высших растений (воски, смолы, кутикулы)
Из сапропелевой органики образуются жидкие УВ, а из гумусовой – газообразные.17. Миграция нефти и газа. Эмиграция. Пористость пород. Коэффициенты общей и эффективной пористости.
Миграция нефти- перемещение нефти и газа в земной коре под действием природных сил. Сопровождается физико-химическим взаимодействием минеральной среды и флюидов, а также фазовыми превращениями последних вследствие изменчивости геологической и термодинамической обстановки недр.
Различают первичную миграцию — отжатие углеводородов совместно со связанными водами из тонкозернистых, слабопроницаемых нефте-материнских пород в коллекторские толщи и вторичную — передвижение нефти, газа в водонасыщенных пластах (коллекторах), результатом которой является дифференциация этих флюидов и образование залежей, а также их последующее переформирование. Механизмы миграции нефти и газа зависят от физико-химического состояния флюидов; сил, вызывающих их перемещение в определённых термобарических условиях и путей миграции
НГматеринские породы.формы миграции:
1) в основном в растворённом виде
2) Н и Г взаиморастворяются (в виде однофазной смеси)
3)С водой в виде эмульсии
Факторы миграци:
1)всплывание (газ легче нефти) по сообщающимся порам, трещинам и кавернам.
2)Капилярные силы
3)Давление
4)Диффузия
5)Изменение объемов пор в следствии изменения\перекристаллизации
*вертикальная миграция=лотеральная миграция. По вертикали миграция может происходить по всему осадочному чехлу.
Эмиграция нефти происходит в результате действия различных факторов: отжатия или прорыва вследствие давления породы, диф - фузии, особенно газов, перемещения с водой в растворенном в ней состоянии, фильтрации по порам и трещинам при наличии перепада давления. В дальнейшем в результате движения по пористым пластам и при вертикальной эмиграции, возникающей под влиянием гравитационного и тектонического факторов, нефть и газ скапливаются в так называемых ловушках, т.е. в таких участках пористых горных пород, откуда дальнейшая эмиграция невозможна.
Пористость пород – безразмерная относительная величина; это отношение всех пор породы к общему объёму ГП (%). Одна из самых пористых ГП глина, есть глины со значением около 60%.
Для характеристики пористости употребляют коэффициент, который показывает какую часть от общего объема породы составляют поры. Он измеряется в процентах или долях единицы.
По размерам все поры делятся на:
сверхкапиллярные (более 0,5 мм);
капиллярные (0,5 – 0,0002 мм);
3) субкапиллярные (менее 0,0002мм
Различают пористость:
общая (абсолютная) – объем всех пор в породе(изолированных и сообщающихся). Коэффициент общей пористости – представляет собой отношение объема всех пор к объему образца породы.
Кnобщ = Vизол+ Vсообщ / Vпор
открытая – объем только тех пор, которые сообщаются между собой. Коэффициент открытой пористости равен:
Кnоткр = Vсообщ / Vпор
Всегда меньше, чем коэффициент общей пористости.
эффективная – определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считаются субкапиллярные и изолированные поры. Коэффициент эффективной пористости равен отношению объема эффективных пор, через которые возможно движение нефти, воды и газа при определенных температуре и градиенте давления, к объему образца породы.Кnэф = Vэф / Vпор
Величина коэффициента пористости горной породы (терригенный коллектор) может достигать 40%. Наиболее распространенное значение Кn нефтеносных песчаников Русской платформы 17 – 24%.
30-40%- хорошо, 60%- самый хороший ваиаент >> выкачка нефти; 6%- нижний предел пористости для карбонатных пород; 12-10%- для терригенных пород.
18. Генерация УВ. Понятие «нефтегазоматеринские породы». Первичная и вторичная миграция УВ. Факторы, обеспечивающие вторую миграцию.
С генетической точки зрения нефть – обособившееся самостоятельное скопление, подвижные жидкие продукты преобразования рассеянного органического вещества в зоне катагенеза(один из выделенных Ферсманом в 1922 г. генетических типов хим. и физ.-хим. процессов в земной коре, протекающих в условиях низких температуры и давления. Отвечает той стадии в жизни осад, п., которая наступает после диагенеза , но предшествует метаморфизму).
