- •По дисциплине «Геология и геохимия нефти и газа»
- •Часть I. Геохимия нефти и газа
- •1.1 Общие сведения о горючих ископаемых – каустобиолитах 7
- •1.2 Состав, свойства и классификации нефтей 18
- •1.3. Состав, свойства и классификации природных газов 36
- •1.4 Происхождение нефти и газа 60
- •1.5 Литогенез и образование нефти и газа 69
- •Часть II. Геология нефти и газа
- •2.6. Природные резервуары и нефтегазоносные комплексы 94
- •2.7. Формирование и разрушение месторождений (залежей)
- •2.8. Залежи и месторождения нефти и газа, их классификации и
- •2.9. Нефтегазогеологическое районирование и закономерности
- •2.10.3. Контроль знаний модуля 2_10
- •Контроль знаний модуля Введение
- •Общие сведения о горючих ископаемых – каустобиолитах
- •Контроль знаний модуля 1.1.
- •Состав, свойства и классификации нефтей
- •2.1 Элементный и компонентный состав нефтей
- •2.2 Физические свойства и фракционный состав нефтей
- •2.3 Геохимическая эволюция и физическая дифференциация нефтей
- •1.2.4 Классификации нефтей
- •3.Состав, свойства и классификации природных газов
- •3.1 Основные физические свойства природных газов
- •3.2 Характеристика компонентов природных газов
- •3.3 Классификации природных газов
- •3.4 Химический состав газов газовых залежей
- •3.5 Формирование газоконденсатных систем, их состав и свойства
- •3.6 Химический состав газов газонефтяных и нефтяных залежей
- •3.7 Газовые гидраты
- •1.3.8. Контроль знаний модуля 1_3
- •1.4.Происхождение нефти и газа
- •4.1. Развитие представлений о происхождении нефти и газа и их значение для науки и практики
- •4.2 Различия органических и неорганических концепций. Основные гипотезы и факты неорганической концепции
- •4.3 Основные положения и факты органической теории
- •4.4 Варианты решения проблемы происхождения нефти и газа в органической теории. Гибридные представления о происхождении нефти газа
- •Контроль знаний модуля 1_4
- •5.Литогенез и образование нефти и газа
- •5.1 Круговорот углерода в природе, его энергетические источники и значение для образования нефти и газа
- •5.2 Исходное органическое вещество осадочных пород
- •5.3 Седиментогенез и диагенез органического вещества
- •5.4 Состав преобразованного органического вещества
- •5.5 Генетические и геохимические типы нерастворимого органического вещества
- •5.6 Концентрации органического вещества в осадочных породах разных формаций
- •5.7 Формы нахождения органического вещества, фациальные условия формирования и формационный состав основных нефте- и газообразующих осадочных пород
- •5.8 Катагенез органического вещества и его факторы
- •5.9 Шкала градаций катагенеза органического вещества
- •5.10 Вертикальная геохимическая или термобарическая зональность процесса нефте- и газообразования
- •5.11 Характеристика главных зон нефте- и газообразования
- •5.12 Нефте- и газоматеринский потенциал осадочных пород
- •5.13.Контроль знаний модуля 1_5
- •6.Природные резервуары и нефтегазоносные комплексы
- •6.1 Породы-коллекторы
- •2.6.1.1 Основные свойства пород-коллекторов
- •2.6.1.2 Классификации пород-коллекторов
- •2.6.1.3 Изменение коллекторских свойств пород с глубиной
- •2.6.2 Флюидоупоры и ложные покрышки
- •2.6.3 Природные резервуары
- •2.6.4 Ловушки нефти и газа
- •2.6.5 Нефтегазоносные комплексы
- •2.6.6 Термобарические условия в природных резервуарах и нефтегазоносных комплексах
- •2.6.6.1 Горное и пластовое давление
- •2.6.6.2 Причины образования аномальных пластовых давлений
- •2.6.6.3 Геотермические условия в природных резервуарах и нефтегазоносных комплексах
- •2.7. Формирование и разрушение месторождений (залежей) нефти и газа
- •2.7.1 Первичная миграция нефти и газа
- •2.7.2 Вторичная миграция. Классификация миграционных процессов
