2.Классификации органического вещества. Битумоиды и битумоидный коэффициент. (По Мясниковой).
Органическое вещество (O.в.) - комплекс соединений, возникших прямо или косвенно из живого вещества или продуктов его жизнедеятельности; присутствует в качестве обязательного компонента в горных породах. O.в. находится в твёрдом (уголь, сланцы, твёрдые битумы), жидком (нефть, жидкие битумы) и газообразном (парообразном) состоянии (газ и газоконденсат).
B горных породах о.в. находится в виде:
автономных, обладающих собственной формой и. размерами включений диаметром 0,001-0,01 мм (дисперсное о.в.), 0,01-1 мм (микродетрит) и свыше 1 мм (макродетрит);
в сорбированном состоянии на поверхности и внутри кристаллич. решётки минеральных компонентов пород;
в химической связи c минеральными компонентами пород.
Битумоиды - органические вещества, извлекаемые нейтральными органическими растворителями.
В число растворителей, извлекающих битумоиды, входят петро-лейный эфир, бензол, хлороформ, ацетон, этиловый эфир, спирто-бензол, четыреххлористый углерод, сероуглерод и др. Для того чтобы вещество относилось к битумоидам, достаточно его растворимости в какой-либо одной из этих жидкостей.
Битумоидная фракция по своему составу довольно неопределенна. Битумоиды, извлекаемые одним растворителем, количественно и качественно отличаются от битумоидов, извлекаемых другими растворителями. Коэффициент и з в л е к а е м о с т и, представляющий отношение суточного экстракта к общему итоговому и характеризующий степень связанности битумов с породой (оказалось, что этот коэффициент растет с глубиной).
Формы нахождения битумоидной фракции в органическом веществе осадочных образований и соотношения этой фракции с остальной частью органического вещества могут быть: 1. битумоидная фракция может составлять всю массу органического вещества — битумоид миграционного происхождения. 2. битумоиды могут составлять какую-то долю органического вещества и образовывать внутри него пространственно обособленную часть-сингенетичного битумоида. 3, битумоидная фракция может быть тонко диспергирована среди остальной органической массы.
Битумоидный коэффициент.
Н. Б. Вассоевич ввел понятие «битумоидного» коэффициента - это отношение количества углерода, приходящегося на битумоидную фракцию, ко всему органическому углероду в породе, умноженное на 100.
По В. А. Успенскому при средней степени катагенеза для органического вещества гумусового типа выход хлороформенного экстракта составляет 0,5—2,5%, для сапропелевого типа 5—7% и более (до 15%). Однако с дальнейшим повышением степени катагенеза выход битумоидов обычно снижается. В древнечетвертичных отложениях по материалам В. В. Вебера выход битумоидов из породы и битумоидный коэффициент с глубиной погружения возрастают.
3. Критерии нефтегазоносности: региональные, зональные, локальные, структурно-тектонические, термобарические и энергетические факторы, влияющие на формирование залежей.
Большая роль в распределении нефти и газа и горючих полезных ископаемых принадлежит тектоническим факторам, образованием многочисленных бассейнов в MZ. 2-й фактор: трансгрессии и регрессии моря (глобальные); изменение климата (оледенение и потепление), инверсии магнитного поля Земли, гравитации магнитного, электрического поля Земли. Все эти процессы обусловили периодичность нефтегазообразования.
Тектонические критерии нефтегазоносности.
На нефтегазоносность влияют как глобальные, региональные, так и локальные факторы. Глобальный фактор – спрединг, субдукция (движение плит), дрейф континентов, эпохи и фазы складчатости, в течении которых одни участки поднимаются другие опускаются. Очень важным для нефтегазообразования являются новейшие тектонические движения на заключительном этапе формирования.
Главным критерием является устойчивое прогибание территории и амплитуда прогибания.
Тектонические факторы – процессы, которые идут на уровне планеты, отдельных осадочных бассейнов и зон. На нефтегазоносность влияют: 1. морфологические формы, 2. характер движения (гозинтал. и вертикал);
Наиболее благоприятные морфологические формы – своды, мегавалы. Наименее – прогибы.
