Шпоры по геологии нефти и газа (3). 1. Метановые Углеводороды

• Название: 1. Метановые Углеводороды
• Анкор: Шпоры по геологии нефти и газа (3).docx
• Дата: 25.12.2017
• Размер: 1.29 Mb.
• Имя файла: Шпоры по геологии нефти и газа (3).docx
• Тип: Документы; #12972
• страница: 4 из 7

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.

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 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.
   

В настоящее 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.

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 чехла- Палеотектонический 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 С_орг 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).

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 160-170°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 представилеь-бензол,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 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)