- •2.7.3 Факторы вторичной миграции нефти и газа
- •2.7.4 Масштабы и направление миграции нефти и газа
- •2.7.5 Аккумуляция нефти и газа в ловушке
- •2.7.6 Время, продолжительность и скорость формирования залежей нефти и газа
- •2.7.7 Методы определения времени формирования залежей нефти и газа
- •2.7.8 Факторы разрушения залежей нефти и газа
- •2.7.9. Контроль знаний модуля 1_7
- •2.8. Залежи и месторождения нефти и газа, их классификации и параметры
- •2.8.1 Масштабы проявления нефтегазоносности на Земле
- •2.8.2 Элементы залежей нефти и газа
- •2.8.3 Классификация и номенклатура залежей нефти и газа по фазовому состоянию
- •2.8.4 Понятие о запасах и ресурсах нефти и газа и их классификации
- •2.8.5 Разделение залежей (месторождений) по величине запасов
- •2.8.6 Классификации залежей нефти и газа по генетическому типу ловушек и по форме природных резервуаров
- •2.8.7. Контроль знаний модуля 1_8
- •2.9. Нефтегазогеологическое районирование и закономерности размещения скоплений нефти и газа в земной коре
- •2.9.1 Цели и основные задачи районирования
- •2.9.2 Принципы и систематические единицы нефтегазогеологического районирования
- •2.9.3 Классификации нефтегазоносных провинций и нефтегазоносных бассейнов
- •2.9.4. Закономерности размещения скоплений нефти и газа в земной коре
- •2.9.5. Контроль знаний модуля 1_9
- •10.Основы разработки нефтяных и газовых месторождений
- •10.1.Объект и система разработки
- •10.2.Классификация и характеристика систем разработки
- •10.3.Контроль знаний модуля 1_10
- •11.Основы технологии переработки углеводородного сырья
- •11.1.Производство бензинов с улучшенными экологическими характеристиками
- •11.2.Улучшение экологических характеристик моторных топлив
- •11.3. Технологические процессы переработки углеводородных систем, улучшающие экологические качества бензинов.
- •11.3.1.Реформулированные моторные топлива
- •11.3.2.Каталитический риформинг
- •11.4 Реактивное топливо
- •2.11.5.Дизельные топлива с улучшенными экологическими характеристиками
- •2.11.5.1.Загрязнение окружающей среды при использовании дизельных топлив
- •2.11.6 Котельные топлива с улучшенными экологическими характеристиками
- •2.11.7.Рациональные направления переработки углеводородных газообразных систем.
- •Контрольные вопросы 11.2:
- •Контрольные вопросы 11.6.1
- •Литература
2.7.7 Методы определения времени формирования залежей нефти и газа
Существуют геологические, геолого-геохимические и физические методы определения времени формирования залежей нефти и газа, среди которых выделяются конкретные способы (табл. 15).
Данные методы имеют различные погрешности и ограничения и поэтому обладают разной степенью достоверности определения времени формирования залежей. При этом геологические методы позволяют определять только время возможного начала формирования залежей, а физические методы позволяют определять время возможного завершения их формирования или установить факт продолжающегося процесса формирования залежей на современном этапе.
В геологическом методе по своей достоверности выделяется палеоструктурный (палеотектонический) способ. Он основан на положении, что залежи нефти и газа начинают формироваться только после образования ловушек. Время образования ловушек определяется в зависимости от их генетического типа:
1) время образования ловушек сводового типа определяется временем появления пликативного тектонического экрана, то есть свода складки;
2) время образования дизъюнктивно экранированных ловушек определяется временем образования дизъюнктивных нарушений;
3) время образования ловушек литологического, стратиграфического и рифового типов определяется временем накопления флюидоупоров, перекрывающих породы-коллекторы.
Палеоструктурный способ считается наиболее надёжным, тем не менее, и он имеет погрешности. Формирование залежей в ловушках древнего заложения могло произойти в течение очень большого промежутка времени. Кроме того, сложным является вопрос определения времени формирования складчатых деформаций. Поэтому точность данного метода зависит от точности метода палеотектонического анализа. Например, большинство исследователей тектоники Терско-Каспийского прогиба считает, что его структурный план сформировался в плиоцен-антропогене. Однако существуют представления о конседиментационном развитии региона и заложении антиклинальных зон ещё в домеловое время (С.И. Афанасьев, 1990).
Таблица 15. Классификация методов определения времени формирования залежей нефти и газа (по И.М. Михайлову, 1984)
Метод |
Способ |
Применим для залежей |
Определяется время |
|||
нефти |
газа |
стратиграфическое |
абсолютное |
относительное |
||
Время возможного начала формирования залежей |
||||||
Геологический |
Палеогеологический Историко-геолого-геохимический Регионального наклона пород Палеоструктурный Палинологический |
+ + + + + |
+ + + + + |
+ + + + + |
|
|
Геолого-геохимический |
Литологический Гелий-аргоновый Геохимический |
+ + + |
+ + |
|
+ + |
+ |
Время возможного завершения формирования залежей |
||||||
Физический |
Термобарический (объемный) Давления насыщения Диффузионно-хроматографический Диффузионный Аномальных давлений Геотермический аномалий |
+ + + + + + |
+
+ + + + |
+
+ |
+ + + + |
|
Формирование залежей на современном этапе |
||||||
Потенциометрический Заполненности ловушек Газонасыщенности пластовых вод |
+ + + |
+ + + |
|
|
|
В геолого-геохимическом методе выделяются литологический (минералогический) и геохимический способы.
Литологический (минералогический) способ основан на свойстве жидких УВ, сильно замедлять катагенез пород-коллекторов в пределах залежи по сравнению с породами, находящимися за контуром нефтеносности. Установлено также восстанавливающее воздействие УВ на соединения железа в глинах, находящихся на водонефтяных контактах (ВНК). Поэтому аутигенные минералы чётко фиксируют положение древних ВНК и позволяют определять стадии формирования и переформирования залежей нефти.
Таким образом, суть способа состоит в установлении последовательности постседиментационных преобразований пород-коллекторов в пределах контура нефтегазоносности и за его пределами. Большое значение в данном способе имеет выявление морфологических соотношений УВ с аутигенными минералами и включений нефти в пустотах, возникших при растворении карбонатного и сульфатного вещества на разных стадиях катагенеза.
Геохимический способ определения абсолютного возраста нефтей и газов предложен в 1967 году А.Н. Резниковым. Он основан на оценке степени превращённости нефтей и газов во время их нахождения в зоне катагенеза при температурах свыше 100 °С. Недостатком способа является то, что возраст залежи нефти (газа), определяется по продолжительности существования УВ в зоне катагенеза, вне зависимости от уровня их первоначальной превращённости, то есть без учета условий катагенеза органического вещества (ОВ). Учитывая недостатки геохимического способа, в 1986 и 2003 году А.Н. Резников модифицировал его на основе данных геохимической кинетики. По оценке автора кинетико-геохимический способ определения времени формирования нефтяных скоплений позволяет достаточно уверенно датировать начало аккумуляции нефти в ловушке.
В физическом методе наиболее простым является способ аномальных давлений. Однако он применим только для залежей нефти и газа с аномально высокими или аномально низкими пластовыми давлениями (Н.А. Еременко, 1968). Считается, что во время формирования в залежи существовало гидростатическое давление, а современное аномальное давление является условно гидростатическим давлением на уровне первоначального нахождения залежи, которое не успело восстановиться.
В случае повышенного давления величина аномального давления указывает на минимальную глубину нахождения залежи в момент её формирования относительно современного положения, а в случае пониженного давления - на максимальную глубину нахождения.
Формирование залежей на современном этапе. К физическому методу условно относится ряд способов, которые указывают на процесс продолжающегося формирования залежей. Среди трёх способов, приведенных И.М. Михайловым в таблице 15 выделяется способ заполненности ловушек и способ учёта газонасыщенности пластовых вод.
Способ учёта коэффициента заполнения ловушек. Считается, что если ловушки полностью заполнены нефтью или газом, то формирование залежей продолжается в настоящее время (И.М. Михайлов; 1984).
Однако следует учитывать, что неполнопластовые (водоплавающие или водонефтяные) и массивные залежи, которые не полностью заполняют ловушку, также могут находиться на стадии формирования, а не разрушения. Примером являются Николаевское и Убеженское водоплавающие месторождения Центрального Предкавказья, поскольку установлено, что они находятся в процессе формирования.
Способ учета газонасыщенности пластовых вод, или упругости растворенных газов в воде. В 1968 году В.И. Корценштейн, предположил, что газовые залежи, которые окружены пластовыми водами с предельным газонасыщением, находятся в состоянии формирования.
Ряд способов выявления процессов продолжающегося формирования залежей нефти и газа приведен в работе: «Представления о продолжительности и скорости формирования залежей нефти и газа и критерии определения их продолжающегося формирования» (В.В. Доценко; 2006).
1. Резко пониженная минерализация подошвенных и законтурных вод, вплоть до пресных, под газовыми и нефтяными залежами.
Эти воды, получившие также название «конденсационных», являются прямым следствием восходящей миграции гомогенных газожидкостных смесей, а затем их фазовой дифференциации и конденсации водяных паров. Дифференциация и конденсация обусловлены резким снижением температуры и давления.
Со временем минерализация контурных вод увеличивается до фоновой и аномалия исчезает, поэтому наличие ярко выраженной гидрогеохимической аномалии свидетельствует о её геологически недавнем образовании, а время формирования залежи совпадает с началом конденсации вод в свободную фазу.
2. Коэффициент нефтеизвлечения, превышающий 90 % или превышение объёма добываемых УВ в залежи, над объёмом их утвержденных запасов (залежи с так называемыми самовосполняющимися запасами).
3. Присутствие большого количества свободной остаточной воды в залежи нефти или газа. Нефть (газ) ещё не полностью вытеснили воду из ловушки.
4 .Остаточная нефтенасыщенность продуктивных пород в газовых залежах.
5. Вариации состава и свойств нефти и газа в залежах, или отсутствие гравитационной дифференциации флюидов, когда на одном гипсометрическом уровне находятся нефти разной плотности. Связано это с наличием нескольких очагов генерации УВ и пульсирующей во времени активной современной миграцией нефти и газа.
6. Наличие залежей лёгких нефтей в зоне гипергенеза. Нефть не успела деградировать.
Выводы:
Почти все существующие методы и отдельные способы определения времени формирования залежей имеют ограничения и значительные погрешности. Большинство ограничений связано с условием, что ловушка во время формирования залежи должна находиться в статическом состоянии, что при длительном формировании залежи маловероятно.
Залежи нефти и газа могут существовать только в состоянии динамического равновесия, то есть при различных соотношениях интенсивности процессов формирования и разрушения.
Большинство залежей нефти и газа является молодыми, так как сформировались или в разной степени переформировались в новейшее время. На новейшем этапе тектонического развития Земли произошла перестройка структурного плана, и значительно активизировались процессы нефтегазообразования, миграции и ремиграции УВ.
Отмечаемую многими способами большую продолжительность формирования залежей следует рассматривать как большую длительность их существования при постоянной или периодической подпитке УВ.
Факты продолжающегося процесса формирования залежей УВ при появлении устойчивого уровня добычи могут изменить представления о потенциальных ресурсах УВ и систему добычи нефти и газа.