В чём заключается геохимический процесс битумизации >> Органическая масса продуктов метаморфизации благодаря снижению удельного значения О,N,S относительно обогощается углеродом, причем содержание водорода в одних случаях увеличивается(нефтяные битумы), а в других уменьшается (гумусовые угли).
УВ генерируется из органического вещества по органической теории происхождения.( Есть так же неорганическая теория происхождения нефти)
.Органическое вещество является обязательным компонентом практически всех осадочных образований, начиная с конца архея. Среднее содержание С орг. или некарбонатного углерода составляет для осадочных пород около 0,55 – 0,6 %, что составляет 13 – 15 кг С орг. на 1 м3 породы.
Была установлена зависимость, согласно которой содержание органического вещества в осадочных породах, возрастает по мере увеличения в них глинистых частиц. Эта закономерность названа именем Траска.
НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКИЕ ПОРОДЫ— осадочные породы, способные в определённых геологических условиях выделять свободные углеводородные флюиды, образованные в процессе диа- и катагенетических преобразований заключённого в них рассеянного органического вещества. Нефтегазоматеринские породы отличаются концентрацией органического вещества (OB) и геохимическими условиями формирования. Породы с содержанием OB до 0,2%, сформировавшиеся в окислительных и субокислительных условиях седименто- и диагенеза, не являются нефтегазоматеринскими породами.
Различают первичную миграцию — отжатие углеводородов совместно со связанными водами из тонкозернистых, слабопроницаемых нефте-материнских пород в коллекторские толщи и вторичную — передвижение нефти, газа в водонасыщенных пластах (коллекторах), результатом которой является дифференциация этих флюидов и образование залежей, а также их последующее переформирование. Механизмы миграции нефти и газа зависят от физико-химического состояния флюидов; сил, вызывающих их перемещение в определённых термобарических условиях и путей миграции.
Факторы вторичной миграции
1.уплотнение пород;
2.силы всплывания нефти и газа (гравитационные силы);
3.гидравлический;
4.диффузионный.
Всплывание нефти и газа в породе-коллекторе в вид различия плотностей флюидов, ее заполняющих, происходит главным образом по микро и макротрещинам и крупным порам и кавернам. Чем интенсивнее дислоцированы слои, и чем больше разница в плотностях УВ и воды, тем больше и сила всплывания.
Таким образом, сила всплывания нефти и газа пропорциональна наклону пласта и разнице плотностей УВ и воды.
Козлов допускает миграцию нефти и газа по пласту-коллектору в силу их плавучести, даже при незначительных углах наклона слоев.
Если не будет перепада Р., то никакая фильтрация не начнется.
Диффузионный массоперенос газа осуществляется во всех направлениях (в сторону концентрации газа) через трещины горных пород, в том числе и глинистых, и характеризуется он наименьшими скоростями. Максимальное вертикальное расстояние, на которое мигрирует газ, в диффузионном потоке определяется диффузионной проницаемостью пород временем этого процесса. По представлению Бакирова эти расстояния вряд ли могут превышать 10 км.
Газ и нефть в свободном состоянии мигрируют преимущественно в вертикальном направлении к кровле пласта-коллектора, а затем в направлении большего угла восстания пласта. Миграция в этом случае характеризуется наибольшей скоростью. Скорость струйной миграции газа и нефти зависит, главным образом, от фазовой проницаемости пород для газа и нефти и пористости пласта, а так же от вязкости нефти и газа, угла наклона пласта и разности плотностей воды, нефти и газа в пластовых условиях.
Миграция УВ может так же происходить под влиянием упругих сил (напряжение), флюидов и заключающих их пород.
Как известно, жидкости, прежде всего вода, обладают способностью сжиматься, хоть и в незначительной степени. В случае уменьшения нагрузки, вследствие подъема или эрозии пород, возможно расширение жидкости, заполняющей резервуары, а из этого следует, что возможна и миграция.
