геологии нефти и газа ответы

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Использование кристаллогидратов: опреснение морской воды, хранение газов, разделение двойных и многокомпонентных газовых и жидких смесей, транспорт природного газа.

15. Гетероэлементы в нефтях.

Помимо УВ в нефтях содержатся разнообразные соединения, зачастую имеющие в составе углерод или углеводородные циклы. Количество неуглеводородных соединений возрастает от легких нефтей к тяжелым. Эти вещества являются производными углеводорода, где одна или несколько групп заменены атомами кислорода, серы, азота, некоторых металлов – смолисто асфальтеновые компоненты нефти. По количеству этих компонентов нефти подразделяются:

1)Малосмолистые (1–10%)

2)Смолистые (10-20%)

3)Высокосмолистые (20-40%)

Смолы отличаются от асфальтенов несколько бОльшим содержанием водорода и меньшей молекулярной массой.

Фосфор – один из элементов органогенов нефти, количество возрастает с повышением сернистости нефти.

Кислород – в составе насыщенных жирных нафтеновых кислот (группа –COOH), кетонов, фенолов, эфиров, лактонов и ангидритов; содержание увеличивается с ростом температуры кипения.

Сера – присутствует в разных количествах; в качестве элементарной серы, коллоидного раствора, сероводорода, меркаптанов, но главная часть связана со смолами; основные группы сернистых соединений. Некоторые ученые считают, что образование сернистых соединений – результат реакции УВ с сероводородом; иные полагают, что часть сернистых соединений унаследована от исходного ОВ.

Ванадий и никель – гавнейшие из металлов, образующие комплексные соединения с органическими компонентами; большое содержание характерно для сернистых нефтей, в малосернистых – никелевые порфирины и (еще меньше) ванадиевые.

Азот – содержится в нефтях всегда (!); количество колеблется от 0,01 до 0,09%, реже – больше; Почти половина связана с органическими соединениями: пиридинами, хинолинами, нафтенохинолинами и тд – всего ок. 50 соединений. Порфирины являются производными хлорофилла.

16. Основные физико-химические свойства газов.

Именно физические свойства газа обуславливают их способность перемещаться по пористым и трещиноватым породам, просачиваться через более плотные породы; перемещаются растворенными в воде.

1)Растворимость газов (при небольших давлениях – до 5 МПа – подчиняется закону Генри, количество растворенного газа пропорционально давлению и коэффициенту растворимости; при неоднородных составах газа и высоких давлениях эта зависимость усложняется; зависит от температуры воды, химического состава газов)

2)Сорбция газов (может происходить и в атмосфере, и в гидросфере, и в литосфере; возрастает с увеличением молекулярной массы газа; связанная вода в ГП уменьшает ее сорбционные способности; окклюдированные газы – в виде пузырьков газа в кристаллическом веществе пород; эти процессы мало изучены (Г.Д. Лидин, В.Э. Вассерберг), т.к. они очень сложны и зависят от многих причин)

3)Миграция газов (любое перемещение его в земной коре, бывает различных видов) 3.1) Диффузия (возможна в любой среде; наиболее распространена д. через воду;

возрастает с повышением температуры)

3.1.1) Диффузия одного газа в другом (атмосфера, газовая залежь) 3.1.2) Диффузия газа в воде 3.1.3) Диффузия газа в твердом веществе

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

3.2) Фильтрация (движение газа через пористую среду под влиянием перепада давлений; в литосфере, закон Дарси)

3.3) Всплывание газов в жидкостях (в атмосфере может происходить всплывание легких в тяжелых; характеризуется разницей плотностей; в пористой осложнено, в трещиноватой – облегчено)

3.4) Турбулентное движение (характерно для нижних слоев атмосферы – ветры) 3.5) Перенос газов (в растворенном состоянии водами; важно при формировании

газовых скоплений)

17. Природные горючие ископаемые нефтяного ряда.