Каждая структура как +, так и – имеет залежи нефти, но максимальная плотность ресурсов и запасов приурочена к + элементам 1 и 2 порядка. Сегодня элементы 2 и 3 порядка рассматриваются как зоны аккумуляцииции, а впадины – зоны миграции. Сегодня в Зап.Сибири все гиганты открыты на сводах и мегавалах (Красноленинский, Сургутский своды, Уренгойский, Ямбургский мегавалы). Во впадинах открываются крупные месторождения, но гигантов нет.
В структурах 2 порядка различают 4 типа истории развития: Непрерывный (наиболее благоприятны), Инверсионный (неблагоприятен), Возрожденные, Погребенные.
Тектонические движения благоприятны и восходящие и нисходящие. Прогибание обуславливает быстрое захоронение О.В. и, следовательно. накопление нефти. Чем быстрее прогибание бассейна, тем больше отложений.
Подъемы приводят к выделению газа в свободную фазу и образованию залежей, к образованию суперкавернозных коллекторов, к росту отдельных поднятий и ловушек.
Горизонтальные движения (спрединг, субдукция, дрейф континентов) участвуют в формировании ловушек, зон нефтегазонакопления.
Субдукция – надвигание литосферных плит, образуются крупные ловушки, высокие температуры (способствует интенсивной генерации УВ), высокие амплитуды структурных ловушек, которые возникают в процессе дробления и сжатия, образование разломов, которые являются экраном и образует пути миграции. В местах субдукции наблюдается как интенсивное образование УВ, так и разрушение сформировавшихся УВ.
Спрединг – раздвижение и прогибание, огромная скорость седиментации, большие мощности осадков, хорошая температура. Форм-ся рифт.зоны. По разломам, ограничивающим рифты, происходит поступление из мантии тепла, нужного для генерации УВ.
Надвиги – когда горы надвигаются на платформы и образуются поднадвиговые залежи, у нас в ЗС это встречается в палеозойских отложениях.
Погружение на слишком большую глубину (более 6 км) – отрицательный фактор (залежь разрушается, нефть превращается в кокс итд), долгое нахождение на глубине менее 300м. влечет к разрушению ОВ микроорганизмами.
Дрейф континентов - движение плиты по остаточной намагниченности, (бассейны Аравийского п-ва). Дрейф был как в северном направлении, так и в южном (в юре на юг, в триассе – на север). Максимальное же нефтеобразование приходится на эпохи пониженной скорости движения и изменения знака движения.
Термобарические условия
Термобарические условия характеризуют, прежде всего, температура и давление.
Температура является необходимым условием всех геологич. процессов в т.ч. генерации УВ. Температура влияет на интенсивность генерации УВ из О.В., ускоряет все процессы, влияет на коллекторы. Абсолютные значения температуры в пласте замеряются термометром. Вычисляются такие параметры: геотермический градиент - изменение температуры на 100м. Геотермическая ступень – которая показывает через сколько метров изменяется температура. Тепловой поток - произведение геотермического градиента и теплопроводности пород, измеряется Вт* м2.
Давление. Начальное пластовое давление Рпл.нач - давление в нефтяной газовой залежи, которое фиксируется при вскрытии водоносных, нефтеносных, газоносных пластов. Геостатическое давление (горное) – давление веса вышележащих горных пород. Геотектоническое давление – давление, создаваемое при деформации горных пород. Гидростатическое давление – давление, создаваемое весом столба жидкости.
Причины АВПД: высокое геостатическое давление, низкое гидростатическое давление, наличие связи с вышележащими пластами, имеющими высокое пластовое давление, подъем залежи с высоким пластовым давлением на более высокие гипсометрические отметки за счет тектонических движений, либо опускания, либо поднятия земной поверхности. АВПД способствует раскрытию трещин, разуплотнению пород, улучшению коллекторских свойств, но с ним трудно бурить.