19. Физические параметры пород-коллетротов.
Коллекторы- ГП, которые могут вмещать, аккумулировать углеводороды и отдавать(фильтровать)пластовые флюиды (нефть, газ и воду) . Коллекторами называют ГП только тогда, когда количество УВ в промышленном масштабе.
Свойства горной породы вмещать (обусловлено пористостью горной породы) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкость называются фильтрационно-ёмкостными свойствами.
Парметры: 1)гранулометрический состав ГП
2)пористость
3) проницаемость
4) удельная поверхность
5) насыщенность пород водой, нефтью, газом, газовом в различных условиях
6) механические свойства: упругость, пластичность, сопротивление разрыву, сжатию и др видам деформаций.
7) тепловые свойства ( теплоемкость, теплопроводность, температуро-проводность).
27. Классификация природных газов.
КЛАССИФИКАЦИЯ И ОСНОВНЫЕ ТИПЫ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
Вопрос генетической классификации газов сложен, так как газы, как правило, благодаря своей миграционной способности обычно не находятся там, где образовались. Образование газов различно и они часто образуют разнообразные смеси.
Первым предложил классификацию газов В. И. Вернадский. Он указывал; что при изучении газов необходимо знать следующие факторы: 1) морфологию природных газов, т. е. формы их нахождения в земной коре; 2) химический состав; 3) историю.
По морфологии природные газы разделяются на:
содержащиеся в порах горных пород;
свободные (атмосфера),
газовые струи — вулканические, тектонические, поверхностные;
газовые испарения;
жидкие растворы газов (газы океанов, морей, рек, различных водных источников);
6) твердые растворы газов (газы, адсорбированные горными породами и минералами).
По истории природные газы В. И. Вернадский подразделил на: 1) газы земной поверхности; 2) газы, связанные с высокой температурой; 3) газы, проникающие в земную кору. Под последними подразумеваются газы, проникающие на земную поверхность в связи с тектоническими процессами. Эти тектонические газы В. И. Вернадский подразделил по составу на: азотные; углекислые; метановые; водородные газовые струи; для глубинных зон земной коры — водяные газовые струи, так как вода в условиях больших глубин находится в парообразном состоянии.
A.А. Карцев предложил генетическую классификацию природныхгазов:
космогенные газы,- которые остались от протопланетного облака, из которого образовалась Земля; до наших дней сохранились, по-видимому, только инертные газы — азот и аргон;
газы земного генезиса образовались из других веществ в результате различных непрерывно происходящих геохимических процессов; они, в свою очередь, могут быть подразделены на: а) хемогенные; б) радиогенные; в) техногенные — возникшие в результате деятельности человека; г) биогенные.
Газы различного происхождения образуют разнообразные смеси — газовые ассоциации, определить генезис отдельных компонентов которых не всегда возможно. Поэтому генетическая классификация газов имеет преимущественно теоретическое значение.
Параллельно с процессами образования газов происходят и процессы их разрушения, в результате которых вместо газообразных веществ получаются продукты, находящиеся в других фазовых состояниях. Например, при действии кислорода на сероводород образуются твердая свободная сера и жидкая вода.
B.А. Соколовым была предложена классификация природныхгазов в соответствии с условиями их нахождения в природе ихимическим составом (табл.-?).Газы атмосферы. Свободные газы сосредоточены только в атмосфере и в осадочной оболочке Земли. Масса свободных газов атмосферы на порядок превосходит все количество газов стратисферы, в которой масса газов свободных скоплений в залежах составляет лишь небольшую часть.Газы осадочных пород. Условия нахождения газов в осадочнойоболочке Земли весьма разнообразны, поскольку, например, /температура здесь меняется от отрицательных значений в зонах/мно-голетней мерзлоты до нескольких сотен градусов. Давления такжеменяются от атмосферного до тысяч атмосфер. Различны /такжесвойства газосодержащих пород.