К ним относятся нефти и их производные, горючие газы, мальты, асфальты, асфальтиты, озокерит, битумоиды; входят состав каустобиолитов, которые в свою очередь, относятся к органогенным горным породам – биолитам. По М. К. Калинко – нафтиды. НАфтиды генетически связаны за исключением метана и керитов , взаимосвязаны. Соотношение по регионам меняется в зависимости от термобарических условий, происходящих в результате тектонических движений. Также влияют миграции более подвижных компонентов, растворение их друг в друге и в подземных водах, колебания состава отдельных компонентов при развитии процессов гипергенеза и катагенеза, переход из одних форм нафтидов в другие.

Нефть представляет собой вязкую жидкость темно-коричневого, чаще черного цвета, иногда почти бесцветную, жирную на ощупь, состоящую из смеси, состоящую из смеси различных УВ соединений, в природе разнообразны по консистенции – от жидких до густых, смолообразных.

Под термином битумы понимается большая группа природных органических веществ, образующих с нефтью непрерывные ряды, в которых наблюдаются переходы от жидких и вязких веществ к твердым. Классифицируются по содержанию масел и некоторым физическим свойствам на мальты, асфальты, асфальтиты, кериты, антраксолиты, озокериты, оксикериты (продукт выветривания асфальтовых битумов). В.А. Успенский и В.Н. Муратов выделяют еще гуминокериты (продукт выветривания оксикеритов), элатериты (продукты особого рода превращения алифатического УВ материала) и альгариты (продукты современной бактериальной переработки парафиновых УВ. Процессы образования природных битумов обычно однонаправленные, их распространение фиксирует те термобарические, гео-, биохимические условия, в которых оказались нефти или породы, обогащенные ОВ. Природные битумы широко распространены, почти в каждом нефтеносном регионе имеются битумсодержащие горизонты.

18. Конденсаты, их генезис.

Газовые конденсаты — жидкие смеси высококипящих углеводородов различного строения, выделяемые из природных газов при их добыче на газоконденсатных месторождениях. Генезис конденсатов, или «газорастворенных нефтей», пока еще недостаточно изучен. От нефтей конденсаты отличаются тем, что в них практически отсутствуют тяжелые фракции нефтей, почти все конденсаты выкипают до 350 градусов. В конденсатах преобладают циклогексановые УВ. Конденсаты называются светлыми нефтями. Плотность их 698-840 кг/м3. Не содержат смолисто-асфальтовых веществ. В составе конденсатов преобладают метановые углеводороды. Различают первичные, или исходные газоконденсатные скоплния и вторчные, новообразованные. Первичные конденсаты образуются в результате превращения исходного ОВ наряду с нефтями и газами. Вторичные конденсаты приурочены к газонефтяным системам и образуются при растворении легких фракций нефтей в сжатых газах при погружении структур и повышении пластовых давлений в нефтегазовых залежах.

19. Научное и практическое значение проблемы происхождения нефти и газа.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Необходимо различать сводовые поднятия унаследованного и инверсионного развития, так как для правильной оценки перспектив нефтегазоносности разреза выяснение условий формирования сводовых поднятий имеет первостепенное значение.

Известны сводовые поднятия с зонами нефтегазонакопления, сосредоточенными в основном лишь в их краевых частях, в местах сочленения с прилегающими впадинами (например, Центральное поднятие Пермской синеклизы США), а также сводовые поднятия, где зоны нефтегазонакопления развиты на периклинальных погружениях, в то время как сводовые части поднятий не содержат скоплений нефти и газа промышленного значения (свод Цинциннати в восточной части Северо-Американской платформы).

Для правильного выбора направления поисково-разведочных работ и методики их проведения выяснение условий формирования изучаемых впадин имеет большое значение.

Окислительно-восстановительный потенциал (Eh) и щелочно-кислотные условия среды осадка (рН) определяют соотношение элементов с переменной валентностью, и в зависимости от значения этих показателей происходит локализация или рассеяние элементов.

Поэтому генетическая классификация газов имеет преимущественно теоретическое значение, так как помимо образования газов в природе постоянно происходят процессы их разрушения, в результате которых вместо газообразных веществ получаются продукты, находящиеся в других фазовых состояниях.

Эта форма концентрации углеводородных газов имеет иногда промышленное значение, в Японии такие скопления эксплуатируются.

Одним из важных вопросов при изучении рассеянных углеводородных газов, имеющим большое значение для понимания геохимии газов, является пока еще мало изученный вопрос об их генетической природе.

