- •Физико-химическая характеристика нефти. Стадии переработки нефти.
- •1.2. Стадии накопления углеводородов.
- •2.1. Физико-химическая характеристика природного газа. Газоконденсаты.
- •2.2. Вертикальная и региональная зональность в размещении залежей нефти и газа.
- •3.1. Породы коллекторы и их свойства.
- •3.2. Классификация территорий и нефтегазоносное районирование.
- •4.1. Природные покрышки, их свойства и классификация.
- •4.2. Геологические методы в комплексе работ на нефть и газ.
- •5.1. Типы природных резервуаров и ловушек на нефть и газ.
- •5.2. Геохимические методы в комплексе работ на нефть и газ.
- •6.1.Залежи нефти и газа и их классификация
- •6.2. Геофизические методы в комплексе работ на нефть и газ.
- •7.1. Биогенная теория образования нефти и газа.
- •7.2. Геотермические критерии поисков углеводородов.
- •8.1.Полный цикл естественно-исторического обогащения углеводородов.
- •8.2. Геохимические критерии поисков углеводородов.
- •9.1. Концепция неорганического (абиогенного) происхождения нефти.
- •9.2. Гидрогеологические критерии поисков нефти и газа.
- •10.1. Вертикальная зональность образования углеводородов в осадочных бассейнах
- •10.2. Нефтегазоносность кристаллического фундамента.
- •11.1. Понятие о нефтегазоматеринских отложениях.
- •11.2. Основные стадии геологоразведочных работ на нефть и газ.
- •12.1. Основные факторы миграции углеводородов.
- •12.2. Нефтегенерационный потенциал бассейнов в зависимости от темпов осадконакопления
- •13.1. Факторы миграции и физическое состояние мигрирующих ув.
- •13.2. Основные эпохи нефтегазообразования.
- •14.1. Расстояния, направления и скорости миграции углеводородов.
- •14.2.Тектонически экранированные и приконтактовые залежи нефти.
- •15.1. Формирование залежей нефти и газа.
- •15.2. Сводовые, останцевые и выступовые залежи нефти и газа.
- •16.1. Разрушение залежей нефти и газа
- •16.2. Классификация буровых скважин при геологоразведочных работах на нефть и газ.
- •17.2. Общая характеристика литологического класса залежей нефти и газа.
- •18.1. Общие закономерности в формировании и размещении залежей нефти и газа.
- •18.2. Особенности геологоразведочных работ при поисках газовых и газоконденсатных месторождений.
- •19.1. Вертикальная и региональная зональность в размещении залежей нефти и газа.
- •19.2. Нефтегазообразование с позиций мобилизма.
- •20.1. Перспективы поисков нефти и газа в Беларуси.
- •20.2. Элементы (параметры) залежей нефти и газа.
- •21.1. Каустобиолиты, угольный и нефтяной ряды.
- •21.2. Критерий упругости и состава водорастворимых газов при поисках углеводородов.
12.2. Нефтегенерационный потенциал бассейнов в зависимости от темпов осадконакопления
Для образования УВ важны этапы мощного и быстрого осадконакопления и интенсивного прогрева.
Скорость осадконакопления определяет не только мощность отложений, но и масштабы аккумуляции и сохранности УВ.
Темпы осадконакопления определяют глубину захоронения, режим прогрева, время вступления в главную зону нефтеобразования, потом газообразования. Это важнейший фактор катагенеза, с ним связана главная фаза образования нефти.
Большие скорости осадконакопления наблюдаются в эпохи тектонической активности, являются необходимым условием захоронения рассеянного ОВ, защиты от окисления и рассеяния.
Одним из условий при оценке нефтегенерационного потенциала бассейна является скорость седиментации. Была установлена зависимость концентрации С орг. В осадках, от скорости осадконакопления (по Воссоевичу):
При низкой скорости(2-6 мм/1000 лет) – сохраняется менее 0,01% С орг.
При средней умеренной скорости (20 -130 мм/1000 лет) – от 0,1 до 2 %
При высокой скорости (660 – 1400 мм /1000 лет) – от 11 до18 %
Т. о. при десятикратном увеличении скорости осадконакопления количество С орг. удваивается.
Самые богатые органикой породы образуются при интенсивном некомпенсированном прогибании.
Способность бассейнов генерировать нефть (от темпов осадконакопления):
1) Палеобассейны высокого потенциала (300-900 т/км2 за год);
2) Палеобассейны среднего потенциала (100-300 т/км2 за год);
3) Палеобассейны низкого потенциала (60-100 т/км2 за год);
4) Палеобассейны с убывающим генерационным потенциалом по мере увеличения скорости осадконакопления (более 900 т/км2 за год).
Средняя скорость – 140-650 т/км2 за год.
Критическая – 60-100 т/км2 за год.
Основной закон нефтеобразования (по Броду): потенциал зависит от мощности при высокой скорости осадконакопленя.
Для РБ: 1)ОВ: в рифее 2,75 т/км2 за год, в венде в 5 раз меньше критической, в девоне в 3-4 раза меньше.
2) ПБВ: в рифее 0,5 т/км2 за год, в венде 6,5 т/км2 за год, в кембрии – 22,2 т/км2 за год, в силуре – 52,5 т/км2 за год, в девоне – 10 т/км2 за год.
3) ПП: самые высокие скорости. В рифее - 1 т/км2 за год, в венде – 4,5 т/км2 за год, в девоне в среднем 290 т/км2 за год (сохраняется 15% ОВ).
Скорость увеличивалась к франу, потом в среднем фране снизилась, но с началом рифтовой стадии резко возросла.
Подсолевой нефтеносный комплекс 665 т/км2 за год.
В межсоли максимум – 1415 т/км2 за год. (Речичко-Шатилковская ступень).
Накопление верхней соли главная фаза образования нефти в ПП.
В карбоне спад скорости – переход в стадию наложенной синеклизы.
13.1. Факторы миграции и физическое состояние мигрирующих ув.
Миграция – перемещение нефти или газа в осадочной оболочке. Путями миграции служат трещины, поры в горных породах, а также поверхности наслоений, разрывных нарушений и стратиграфических несогласий.
Различают внутрипластовую (внутрирезервуарную) и межпластовую (межрезервуарную) миграцию. Первая осуществляется по порам и трещинам, вторая – по разрывным нарушениям и стратиграфическим несогласиям.
По направлению различают боковую (латеральную) и вертикальную (нормальную) миграции.
По характеру движения и в зависимости от физического сотояния УВ выделяют молекулярную (движение в растворенном состоянии вместе с водой, диффузия) и фазовую (в свободном состоянии) миграцию.
По отношению к нефтематеринским толщам различают первичную и вторичную миграции. Первичная – процесс перехода УВ из пород в которых они образовались в коллекторы. Вторичная – миграция вне материнских пород.
Факторы первичной миграции: 1. Повышение давления вследствие образования больших объемов новых веществ; 2. Повышение температуры, обусловливающее увеличение объема нефти и газа; 3. Явление диффузии.
Перемещение УВ происходит в виде газового раствора.
Вторичная миграция нефти и газа может быть обусловлена гравитационным, гидравлическим и другими факторами. При вторичной миграции нефть и газ, попадая в коллектор, заполненный водой, стремятся занять наиболее высокое положение, иначе говоря, перемещаются вертикально вверх. Миграция флюидов по пластам-коллекторам в значительных масштабах становится возможной при наличии наклона пласта и перепада давления. А.Л. Козлов считает, что наклон пласта 2 м/км создает достаточные условия для перемещения нефти и газа под действием гравитационных сил, выражающегося во всплывании их в водонасыщенных породах.
Факторы вторичной миграции: 1. Гравитационный – перемещение нефти и газа вертикально вверх в водонасыщенных пластах. Необходимо наличие наклона пласта и перепада давления. Благодаря данному фактору возможно накопление нефти и газа в ловушках.
2. Гидравлический фактор – вода при движении в пластах-коллекторах увлекает за собой пузырьки газа и пленки нефти. Миграция нефти и газа также может происходить и в сорбированном состоянии в хорошо проницаемых породах. В процессе движения нефть и газ способны образовывать самостоятельные фазы. Дальнейшее их перемещение происходит за счет гравитационного фактора.
3. В плохопроницаемых породах основным фактором миграции является избыточное давление в подстилающих газонасыщеных толщах, обусловливающее диффузию газа.