ТИП ГАЗОВ
ОСНОВНЫЕ КОМПОНЕНТЫ
ВТОРОСТЕПЕННЫЕ КОМПОНЕНТЫ
МИКРОКОМПОНЕНТЫ
Газы нефтяных месторождений
СН4, тяжелые УВ (этан, пропан, бутан и т.д.) N2, CO2, H2S, He, ArН2, благородные газы (аргон, неон, ксенон, криптон и др.)
Газы газовых месторождений
СН4Тяжелые УВ, N2, CO2, H2S, He, Ar, Hg Н2, благородные газы
Газы угольных месторождений
СН4CO2, N2, H2 Тяжелые УВ, H2S, благородные газы
Газы болотные и торфяные
СН4, Н2, N2 CO2 Н2, СО, N2О, NH3, H2S
Газы соленосных отложений
СН4H2S, тяжелые УВ Благородные газы
Газы, рассеянные в породах
CO2, СН4 Н2, тяжелые УВ, H2S, N2 Благородные газы, Не
|
По форме нахождения газов в литосфере различают: 1) свободные (в залежах); 2) растворенные (в водах и нефтях); 3) рассеянные в породах.
Газы подземных вод. В зависимости от пористости все осадочные породы в той или иной степени насыщены водой. В порах породы могут находиться воды, нефть или газ. Однако общее количество нефти и газа незначительно по сравнению с количеством воды. И. О. Брод образно назвал скопления нефти и газа «каплями в море воды».
Рассеянные в породах газы —это газы, находящиеся в физико- и физико-химической связи с твердыми (минеральными и органическими) частями горных пород и внутри них. Они представляют собой газовый фон осадочных пород. В их составе обычно присутствуют СО2, N2 и СН4 с той или иной примесью тяжелых углеводородов, водорода, благородных и некоторых других газов.
28. Дисциплина и её связь с др науками.
Дисциплина знакомит с особенностями размещения залежей нефти и газа в земной коре. Она формирует у студентов основные базовые понятия: порода-коллектор, порода-флюидоупор, природный резервуар, нефтегазоносный комплекс ловушка, залежь, месторождение. Является профилирующей при подготовке бакалавров профиля «Геология и геохимия нефти и газа».
СВЯЗЬ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОИ ГЕОЛОГИИ С ДРУГИМИ ГЕОЛОГИЧЕСКИМИ И СМЕЖНЫМИ НАУКАМИ
С точки зрения промыслового геолога залежь нефти или газа следует рассматривать как некоторую часть пространства, в которой накладываются друг на друга результаты различных геологических, физических, гидродинамических и других процессов, действовавших ранее и происходящих во время ее разработки. Поэтому залежь вследствие многообразия процессов, приведших к ее образованию и протекающих при ее разработке, можно изучать во многих аспектах.
Существуют различные науки, как геологические, так и негеологические, которые изучают те или иные из упомянутых выше процессов. Отсюда следует особенностьнефтегазопромысловой геологии, заключающаяся в том, что она широко использует теоретические представления и фактические данные, получаемые методами других наук, и в своих выводах и обобщениях очень часто опирается на закономерности, установленные в рамках других наук.
Например, данные об условиях залегания продуктивных пластов в первую очередь поступают в результате полевых сейсмических исследований. При вскрытии залежи скважинами эти данные могут быть уточнены - методами структурной геологии.
Поднятые из скважин керн, пробы нефти, газа, воды исследуются методами физики пласта. Другим источником информации о свойствах пород служат данные промысловой геофизики, а также результаты гидродинамических исследований скважин. Теоретической основой этих методов являются подземная гидравлика и скважинная геофизика, играющие наиболее важную роль в решении задач нефтегазопромысловой геологии, так как с их помощью получают около 90 % информации, необходимой промысловому геологу.
Обобщая различную информацию об условиях залегания и свойствах нефтегазонасыщенных пород, промысловый геолог очень часто не создает какие-то новые принципы, законы, методы, а в значительной степени опирается на теоретические представления, законы и правила, установленные в рамках смежных наук: тектоники, стратиграфии, петрографии, гидрогеологии, подземной гидравлики и ряда других. Анализируя и обобщая количественные и качественные данные, современный промысловый геолог широко использует математические методы и ЭВМ, без чего результаты обобщения не могут считаться достаточно надежными.