Научное и практическое значение проблемы происхождения нефти и природного газа. Значение преимущественно глинистых отложений, образовавшихся в субаквальных

условиях и восстановительной среде, при формировании нефтематеринских свит было доказано. Микроорганизмы играют активную роль: в процессе распада ОВ в начальной стадии преобразования его в анаэробной обстановке; при создании в осадке геохимической обстановки с низкими отрицательными значениями окислительно-восстановительного потенциала, благоприятной для развития процессов преобразования ОВ осадка в направлении битумообразования; в качестве биокатализатора в процессе образования битумной части ОВ

осадка.

При образовании УВ из ОВ большое значение имеют каталитические свойства некоторых минералов, и в частности алюмосиликатов.

Для формирования нефтематеринских отложений большое значение имеют биологическая продуктивность водоема и скорость осадконакопления в нем.

Весьма важное значение для выяснения генезиса нефти и природных горючих газов имеют закономерности распределения разведанных запасов горючих ископаемых по стратиграфическим комплексам в планетарном масштабе.

20.Основные концепции происхождения Нефти и газа.

Концепции неорганического происхождения нефти.

Идея возможности неорганического происхождения нефти была выдвинута в XIX веке замечательным естествоиспытателем А.Гумбольтом. Позднее популярность неорганической теории была связана с авторитетом Д.И.Менделеева и с привлекательностью космических идей В.Д.Соколова. Позднее концепции неорганического происхождения развивались петербургским геологом Н.А.Кудрявцевым, киевским исследователем Б.Н.Кропоткиным, а также зарубежными учеными – К.Мак-Дерматом, Ф.Хойлем и др.

- В нашей стране наиболее широкую известность получила теория, сформулированная Д.И.Менделеевым, доложенная им в 1876 году в Русском химическом обществе. По его мнению, вода, проникая по разломам в глубинные недра Земли, вступает во взаимодействие с

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

карбидами металлов. Образовавшиеся при этом взаимодействии углеводородные пары по тем же разломам поднимаются в верхние части земной коры, где конденсируются, образуя скопления нефти.

В 1889 году в Московском обществе испытателей природы В.Д.Соколов доложил свою концепцию неорганического происхождения нефти. Это было время увлечения теорией космизма, начинал работать К.Э.Циолковский. Идеи единства вещественного состава Солнечной системы, естественных связей земного и небесного носились в воздухе. Сущность же теории сводилась к следующему:

1.Углеводороды возникают в космических телах на ранних стадиях их развития из углерода и водорода, количество которых во всех космических телах, в том числе и в Земле огромны.

2.Возникшие таким образом углеводороды на Земле поглощаются расплавленной магмой.

3.При остывании магмы и кристаллизации магматических горных пород, углеводороды отделяются от нее, и мигрируют по трещинам и разломам.

4.Попадая в верхние части литосферы, и конденсируясь, углеводороды дают основной материал для образования различных битумов.

Внастоящее время имеется много различных моделей неорганического происхождения нефти. Они основываются на следующих фактах.

- Многочисленные месторождения приурочены к зонам разломов.

- Встречаются месторождения в магматических и метаморфических горных породах.

- Углеводороды встречаются в веществе, извергающемся из вулканов, в ультраосновных породах (кимберлитах) алмазоносных трубках взрыва, в метеоритах и хвостах комет, атмосфере планет и в рассеянном космическом веществе.

Схематически неорганическая теория в современной интерпретации выглядит следующим образом. Источником углеводородов является вода и углекислый газ, которых в мантии содержится в 1 куб. м 180 кг и 15 кг соответственно (по данным Е.К.Мархинина). В присутствии закисных соединений металлов (главным образом закиси железа) образуются углеводороды. Высокие давления недр Земли подавляют термическую деструкцию сложных молекул углеводородов. По расчетам Э.Б.Чекалюка оптимальные глубины для синтеза, полимеризации и циклизации углеводородов из воды и углекислого газа составляют 100-200 км.

На эти аргументы можно возразить следующее:

1.Не все месторождения приурочены к зонам разломов.

2.В магматические и метаморфические горные породы углеводороды могли попасть из осадочных пород в результате миграции.

3.Углеводороды космоса и магматических проявлений существуют в единичных молекулах и совершенно незначительных примесях. Никто не спорит, что углеводороды образуются химическим путем. Однако крупные скопления таким образом сформироваться не могут.

Важным достоинством концепций неорганического происхождения нефти является ее оптимистичность. Количество воды и углекислого газа в мантии по человеческим меркам неисчерпаемо и это дает нам надежду на то, что ресурсы нефти и газа на Земле значительно больше разведанных сегодня, и продолжают пополняться, то есть теоретически безграничны.

Концепции органического происхождения нефти (исторический аспект).

Соображения об органическом происхождении нефти были сделаны в 1759 году М.В.Ломоносовым в работе «О слоях земных». Он полагал, что нефть образовалась из каменного угля под воздействием высоких температур. «…Выгоняется подземным жаром из приуготовляющихся каменных углей оная бурая и черная масляная материя и вступает в разные рассолы…». Первые эксперименты получения нефтеподобных продуктов из органического вещества животного происхождения были проделаны немецким химиком Г.Гефером, который нагревал животные жиры при повышенном давлении до температуры 320-4000.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Современная концепция органического происхождения нефти восходит к монографии И.М.Губкина «Учение о нефти». В соответствии с этой моделью, нефть образуется следующим образом:

Исходное вещество для образования нефти – органическое вещество морских илов, состоящее из животных и растительных организмов. Перекрывающие илы осадки предохраняют его от окисления. Погруженный на глубины до 50 м он перерабатывается анаэробными микробами. При погружении в глубокие недра горные породы, содержащие РОВ (рассеянное органическое вещество) попадают в область давлений 15-45 МПа и температур 60 - 150°. Такие условия находятся на глубинах 1,5 – 6 км. Под действием возрастающего давления нефть вытесняется в проницаемые породы (коллекторы), по которым она мигрирует к месту образования будущих залежей.

Отечественная нефтегазовая геология подтвердила положения И.М.Губкина. На основе прогнозов, сделанных на базе этой теории, развитой его многочисленными последователями, отечественная нефтегазовая геология долгие годы позволяла прогнозировать и открывать месторождения, что сделало Советский Союз ведущей нефтегазовой державой мира. Основные аргументы в пользу биогенного происхождения нефти следующие:

1.Приуроченность 99,9% промышленных скоплений нефти к осадочным породам.

2.Сосредоточение наибольших запасов в отложениях геологических периодов с наибольшей активностью биосферы.

3.Сходство элементного, и, главное, - изотопного состава живого вещества и нефтей.

4.Оптическая активность нефтей.

22.Фации и формации, благоприятные для образования нефтегазоматеринских отложений.

Понятие фации и формации характеризует накопление тех или иных комплексов. Характеристика осадочного чехлаПалеотектонический режим. Понятие фация появилась приблизительно в 1839-40г.А.Гресли впервые применил термин фация для обозначения изменений одновозрастных отложений в горизонтальном направлении и вертикальной последовательности.Под фациями понимается единство пород и обстановки их накопления. Проще говоря это литогенетические типы пород, которые зависели от палеогеографических условий и их отложений.

Формации-это комплекс отложений,характеризующиеся общностью Физ-геогр условий их образования. Следовательно фациальных анализ позволяет выявить обстановку осадконакопления,именно эта обстановка предопределяет образования или необразования нефти и газа.Иными словами фациальный анализ в комплексе с изучением истории геологического развития территории дает основу для научно обоснованного прогноза преспектив нефтегазоносности, том числе позволяет рассчитать уровень генерации у/в и дать оценку прогнозу у/в ресурсов.

ФАЦИИ НЕФТЕМАТЕРИНСКИЕ — единство обстановки седиментации и формирующихся в ней осадков, могущих при дальнейшем развитии литогенеза стать нефтематеринскими породами. Поскольку углеводородистое РОВ свойственно почти всем водно-осадочным отложениям (кларк Сорг в континентальном секторе осадочной оболочки составляет почти 0,7 %) и поскольку одним из обязательных компонентов этого РОВ является микронефть, которая в конце протокатагенеза и (или) в начале мезокатагенеза становится собственно нефтью, то с научно-теоретической точки зрения можно считать, что большая часть субаквальных пород является микронефтематеринскими,способными стать собственно нефтематеринскими. Разные типы РОВ обладают различным нефтематеринским потенциалом. Так, сапропелевый (алиновый) тип РОВ, богатый водородом, обладает высоким нефтематеринским потенциалом (выход микронефти — нефти может составить 10—30 % исходного РОВ), гумусовый (арконовый) — очень низким (но способен генерировать много метана).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

К Ф.н. относятся многие глинистые(кремнисто-глинистые, известково-глинистые, иногда с примесью алевритового материала) и карбонатные (известковые, доломитовые, мергелистые) осадки озер, внутренних и окраинных морей и периферических зон океана — шельфа, континентального склона и его подножия.Анаэробная обстановка в придонных слоях водоема (сероводородное заражение) не обязательна для возникновения Ф.н., но обычно способствует сохранению в осадках РОВ (восстановительная обстановка). Вопреки весьма распространенному мнению, что быстрая седиментация способствует сохранению РОВ, в действительности самые лучшие Ф.н. (например, доманиковые,баженовские, кумские и др.) представляют собой условия медленного накопления минеральных осадков, обычно разубоживающих фоссилизирующееся РОВ.

23.Совр.представление о преимущественно нефтематеринских и газоматеринских толщах осад.пород.

По доминирующему типу OB породы подразделяют на нефтематеринские, содержащие OB преимущественно сапропелевого и гумусово-сапропелевого типов, и газоматеринские с сапропелево-гумусовым и гумусовым OB. По степени реализации генерационных и эмиграционных возможностей выделяют: потенциально нефтегазоматеринские породы (где генерация углеводородов не сопровождается значительной эмиграцией), нефтегазопроизводящие (генерация и значительная эмиграция флюидов), нефтегазопроизводившие (генерационные и эмиграционные возможности исчерпаны). Реализация генерационных способностей сапропелевого OB и эмиграция нефтеподобных флюидов из нефтегазоматеринских пород завершается при более мягких термобарических условиях, чем процесс генерации газообразных углеводородов в гумусовом OB. Признаками вступления пород в главную зону нефтеобразования (стадия мезокатагенеза с t от 60-80 до 160170°С) служат: появление в них следов отделения от генерирующего OB и перераспределение в поровом пространстве нефтегазоматеринских пород битумоидов, разброс значений битумоидных коэффициентов, повышение верхнего предела их величины, сдвиг в составе битумоидов в сторону усиления сходства с нефтью и ряд других признаков. Показателями активности генерационных и эмиграционных процессов в нефтегазоматеринских породах являются также катагенетические трансформации состава OB и его керогеновой части. Количество выделившихся из объёмной единицы нефтегазоматеринских пород нефтегазовых флюидов определяется типом, количеством, составом, глубиной и направленностью преобразования заключённого в них OB. В условиях главной зоны нефтеобразования из нефтематеринских пород выделяется жидких углеводородов до 200 кг/т OB; из газоматеринских

— на порядок меньше.

24.Нафтеновые и ароматические углеводороды

Нафтеновые у.в. содержатся в составе нефтей в значительных количествах,они представляют собой углеводороды циклического строения.Нафтены состоят из нескольких групп-CH2-,соединенных в замкнутую систему.Для нефти характерны нафтены,состоящие из 5 или 6 групп -CH2- .ЭТО циклопентан или циклогексан. Ароматические у.в. достаточно широко представлены в нефтях.Они имеют циклическое строение.Простейший представилеьбензол,состояший из 6 групп СH. В бензольном кольце углеродные атомы связаны друг с другом двойными и простыми связями,расположено поочередно.

2-й тип вопросов

1)Основные закономерности размещение нефти и газа в земной коре.

В размещение нефти и газа в земной коре существуют следующие зональности: вертикальная (глубинная), геоструктурная (связанная с особенностями строения и геологической историей развития крупных геоструктурных элементов платформенных и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

складчатых территорий) и литолого-стратиграфическая, обусловленная литолого-фациальными особенностями и палеогеографическими условиями накопления отложений, участвующий в строении продуктивных пластов. В некоторых регионах отмечается также латеральная зональность (площадная). Фактические данные по некоторым нефтегазоносным провинциям показывают, что в разрезе литосферы до глубины 700 м скапливается газ, от 700 до 6 тыс. м нефть, а иногда до 7 тыс м обнаруживаются как нефтяные, так и газовые и газоконденсатные скопление (глубже 6 тыс. м в основном скапливается метановый газ). Факторы глубинной зональности: режим тектонических движений, фациональные особенности осадков, состав исходного ОВ, древние и современные термобарические условия, характер миграции и аккумуляции УВ и т. д. Геоструктурная зональность: положительные геоструктурные элементы характеризуются преимущественно развитием зон газонакопления, а отрицательные – зон нефтенакопления. В геоструктурном отношении нефтегазоносные провинции приурочены на платформах к внутриплатформенным и краевыем впадинам, сводовым и линейно вытянутым поднятиям и авлакогенам, а в переходных и складчатых регионах – к предгорным и межгорным впадинам, срединным массивам. Зоны преимущественного нефтегазонакпления тяготеют к областям устойчивого и унаследованного прогибания, а зоны преимущественно газонакопления наоборот. Литолого-стратиграфическая зональность: регионально нефтегазоносные комплексы, представленные континентально-угленосными толщами, обогащенным гумусовым ОВ, характеризуются преимущественной газоносностью, а морские отложения, содержащие сапропелевое ОВ генерируют нефть. Латеральная (площадная) зональность: зоны преимущественного газонакопления располагаются в центральных наиболее погружённых частях впадин, а зоны преимущественно нефтенакопления тяготеют к её бортам или приподнятым тектоническим элементам.

2. Представление о дифференциальном улавливании УВ в процессе их миграции и формирований залежей.

Нефть и газ при миграции в свободной фазе перемещаются в пласте-коллекторе в направлении максимального угла восстания пласта. В первой же ловушке, встреченной мигрирующими газом и нефтью, будет происходить их аккумуляция и в результате образуется залежь. Если нефти и газа достаточно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции, то первая ловушка заполнится газом, вторая может быть заполнена нефтью и газом, третья — лишь нефтью, а все остальные, расположенные гипсометрически выше, могут оказаться пустыми (содержать воду). В этом случае происходит так называемое дифференциальное улавливание нефти и газа. Теория дифференциального улавливания нефти и газа при миграции их через цепочку сообщающихся друг с другом ловушек, расположенных одна выше другой, была разработана советскими учеными В.П. Савченко, С.П. Максимовым. Независимо от них принцип этот был сформулирован и канадским геологом В. Гассоу. Необходимое условие для дифференциальном улавливании УВ является миграция УВ в свободном состоянии в виде струи нефти и газа, а также превышение давления насыщения газа надо пластовым давлением. Совершенно иная картина наблюдается, если миграция УВ происходит в растворённом состоянии. Так как жидкие УВ растворяются хуже, чем газообразные, первой из растворов должна выделятся нефть, которая заполнит нижнюю ловушку. В дальнейшем по мере снижения пластовых давлений и температуры наряду с жидкими УВ будут выделятся и газообразные и поэтому в следующей ловушке будут аккумулироваться нефть и газ, а ещё выше только газ.( размещение по принципу гравитационного разделения флюидов)

3.Растворимость жидких и газообразных УВ в подземных водах.

Фактическая газонасыщенность подземных вод нефтегазоносных бассейнов изменяется в широких пределах. Хорошо изучена газонасыщенность подземных вод до глубин 3 — 4 км, где она обычно составляет 1—5 м3/м3 реже более. С глубиной возрастают температура и давление и, следовательно, увеличивается газоемкость подземных вод. Минерализация снижает

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

растворимость газов, однако с глубин 3 — 4 км и менее появляются маломинерализованные щелочные воды, что резко сказывается на газоемкости вод. Особенно высокой газонасыщенностью характеризуются подземные воды зон АВПД с низкой минерализацией. Видно, что с ростом давления растворимость углеводородных газов в подземных водах становится уникальной.

Значительное повышение растворимости УВ в подземных водах с ростом давлении весьма важно для объяснения процессов эмиграции УВ, так как главным агентом первичной миграции являются поровые растворы материнских пород. Но поровые растворы испытывают не гидростатическое, а горное давление. Благодаря высокому поровому давлению газоемкость подземных вод становится значительной уже на малых глубинах и существенно возрастает в зоне мезокатагенеза. Повышению внутрипорового давления способствуют процессы литогенеза, генерация жидких и газообразных УВ, более быстрый рост горного давления по сравнению с оттоком поровых вод Высокое поровое давление приводит, с одной стороны, к поглощению поровыми кодами огромных объемов УВ, и с другой - к микроразрывам горных пород, к образованию системы микро- и макротрещин, по которым флюид (нефть, газ, вода) струйно мигрирует в коллектор.

Растворимость УВ в воде с ростом минерализации снижается почти на порядок. Но связанные воды мало минерализованные, и минерализация их тем меньше, чем прочнее связь вода — порода. Следовательно, в процессе литогенеза прогрессивно снижается минерализация поровых вод и возрастает их способность расширять УВ.

С ростом температуры повышается растворимость УВ. Но роль температуры проявляется не только в повышении растворимости УВ, но и в снижении адсорбционной емкости пород. Установлено, что при 374° С взаимная растворимость УВ и воды становится неограниченной: образуется однородный водогазонефтяной раствор — флюиды находится в надкритическом или близком к нему состоянии. Существенное повышение растворимости УВ с ростом давления и при снижении полярности воды делает реальным допущение, что состояние взаимной растворимости в системе поровая вода «УВ наступает при более низкой температуре и, следовательно, на относительно небольших глубинах. Все это позволяет очень высоко оценивать роль водной эмиграции жидких и газообразных УВ в широком интервале глубин.

Миграция нефти в жидкодисперсном состоянии. Проблема миграции нефти в жидкодисперсном состоянии давно привлекала внимание исследователей. Растворимость УВ возрастает с увеличением концентрации солей органических кислот.

4.Переформирования и разрушения залежей нефти и газа и факторы их обуславливающие.

Некоторые факторы, вначале обусловливающие формирование залежей нефти и газа, со временем начинают играть отрицательную роль, приводя к их разрушению. Тектонические движение, способствующие миграции и аккумуляции УВ, при усилении могут в дальнейшем привести к эрозии нефтегазосодержащих комплексов, а следовательно, к частичному или полному разрушению залежей нефти и газа. Наиболее часто разрушению залежей способствует раскрытие ловушек, эрозионные, геохимические (биохимические) и гидродинамические (гидрогеологические) процессы, дегазация нефтей, а также глубокий метаморфизм породколлекторов и содержащих в них нефтей на больших глубинах. Вследствие дифференцированных подвижек блоков фундамента на отдельных этапах развития некоторые локальные структуры раскрывались. Залежи нефти и газа в таких структурных ловушках древнего заложения в результате изменения прежнего структурного плана подверглись частичному или полному разрушению или переформированию. При раскрытии ловушек нефть и газа перемещаются по региональному восстанию слоёв, и если они не встретят на своём пути новые герметичные структурные или другие формы, способные играть роль ловушек, то будут выходить на поверхность образуя в результате разрушения нефти скопление асфальта. Такую же роль играют разрывные нарушения и эрозионные процессы, обуславливающие выходы пород, содержащих нефть и газ, на дневную поверхность. В ряде случаев причиной разрушения

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

залежей ялвляется гидродинамическая активность подземных вод, вымывающих УВ из малопродуктивных и слабовыраженных ловушек. По данным А.А. Карцева условием для сохранения залежей от механического разрушения водой является неравенство Q<а, где Q- угол наклона водонефтяного или газонефтяного контакта, а – угол падения пласта на крыле ловушки. Существенно значение имеет также разрушение газовых, в некоторых случаях нефтяных залежей, вследствие растворение УВ в подземных водах.

5.Методы определения времени формирования залежей.

Для определения времени аккумуляции УВ в ловушках применяются различные методы, среди которых заслуживают внимания следующие: а)палеотектонический анализ, позволяющий определить время возникновения ловушки, к которой приурочены залежи нефти и газа; б)гелий-аргоновый метод определения возраста газов и их ассоциаций; б) определение глубины образования нефтяной залежи по «замороженному» давлению насыщения нефти газом; в) определение объёма газа в ловушке с помощью использования законов газового равновесия; г)изучение изменений вмещающей способности палеоловушек во времени; д) определение времени цементации и развития вторичной пористости коллектора; е) использование данных по избыточным давлениям в нефтяных и газовых залежах; а также диффузивнохроматографический способ определения возраста залежей нефти и газа. Наиболее надёжен метод палеотектонического анализа, позволяющий определить нижний возможный предел времени формирования ловушки, раньше которого залежь не могла сформироваться. Гелийаргоновый метод весьма приближённого определения возраста газов и газовых ассоциаций основан на определении отношения гелия, образующийся в результате радиоактивных процессов, к аргону в основном воздушного генезиса. Метод «замороженного» давления насыщения нефти газом предполагал, что нефтяная залежь не могла образоваться при пластовых давлениях ниже упругости растворённых в ней газов. Зная давления насыщения нефти газом в настоящее время, можно также приближённо определить глубину, на которой находилась данная ловушка в момент образования в ней залежи, а следовательно, исходя из палеотектонического анализа определить приближенно и время её формирования.

6. Механизм формирования залежей нефти и газа.

Миграция – это перемещение в осадочной оболочке. Путями миграции служат поры, трещины, каверны, а также поверхности наслоений, поверхности разрывных нарушений.

Нефть и газ при миграции в свободной фазе перемещаются в пласте-коллекторе и в первой же ловушке, встреченной ими, будет происходить их аккумуляция, и в результате образуется залежь.

Если же нефти и газа достаточно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции. То первая заполняется только газом, вторая – может нефтью и газом, третья – лишь нефтью. В этом случае происходит так называемая дифференциация нефти и газа (смотри вопрос дифференц. Улавливание УВ).

Необходимое условие образования залежи – наличие над пластами-коллекторами непроницаемых, или слабопроницаемых пород – флюидоупоров и замкнутых структур. Именно наличию покрышек кунгурской соли (нижняя пермь) обязаны своей сохранностью гигантские залежи газа, конденсата и нефти в массивных карбонатных резервуарах по периферии Прикаспийской синеклизы. Но чаще роль покрышек играют глины.

В зависимости от того, образовались ли скопления нефти и газа в пределах нефтегазоматеринских свит или за пределеми последних, выделяются первичные и вторичные залежи. Если при формировании первичных залежей основную роль играет внутрирезервуарная (латеральная) миграция, то вторичные залежи образуются в результате вертикальной (межформационной) миграции УВ из нефтегазоматеринских свит главным образом в нефтегазосодержащие отложения другого стратиграфического комплекса. Также важное значение имеет струйная миграция при формирования залежей. Капли нефти и пузырьки газов, при наличии свободной фазы, могут образовать струи, которые в силу

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

плавучести будут стремится к гипсометрически наиболее приподнятому участку природного резервуара. Если на пути мигрирующих УВ окажутся ловушки, то может сформироваться локальное скопление нефти и газа.

Чаще всего ловушками служат антиклинальные складки. Такие ловушки называют традиционными. Все остальные – нетрадиционные, хотя это название устарело. В настоящее время, все чаще объектом добычи становятся залежи в неантиклинальных ловушках - рифогенных, литологических, стратиграфических. В последнее время внимание привлекают так называемые жильные залежи, связанные с

зонами трещиноватости.
Так	же	как	и	для	ловушек		существует
понятие традиционных и нетрадиционных залежей. В					широком	смысле	слова,	к

нетрадиционным относятся залежи в неантиклинальных ловушках, в негранулярных коллекторах, а также те, в которых запасы оказываются трудноизвлекаемыми для современных методов разработки.

7. Понятия о фациях и формациях.

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.

Нефтегазоносные формации в платформенных, геосинклинальных провинций и провинций переходного типа: песчано-глинистые и карбонатные(для древних платформ), песчано-глинистые угленосные, песчано-глинистые глауконитовые, реже карбонатные и карбонатно-терригенные (для молодых платформ), угленосные, карбонатные, терригеннокарбонатные (для геосинклинальных и переходных областей).