Таким образом, науки, изучающие залежи нефти и газа в аспектах, отличных от тех, которыми занимается нефтегазопромысловая геология, составляют значительную часть теоретического и методического фундамента нефтегазопромысловой геологии.
Вместе с тем нефтегазопромысловая геология, имея самостоятельный объект — залежь нефти или газа, подготавливаемую к разработке или находящуюся в разработке, т. е. геолого-технологический комплекс, решает и собственные задачи, связанные с созданием методов получения, анализа и обобщения информации о строении нефтегазоносных пластов, о путях движения нефти, газа, воды внутри залежи при ее эксплуатации о текущих и конечных коэффициентах нефтеотдачи и т. п. Поэтому указанная выше связь нефтегазопромысловой геологии с другими науками не является односторонней.
Результаты промыслово-геологических исследований оказывают существенное влияние на смежные науки, способствуя их обогащению и дальнейшему развитию. На промышленно нефтегазоносных площадях всегда бурится большое количество скважин, ведутся отбор и анализ образцов пород, проб жидкостей и газа, проводятся всевозможные наблюдения и исследования. Разнообразные виды исследовательской и производственной деятельности, а также промыслово-геологический научный анализ ее результатов обязательно и в большом количестве доставляют новые факты, служащие для подтверждения и дальнейшего развития взглядов и теорий, составляющих содержание смежных наук. При этом нефтегазопромысловая геология ставит перед смежными науками новые задачи, тем самым в еще большей степени способствуя их развитию. Таковы, например, требования более углубленного петрографического изучения глинистого материала коллекторов, который может менять свой объем при контакте с водой; изучения физико-химических явлений, протекающих на контактах нефти, воды и породы; количественной интерпретации результатов геофизических исследований скважин и др.
29. История открытия месторождений
Одно из первых упоминаний о нефти в России относится к XV веку, когда нефть была найдена в Ухте. В 1684 году  HYPERLINK "http://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%98%D1%80%D0%BA%D1%83%D1%82%D1%81%D0%BA" \o "Иркутск" иркутскийписьменный голова Леонтий Кислянский обнаружил нефть в районе Иркутского острога. О другой находке нефти в России было сообщено 2 января 1703 года в русской газете «Ведомости». Добыча нефти началась с 1745 года. Однако в течение XVIII века разработка нефтяных месторождений являлась убыточной из-за крайне узкого практического применения продукта. С развитием промышленности, спрос увеличился. Основным нефтяным районом России стал Кавказ.Войны и революционные события в России ввергли нефтедобычу в кризис. Только в 1920-е годы стало возможным говорить о восстановлении отрасли.
Добыча нефти в СССР быстро росла вплоть до начала 80-х, затем рост замедлился. В 1988 году добыча нефти в СССР и в России достигла исторического максимума, а затем начала падать.
После распада Советского Союза государственные предприятия были акционированы, и значительная их часть перешла в частные руки. Добыча нефти продолжала падать вплоть до середины 90-х годов, после чего вновь стала расти.
В 2011 году добыча нефти в РФ составила 511,432 млн тонн, что на 1,23% выше, чем в 2010 [27]. Экспорт нефти сократился на 2,4% по данным Росстата[27], или на 6.4% по данным ФТС[28], но доходы от экспорта выросли со 129 до 171,7 млрд. долларов[28].
Нефть является главной статьёй российского экспорта, составляя, по данным за 2009 год, 33 % экспорта в денежном выражении (вместе с нефтепродуктами — 49 %). Кроме того, от уровня цен на нефть и нефтепродукты существенно зависят цены на третий основной компонент экспорта — природный газ. Правительство России планирует увеличение добычи нефти к 2030 году до 530 млн т в год[

Приложенные файлы

  • docx 18208843
    Размер файла: 64 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий