Основы геологии. Федеральное агентство по образованию ЮжноРоссийский государственный технический университет (нпи)

• Название: Федеральное агентство по образованию ЮжноРоссийский государственный технический университет (нпи)
• Анкор: Основы геологии
• Дата: 30.09.2019
• Размер: 0.52 Mb.
• Имя файла: Основы геологии.doc
• Тип: Литература; #88107
• страница: 2 из 4

Рис 2. Структура РАО «Газпром»

В настоящее время в стране имеется 7 газодобывающих регионов: Северный, Северо-Кавказский, Поволжский, Уральский Западно-Сибирский Дальневосточный Распределение запасов газа по регионам: Европейской части страны – 10,8%; Западно-Сибирский регион – 84,4%, Восточно-Сибирский и Дальневосточный регионы – 4,8%. Запасы природного газа в России составляют около 33% мировых.
1.2. Основные проблемы нефтегазовой промышленности России.

Несмотря на ведущую роль нефтегазовой промышленности в экономике России и громадные капиталы, вкладываемые в эту промышленность на пути ее развития проявляются большие трудности. Ряд объективных и субъективных трудностей тормозят и осложняют добычу углеводородного сырья.

1. Значительно возросла степень выработанности месторождений по регионам России. На Северном Кавказе в разработку вовлечено 91,0% разведанных запасов, а выработанность месторождений составила 81,5%. Аналогичная ситуация сложилась в Урало-Поволжском регионе, вовлечено в эксплуатацию 88% и выработано 69,1% запасов нефти. В республике Коми соответственно 69,0% и 48,6%, в Западной Сибири 76,8% и 33,6%.

2. 
   Сократился прирост запасов нефти за счет новых открытых месторождений. Из-за развала геолого-разведочных организаций в период перестройки и резкого сокращения финансирования геолого-разведочных организаций уменьшились объемы геофизических работ и поисково-разведочного бурения. Это привело к снижению числа новых открытий месторождений. В 1986-90 годах запасы нефти новых открытых месторождений составляли 10,8 млн. т., а в 1991 годах прирост составил только 3,8 млн. т.
   
3. 
   Велика обводненность добываемой нефти, это значит что при добыче нефти возрастают объемы попутно добываемой загрязненной воды.
   
4. 
   Сказываются организационные издержки перестройки. Старое жесткое централизованное управление отраслью была ликвидировано, а новое создается с большими трудностями и ошибками. Техническое оснащение промыслов устарело и требует замены, в тоже время возникший дисбаланс цен на нефть и на новое техническое перевооружение затруднил закупку новой техники.
   
5. 
   Сказываются многочисленные просчеты, допущенные в прошлые годы. В 70 годах запасы нефти в нашей стране считались неисчерпаемыми и снизилось финансирование отрасли. Крупнейшие запасы сахалинской нефти, имеющие огромный рынок сбыта в Азиатско-Тихоокеанском регионе, практически не осваивались. Значительная часть доходов нефте-газовой промышленности уходила на закупку продовольствия и изделий легкой промышленности, на поддержание видимости благополучия в СССР.
   
6. 
   В отличие от многих других нефтедобывающих стран, добыча нефти и газа в России осуществляется в тяжелейших климатических условиях, гигантские газовые месторождения полуострова Ямал расположены за полярным кругом.
   
7. 
   Легко разведуемые, малоглубинные месторождения нефти и газа в большинстве своем уже найдены и отработаны. В связи с развитием глубинного бурения и необходимостью разведки нефти и газа на глубинах 4-6 км значительно возросла стоимость поисковых, разведочных и эксплуатационных работ на нефть и газ.
   
8. 
   В перспективе поиски и разведка новых месторождений в труднейших условия шельфа Северного Ледовитого океана, Охотского моря. Развитие морской нефтедобычи требует принципиальной перестройки этой отрасли промышленности и больших капиталовложений.
   

К 1995 году формирование новой структуры нефтяной промышленности в России в основном было завершено. Большая часть государственных предприятий нефтяного комплекса перешла в собственность акционерных обществ. Сведения о составе крупнейших нефтяных компаний России приведены на рис. 1. Сведения о структуре газодобывающих предприятий Росси приведены на рис. 2.

2. Из чего состоят нефть и газ, и каковы их свойства

2.1. Химические элементы и соединения в нефтях и горючих газах

Нефть и природный газ – углеводороды, уникальные полезные ископаемые, ценность которых обуславливается особенностями их химического состава, строения и физическими свойствами.

Нефть – это маслянистая горючая жидкость, обладающая специфическим запахом, обычно коричневого цвета с зеленоватым и другими оттенками, иногда почти черная, редко –светлая. Элементарный состав нефтей довольно прост. Они состоят главным образом из углерода 79,5-87.5% и водорода 11,0-14,5% от массы нефти. Кроме них в нефтях присутствуют еще три элемента – сера, кислород и азот (гетероэлементы). Их общее количество обычно составляет 0,5-8%. В незначительных количествах (не более 0,02-0,03%) в нефтях встречаются также металлы – ванадий, никель, железо, алюминий, медь, магний, барий, стронций, марганец, хром, кобальт, молибден, бор, мышьяк, калий, натрий, йод, цинк, кальций, серебро галлий и др. Указанные элементы образуют различные классы химических соединений из которых и состоит нефть.

Нефть всегда легче воды, ее плотность изменяется в широких пределах от 0,76 до 0,99 г/см³, чаще всего составляет 0,80-0,87 г/см^3. Очень редко встречается нефть с плотностью 1,0 г/см³и даже 1,03-1,04 г/см³. В соответствии с плотностью меняется, как правило, и вязкость нефти от 1,41 до 660 мПа.с, легкие нефти обычно маловязкие, средние по плотности нефти – вязкие и очень вязкие, существуют и полутвердые нефти. Плотность и вязкость нефти зависят от многих факторов, в первую очередь от температуры и количества растворенных в ней газов. Поверхностное натяжение у нефти (17-28 дин\см²) почти в три раза меньше чем у воды, вследствие чего вода всегда вытесняет нефть из мелких пор в крупные. Нефть не проводит электрический ток и является диэлектриком. На этом свойстве основаны электрометрические методы установления нефтеносных пластов в разрезе вскрытом буровой скважиной.

Температура кипения нефти колеблется в широких пределах – от 70 до250⁰С. Примечательной особенностью нефти является ее способность растворять огромное количество углеводородных газов до 400м³ на 1 м³ и самой растворяться в них – до 400 г. нефти в 1 м³ газов (в зависимости от величин давления и температур).

Нефть обладает максимальной для минеральных топлив теплотворной способностью –42000 кДж/кг (торф – 10500-14700, каменный уголь –21000-30240, антрацит 27300-31500 кДж/кг), поэтому она широко используется как энергетическое сырье.

Молекулярный вес нефти обычно колеблется в пределах 240-290, иногда превышает эту величину. Нефть может люминисцировать, т.е. светиться под ультрафиолетовыми лучами, вращать плоскость поляризации светового луча.

В нефти и горючих газах углерод и водород содержатся в виде удивительнейших и огромнейших групп соединений – углеводородов, характеризующихся исключительным разнообразием, изменчивостью состава и строения и широким распространением особенно в растительных и животных организмах. Химический состав нефти полностью не выяснен, но уже установлено 425 углеродных соединений, каждое их которых, в свою очередь, является исходным для более сложных соединений.

По соотношению углерода и водорода углеводороды разделяются на три большие группы: 1) парафиновые (метановые), или насыщенные, в химии чаще всего, выделяемые под названием алканов; 2) нафтеновые (цикланы) или полиметиленовые; 3) ароматические (арены). В зависимости от присутствия в нефтях различных типов углеводородов выделяются следующие классы и проме6жуточные типы нефтей: метановые, метаново-нафтеновые, нафтеновые, нафтеново-ароматические и ароматические.

Парафинистые углеводороды имеют общую формулу С_nH_2n+2 . Первые члены этой группы – газы: метан СН ₄, этан – С₂ Н₆ , пропан – С₃ Н₈ и бутан С₄Н₁₀ . Цепочка соединенных друг с другом атомов углерода может быть прямой или разветвленной, образуя молекулы нормальные и изостроения (изомеры). Изомеры имеют одинаковый состав, но различаются по строению и свойствам. Так температура кипения нормального бутана 0,5 ⁰С, а изобутана 10,2 ⁰С. Парафинами называется смесь углеводородов метанового ряда с молекулярной массой от 240 и выше. Содержание парфиновых углеводородов в нефтях колеблется от долей процента до 20% и больше. В зависимости от молекулярной массы и химической структуры метановые углеводороды находятся в газообразной, жидкой или твердой фазах. Первые четыре члена ряда (метан, этан, пропан, бутан) при нормальных условиях – газы, углеводороды от пентана (С₅Н₁₂) до пентадекана (С₁₅Н₃₂) при тех же условиях – жидкости, а от гексадекана (С₁₆Н₃₂) – твердые вещества.

Нафтеновые углеводороды имеют общую формулу С_n Н_2n Молекулы нафтеновых углеводородов состоят из нескольких метиленовых групп – СН₂ , соединенных в замкнутое кольцо или цикл. Такие углеводороды называют еще полиметиленовыми или цикланами. Молекулы могут состоять из одного, двух и более метиленовх колец. Нафтеновые углеводороды также имеют изомеры.

Ароматические углеводороды имеют общую формулу С_n Н_2n-m , где n начинается с 6, m может быть выражено четными числами, начиная с 6 и выше. В отличие от молекул нафтенового и ароматического рядов в ароматическом кольце атомы углерода через один соединены не одинарными, а двойными связями. Самое простое строение имеет бензол с С₆ Н₆ , остальные известные углеводороды являются по сути производными бензола. Ароматические углеводороды могут состоять из двух и более бензольных колец.

Товарные качества нефти определяются содержанием легких и тяжелых углеводородов, составом жидких и твердых углеводородов. Содержанием парафина, серы смолистых веществ, наличием примесей. По содержанию парафина различают нефти: безпарафинистые (с содержанием парафина менее 1%), слабопарафинистые (1-2%) и парафинистые (более 2%). По содержанию серы нефти подразделяются на малосернистые (серы менее 0,5%) и сернистые (более 0,5%). По содержанию смол различают нефти малосмолистые (до 5%), смолистые (5-15%) и высокосмолистые (свыше 15% смол).

Кроме жидких углеводородов нефти содержат также растворенные в них газообразные и твердые углеводороды. При извлечении нефти из глубоких недр на поверхность из нефти выделяются растворенные газы и частично твердые углеводороды нормального строения со слабокислотными свойствами – парафины.

Главную массу неуглеродных соединений в нефтях составляют асфальтово-смолистые компоненты. Это – темноокрашенные вещества, содержащие помимо углерода и водорода кислород, азот и серу. Они представлены смолами и асфальтенами. Смолистые вещества заключают около 93% всего кислорода нефтей. Кислород в нефтях встречается в связанном состоянии в составе нафтеновых кислот С_n Н_2n-1 (СООН) (около 6%), фенолов, жирных кислот и их производных. Содержание смол в нефтях может достигать 60% от массы нефти, асфальтенов 16%.

Фракционный состав нефти определяется при разделении соединений по температуре кипения. Фракцией (дистиллятом) называется доля нефти, выкипающая в определенном интервале температур. Началом кипения фракции считают температуру падения первой капли сконденсировавшихся паров. Концом кипения фракции считают температуру, при которой испарение фракции прекращается. Так, бензины вскипают в пределах 35-205 ⁰С, керосины 150-315⁰С, дизельные топлива – 180-350 ⁰С, масла - 350 ⁰С и выше

Производные нефтей. Твердые производные нефти образовались за счет окисления ее кислородом воздуха при приближении ее к земной поверхности.

Продукты изменения нефтей с нафтеновым основанием подразделяются на три группы: асфальтов, асфальтитов и керитов. К первой группе относят мальты и асфальты. Мальты – это черные очень густые смолистые нефти, они богаты серой и кислородом, пахнут сероводородом. Асфальты представляют собой, буро-черные или черные вязкие слегка эластичные или твердые аморфные вещества с плотностью болше 1, они плавятся при температурах 90-100⁰С. Асфальт иногда скапливается на поверхности в углублениях, образуя асфальтовые озера, или в больших и малых трещинах в горных породах, образуя жильные залежи, или заполняют поры терригенных и карбонатных пород. Асфальты являются продуктами окисления нафтеновых нефтей.

Асфальтиты отличаются от асфальтов большей твердостью, хрупкостью и большей обогащенностью смослисто-асфальтовыми компонентами. Местами (Боливия, Перу, Куба) жильные асфальтиты содержат до 30-40% V₂O₅ и разрабатываются для получения ванадия. Некоторые асфальтиты содержат много никеля_. Мальты, асфальты и асфальтиты полностью растворяются в органических растворителях - бензине, сероуглероде и др. Кериты – нефтяные угли не плавятся и не растворяются в органических растворителях.

Основным продуктами изменения нефтей с парафиновым основанием являются озокериты - воскообразные вещества, плотностью менее единицы, растворяются в органических растворителях, горят и плавятся при температуре 50-100⁰С. озокерит – смесь углеводородов метанового ряда, углеводороды от С₂₀ до С₃₀ , т.е. парафины и церезины. В зависимости от количества примесей консистенция озокерита изменяется от мазеподобной до твердой и хрупкой. Элементарный состав: углерода от 84 до 86%, водорода от 13 до 15%.

Газ. Природные углеводородные газы встречаются в виде свободного газа и газа растворенного в нефтях. Природные газы делятся на три группы:

-газы, добываемые из чисто газовых месторождений;

-газы, добываемые из газоконденсатных месторождений;

-газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений.

Горючие углеводородные газы бесцветные, почти в два раза легче воздуха. Они, как правило, не имеют запаха, однако при наличии примеси сероводорода, приобретают неприятный запах и становятся очень токсичными. Газы чисто газовых месторождений наиболее легкие, они на 90% и более состоят из метана (СН₄). Газы нефтяных месторождений (их также называют попутным нефтяным газом) наиболее тяжелые, метана в них от 30 до 70%. Газы газоконденсатных месторождений несколько более тяжелы, чем газы чисто газовых месторождений, но легче чем нефтяной газ, метана в них от 80 до 90%. Важнейшая энергетическая характеристика углеводородов -теплотворная способность для газа составляет 27300-3700 кДж/м³ , а попутных газов из нефтяных месторождений достигает 42-71400 кДж/м³. Основным компонентом природных горючих газов является метан, количество которого может достигать 99,5%, но обычно колеблется в пределах 85-95%. В газах довольно часто содержатся и гомологи метана – этан, пропан, бутан,, а также их изомеры изопропан и изобутан. Как правило, газы в нефтяных залежах обогащены гомологами метана, содержание которых обычно составляет 10-15%, но иногда достигает 50-60%. Эти примеси в газе представляют самостоятельный интерес, как сырье для производства многих материалов (полиэтилена и др.), тем самым, позволяя экономить нефть.

Среди неуглеводородных компонентов в составе природных газов наиболее часто встречается азот, содержание которого может достигать 90-95%, вплоть до перехода газа в чисто азотный. В весьма широких пределах колеблется в природных газах содержание двуокиси углерода от долей процента до 95%. Довольно часто в состав природных газов в разных количествах входит сероводород. В газах Оренбургского месторождения его содержание достигает 15%, а в газах Астраханского месторождения – 23%. Встречаются газы, содержащие более 50% сероводорода. При очистке такого газа получают большое количество попутной серы, в то же время сероводород токсичен и агрессивен по отношению к металлам, вследствие чего все оборудование должно быть изготовлено из специальных сталей.

Газоконденсаты обнаружены в газовых залежах в газообразном состоянии (от 1 до 1000 г в 1м³), а на поверхности при снижении температуры и давления переходят в жидкость. В отличие от газа и нефти скопления собственно конденсата в форме самостоятельных залежей в природе не встречаются. Конденсаты, растворяясь в газах, образуют газоконденсатные залежи, находящиеся в условиях недр в газообразном состоянии. При изотермическом снижении пластового давления часть углеводородов газовой смеси начинает переходить в жидкую фазу. Содержание стабильного конденсата в газоконденсатных залежах колеблется в широких пределах – от нескольких граммов на кубометр газа до 1300 г/м³. Газоконденсаты представляют собой бесцветные или светло-коричневые жидкости, плотностью от 0,7 до 0,84 г/см³ (чаще 0,72-0,80 г/см³ ), характеризующиеся низкими температурами кипения (30-70⁰ С) и почти полностью выкипающие при температурах 300-350⁰ С. Молекулярная масса конденсата варьирует от 80 до 140, в среднем 100. Химический состав конденсата близок к составу нефти при отсутствии твердых углеводородов. Газоконденсаты состоят преимущественно из углеводородов, среди которых преобладают метановые, но иногда и нафтеновые ароматические разности. В конденсатах нередко содержится сера, реже смола.

Конденсат является важнейшим химическим сырьем и используется для получения светлых нефтепродуктов – бензинов, керосинов, и дизельных топлив.

3. Происхождение нефти

Проблема происхождения нефти и газа является одной и сложных и дискуссионных вопросов естествознания и до конца еще не решена. От знания тех процессов и условий, при которых образуется нефть и газ, зависит экономическая эффективность прогноза, поисков и разведки углеводородного сырья. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений сопряжены с огромными, непрерывно возрастающими затратами труда, материалов и денежных средств.

В объяснении происхождения нефти и в мире в течение более ста лет противоборствуют две основные концепции органическая и неорганическая.

Органическая или биогенная концепция полагает источником нефти и газа захороненные в осадках животные и растительные организмы. 99,99% известных скоплений нефти и газа залегает в осадочных толщах. Основные запасы нефти и газа связаны с крупными седиментационными бассейнами. В осадочных породах земной коры обнаружены огромные количества органического вещества. В лабораторных условиях подтвержден процесс преобразования органического вещества, содержащегося в осадочных горных породах, в направлении нефтеобразования. В пределах выхода древних метаморфических толщ нефти нет. Это привело ученых к основополагающему выводу – нефть является продуктом процесса осадконакопления. «Осадочные бассейны – родина нефти» Н.Б.Вассоевич. Во всех осадочных образованиях почти всегда содержится рассеянное органическое вещество и продукты его преобразования. Повсеместная приуроченность нефти к осадочным образованиям, наличие в ее составе тех же химических элементов, что и в живом веществе (углерод, азот и сера) убеждали исследователей в правильности гипотезы органического происхождения нефти. Накопление органического вещества в природе происходит в самых различных обстановках, но наиболее благоприятные условия их сохранения создаются в прибрежных частях морских бассейнах и лагунах, озерах, и болотах. Толщи воды изолируют осажденное органическое вещество от контакта с кислородом воздуха, тогда как органическое вещество на поверхности суши быстро окисляется и разрушается. Именно в водных бассейнах накапливается и захороняется рассеянное органическое вещество в виде микроскопических и макроскопических останков животных и растительных организмов. В отличии от органических масс (торфяников), дающих начало каменному углю и образующихся в континентальных водных бассейнах, нефть и природный газ обязаны своим происхождением исключительно морским бассейнам.

Для того чтобы произошел последующий процесс преобразования органического вещества в углеводороды, необходима изоляция осадка, содержащего исходное вещество, от кислорода воздуха. Общепризнана необходимость восстановительной среды, обусловливающей соответствующее превращение органического вещества в нефть и газ. Этот процесс протекает при условии длительного и устойчивого погружения бассейна, где происходит накопление осадков, содержащих органическое вещество. Длительное погружение бассейна и накопление мощной толщи отложений приводит к повышению давления и температуры в глубоко залегающих осадках. Увеличение этих параметров является необходимым для превращения органического вещества в углеводороды.

Таким образом, процесс образования нефти делится на три этапа:

-накопление органического материала и его преобразование в диффузно рассеянную нефть;

-выжимание рассеянной нефти из нефтематеринских пород в коллекторы;

-движение нефти по коллекторам и ее накопление в залежах.

Главная зона образования нефти обусловлена температурному интервалу в горных породах от 60 до 150⁰С, что соответствует глубинам 1,5-6,0 км.

Неорганическое происхождение нефти и газа связано с именем Д.И.Менделеева. По мнению Д.И.Менделеева углеводороды образуются путем воздействия паров воды на углеродистые соединения тяжелых металлов. Эта точка зрения также получила лабораторное подтверждение. По представлениям современных представителей неорганической гипотезы углерод и водород изначально содержатся в протовеществе планет и Земли. Выделяясь по трещинам из глубин, они конденсируются у поверхности земли и образуют скопления битумов. В 50 годы геолог-нефтяник Н.А.Кудрявцев обобщил огромный геологический материал по нефтяным месторождениям мира. Он выдвинул «магматическую» гипотезу образования нефти. По его мнению, на больших глубинах в условиях очень высокой температуры углерод и водород образуют углеводородные соединения СН, СН₂, СН₃. По глубинным разломам эти соединения поднимаются вверх к земной поверхности. Благодаря уменьшению температуры, в верхних слоях Земли эти радикалы соединяются друг с другом и с водородом, в результате чего образуются различные нефтяные углеводороды.

До недавнего времени в СССР общепризнанной считалась теория органического происхождения нефти, согласно которой нефть залегает на глубинах 1,5-6,0 км. Белых пятен в недрах Земли на этих глубинах почти не осталось. Поэтому теория органического происхождения не дает практически никаких перспектив в отношении разведки новых крупных месторождений нефти. В недрах нашей планеты имеется достаточное количество исходного материала для образования углеводородов. Источниками углерода и водорода считаются вода и углекислый газ. Их содержание в 1 м³ вещества верхней мантии Земли, по данным Е.К.Мархинина, составляет соответственно 180 кг и 15 кг. Образованию углеводородов способствует присутствие закисных соединений металлов, содержание которых в изверженных породах доходит до 20%. Образование нефти будет продолжаться до тех пор пока в недрах Земли есть вода и углекислый газ и восстановители (закись железа). Таким образом, запасы нефти на Земле, значительно больше разведанных на сегодня и продолжают пополняться. Обе теории происхождения нефти достаточно убедительно объясняют этот процесс, взаимно дополняя друг друга, а истина лежит где-то посредине.

4. Происхождение газа

Метан (CH₄), широко распространен в природе он всегда входит в состав нефти. Много метана растворено в угле и пластовых водах на глубине 1,5-% км Газообразный метан образует залежи в пористых и трещиноватых осадочных породах. Метан в небольших количествах содержится в почвенном воздухе, в водах рек и озер, присутствие метана отмечается в атмосфере некоторых планет (Юпитер, Сатурн, Уран, Нептун) и далеком космосе. Широкое присутствие метана в природе в разных обстановках позволяет полагать, что он образуется различными путями: 1-биохимическим, 2- термокаталическим, 3- радиационно-химическим,4 –механохимическим, 5 –метаморфическим, 6- космогенным.

Биохимический процесс образования метана происходит в почве, илах, осадочных горных породах и гидросфере. Известно более десятка бактерий в результате жизнедеятельности которых из органических соединений образуется метан.

Термокаталитический процесс образования метана заключается в преобразовании в газ органического вещества осадочных пород под воздействием повышенных температур и давлении при участии катализаторов - глинистых минералов. Осадочное органическое вещество вначале подвергается бактериальному разложению на простые вещества. При погружении при температурах выше 100⁰С деятельность бактерий затухает. Остатки живого вещества разрушаются и переходят в простые соединения в частности в метан, под воздействием возрастающих температур и давления при участии алюмосиликатов глинистых пород. В отличие от образования нефти исходным для образования метана является растительное гумусовое вещество.

Температурные условия образования газа отличаются от образования нефти (60-150⁰) отличаются, зона образования газа соответствует температурам 150-200⁰ и больше. В главной зоне газообразования в жестких температурных условиях происходит глубокая химическая деструкция не только рассеянного органического вещества, но и углеводородов горючих сланцев и нефти, с образованием большого количества метана.

Радиационно-химический процесс заключается в воздействии излучения радиоактивного вещества на органическое вещество с образованием метана, водорода и окиси углерода. Последняя сама распадается на углерод и кислород, после чего углерод соединяется с водородом, также образуется метан.

Механохимический процесс образования метана заключается в образовании углеводородов из органического вещества (углей) под воздействием постоянных и переменных механических нагрузок. В этом случае на контактах зерен минеральных пород образуются высокие напряжения, энергия которых и участвует в преобразовании органического вещества.

Метаморфический процесс образования метана связан с преобразованием углей под действием высоких температур в углерод. Данный процесс есть часть общего процесса преобразования веществ при температуре свыше 500⁰С.

Космогенный процесс образования метана, по гипотезе В.Д.Соколова, углеводородов изначально присутствовали в газо-пылевом облаке, из которого формировалась Земля. Полагают, что метан образовался в условиях высоких температур из водорода и углекислого газа, присутствующих в космосе.
5. Горные породы и их коллекторские свойства.

Скопления нефти и газа в недрах земной коры теснейшим образом связаны с вмещающими горными породами, а также со структурными, литологическими, петрологическими и другими особенностями тел горных пород. Горные породы – естественные минеральные агрегаты, определенного состава и строения, сформировавшиеся в результате геологических процессов и залегающие в земной коре в виде самостоятельных тел. Горные породы в зависимости от их происхождения подразделяются на магматические, осадочные и метаморфические.

Магматические горные породы образуются в результате остывания в недрах и на поверхности Земли огненно-жидкого силикатного расплава, называемого магмой.

Осадочные горные породы являются продуктами разрушения и преобразования различных типов пород на поверхности Земли. Метаморфические горные породы образуются в обстановке высоких температур и давления в недрах Земли за счет других горных пород, погрузившихся на значительные глубины.

В зависимости от происхождения, осадочные горные породы подразделяются на обломочные, химические, органогенные (биохимические) и смешанного происхождения (глины). Обломочные горные породы состоят из механических обломков – продуктов разрушения ранее существоваших горных пород. Обломки горных пород и минералов чаще всего сцементированы тонкозернистыми минеральными агрегатами (карбонатом, кварцем, хлоритом, глиной) в таком случае они представляют собой плотные прочные горные породы. Цемент может частично или полностью заполнять пространство и пустоты между обломками. Примерами таких пород являются песчаники, конгломераты алевролиты, органогенные известняки и другие породы. Нередко, в ранней стадии формирования осадочные породы состоят из несцементированных обломков, в таких случаях они представлены рыхлым осадочным материалом (песок, галька, гравий). По размерам слагающих их частиц (зерен) обломочные породы подразделяются на 1 –крупнообломочные, диаметр преобладающих обломков более 2 мм; 2 –среднеобломочные, диаметр обломков от 2 до 0,05 мм; 3 –мелкообломочные, или пылеватые, диаметр обломков от 0,5 до 0,01 мм.
Главнейшие осадочные породы

Наименование группы пород	Структура и наименование породы
	Несцементированные		Сцементированные
	Из неокатанных обломков	Из окатанных обломков	Из неокатанных обломков	Из окатанных обломков
Крупнообломочные (псефиты)	Глыбы >200мм Щебень 200-10мм Дресьва 10-2мм	Валунник->200мм Галечник 10-200 мм Гравий 10—2 мм	Брекчия	Конгломерат Гравелит
Среднеобломочные (псаммиты)	Пески	Грубозернистые 2-1мм Крупнозернистый 1-0,5 Среднезернистый 0,5-0,25 мм Мелкозернистый 0,25-0,1	Песчаник соответствующей зернистости
Мелкообломочные (пылеватые алевриты)	Алеврит	Крупнозернистый 0,1-0,05мм Мелкозернистый 0,05-0,01 мм	Алевролит

Глинистые породы – тонкодисперсные (пелитовые) состоят из частиц минералов менее 0,01 мм, при этом до 30% частиц породы имеют размерность менее 0,001 мм. Типичные минералы глин – каолин, монтмориллонит, иллит. Глина образовалась из продуктов химического разложения минералов с примесью частиц образовавшихся путем механического разрушения. Многими авторами глины отнесены к коллоидным образованиям.

Большая группа горных пород образуется на поверхности Земли и в водных бассейнах химическим и органическим путем

Хемогенные горные породы образуются путем выпадения солей из растворов, органогенные породы возникают при осаждении остатков животных и растительных организмов и продуктов их жизнедеятельности. Зачастую осаждение этих компонентов протекает одновременно, и тогда образуются биохимические породы.

К осадочным горным породам хемогенного происхождения относятся соли, известняки, гипсы, доломиты, кремнистые породы. Органогенные породы представлены большим разнообразием их представителей (известняки - ракушечники, диатомиты, коралловые постройки, фосфориты). Большая группа органогенных горных пород объединена в группу каустобиолитов, представленные полезными ископаемыми первостепенной важности. К этой группе принадлежат: торф, бурый и каменный угли, антрацит, горючие сланцы.

Во всем мире в осадочных породах содержится более 99,9% известных скоплений нефти и природного газа. Горные породы, которые могут служить вместилищами нефти и газа и в тоже время отдавать их при разработке, называются породами-коллекторами. Различают осадочные нефтематеринские породы, в которых изначально скапливался органический материал, давший начало нефти. Нефтеносные породы, в которых нефть содержится и добывается. В осадочных толщах нефть и газ могут мигрировать на десятки и сотни километров, таким образом, нефтематеринские породы не всегда являются нефтеносными.

5.1. Гидрогеологические свойства горных пород.

Способность горных пород вмещать, выделять и транспортировать или не пропускать флюиды - жидкие и газообразные продукты (нефть, газ, вода) определяется их гидрогеологическими свойствами. Важнейшими гидрогеологическими свойствами горных пород являются пористость и проницаемость.

5.1.1. Пористость и проницаемость.

По проницаемости горные породы делятся на проницаемые (коллекторы) и непроницаемые (покрышки). Коллекторы - это любые горные породы, которые могут вмещать в себя и отдавать жидкости и газы, а также пропускать их через себя при наличии перепада давления.

По характеру пустот коллекторы подразделяются на гранулярные («гранула» - зернышко) или поровые, трещинные и кавернозные, смешанные. Гранулярные (поровые) коллекторы представлены обломочными породами, состоящими из зернистых материалов, в основном песчано-алевритовыми и некоторыми разностями карбонатных пород (оолитовыми, обломочными известняками). Пустотное пространство в таких породах формируется за счет межзерновых пор. Трещинными коллекторами могут быть любые породы – осадочные, магматические, метаморфические, в которых под действием различных процессов образуются микро- и макротрещины (например, трещиноватые известняки и др.). Кавернозные коллекторы формируются в результате растворения и выщелачивания растворимых соляных и карбонатных пород, пустоты в которых образованы полостями-кавернами различного происхождения (например, образованными в результате растворения солей проникающими в породу поверхностными водами). Смешанные (кавернозно-трещиноватые, трещиновато-поровые, кавернозно-поровые или кавернозно-трещиновато-поровые).
Наилучшими коллекторскими свойствами обладают поровые коллекторы. Неплохими особенностями вмещать и отдавать жидкость и газы, а также пропускать их через себя обладают и другие типы коллекторов. На некоторых месторождениях Саудовской Аравии взаимосвязанные системы трещин создают каналы длиной до 30 км. К трещинным коллекторам за рубежом приурочено более 50% открытых запасов нефти и газа, а в России – 12%. В любой горной породе между слагающими ее частицами минералов имеются пустоты – поры. Это свойство горных пород называется пористостью. Суммарный объем всех пор в породе называется общей, или абсолютной пористостью. Измеряется она в процентах к объему породы и зависит от взаимного расположения зерен. В природных условиях частицы обломочных пород не являются идеальными шарами, они различны по очертаниям и размерам. Наиболее мелкие из них в качестве цемента заполняют поры между более крупными зернами. Форма частиц и наличие цемента существенно влияют на характер пористости осадочных горных пород. Наибольший объем пор имеют хорошо отсортированные несцементированные породы, общая пористость которых достигает 33%. Присутствие цемента снижает эту величину до 18-24%.Величина пористости в различных породах колеблется в широких пределах, в известняках 0,65-33%, в песках 6,0-52,0%. В магматических и метаморфических породах суммарный объем пор от,01-0,1%.
Пористость определяет способность горных пород вмещать воду, жидкие и газообразные углеводороды. С этой точки зрения коллекторами могут быть любые породы. Самыми лучшими коллекторами являются рыхлые пески, песчаники, и кавернозные и трещинные известняки. В горных породах не все поры сообщаются между собой, имеются и закрытые пустоты, изолированные друг от друга. Открытой или действительной пористостью называется пористость сообщающихся между собой пор. Открытые поры могут быть насыщены водой, нефтью и газом. В зависимости от размеров пор по одним из них нефть, газ и вода могут перемещаться, а по другим – нет. Объем тех пустот, по которым нефть, газ и вода могут перемещаться называется эффективной или динамической. Для характеристики нефте- газоносных пород особое значение имеет эффективная пористость, а не объем всех пор.

Поры по размерам подразделяются на сверхкапиллярные (более 0,5 мм), капиллярные (0,5-0,0002 мм) и субкапиллярные (менее 0,0002 мм). Неэффективным считаются изолированные и сверхкапиллярные поры. Коллекторские свойства горных пород зависят не только от пористости, но и от проницаемости. Коллектор доложен, не только вмещать жидкость, но и пропускать ее через себя. Способность горных пород пропускать через свои поры и трещины жидкости или газы при перепаде давления называется проницаемостью. В нефтяной геологии это свойство горных пород имеет решающее значение. Горные породы, не способные в природных условиях пропускать через себя жидкость и газы называются непроницаемыми. Проницаемыми породами являются галечники, гравий, песок и др., к непроницаемым относятся глины и магматические породы, не содержащие трещин. Проницаемость пористых коллекторов зависит главным образом от размеров пор и их взаимосообщаемости. Считается, что нефть движется в основном по порам, размер которых значительно больше 1 мкм.

Покрышки – это практически непроницаемые горные породы. К ним относятся чаще всего породы химического (каменная соль, известняки) или смешанного происхождения, не нарушенные трещинами. Наиболее распространенными покрышками являются глины, смачиваясь водой они разбухают и закрывают все трещины и поры в породе

Рис.1.КузнецовВ.Г.1992
6.Формы залегания горных пород.

6. 1. Ненарушенные формы залегания осадочных горных пород.

Осадочные горные породы находятся в природе в первичном состоянии в виде горизонтально залегающих пластовых тел. Пласт (слой) – это плитообразное геологическое тело, однородное по составу или структуре, цвету и т.п., мощность или толщина которого в сотни раз меньше его протяженности. Термин пласт чаще употребляется для обозначения слоев полезных ископаемых. Верхняя граница пласта называется кровлей, нижняя граница – подошвой. Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой определяется как истинная мощность пласта. Любое другое расстояние между кровлей и подошвой называется видимой мощностью. Истинная мощность пласта чаще составляет несколько метров, но может быть и несколько сантиметров и свыше десятка метров. Постепенное или резкое уменьшение мощности пласта до его исчезновения называется выклиниванием. Слой, быстро выклинивающийся во всех направлениях, называется линзой. Тонкий пласт, залегающий в толще мощных пластов, называется пропластком, или прослойком. Параллельно и последовательно залегающие пласты горных пород образуют пачки и толщи, в пределах которых могут переслаиваться пласты одинаковых или разных по составу осадочных горных пород. Последовательное налегание различных слоев, образующих осадочную оболочку земной коры, называется слоистостью, или наслоением, стратификацией. Положение пласта в пространстве определяется элементами его залегания – азимутом падения, углом падения и азимутом простирания.
6.2. Складчатые и разрывные нарушения горных пород.

Первичное горизонтальное залегание слоев может быть нарушено складчатыми и разрывными тектоническими нарушениями. Складчатые нарушения образуются при пластической деформации слоев, без разрыва их сплошности, путем изгибания слоев в различные волнистые складки. В зависимости от механических свойств сминаемых пород, от направления и величины складкообразовательных сил, возникают складки различных форм и размеров в различных сочетаниях, которые могут изменяться в чрезвычайно широких пределах. Наиболее типичной и простой формой складок являются волнообразные изгибы, состоящие из симметрично чередующихся выпуклых и вогнутых участков – антиклиналей и синклиналей (Рис. ). Выпуклый участок волны называют антиклиналью (антиклинальной складкой), а вогнутый – синклиналью (синклинальной складкой). В антиклинальных складках центральная часть (ядро) сложена более древними породами, относительно краевых частей (крыльев). В синклинальной складке в центральных частях (ядре) развиты более молодые породы относительно ее крыльев.
Разрывные нарушения. При тектонических движениях земной коры пласты горных пород могут быть разорваны и смещены относительно друг друга. Среди разрывных нарушений принято различать разрывы со смещением и разрывы без смещения (трещины).

В разрывных нарушениях принято различать следующие элементы (Рис…..). Сместитель – это трещина, по которой происходит смещение. Сместитель может быть вертикальным, наклонным и горизонтальным. Крылья, или бока разрыва – разорванные и перемещенные участки пластов, примыкающие с разных сторон к сместителю. Амплитуда разрыва величина, на которую смещены крылья относительно друг друга. Различают горизонтальную, вертикальную, стратиграфическую и полную амплитуды разрыва (Рис….).
Разрывы со смещением подразделяются на сбросы, взбросы, сдвиги, надвиги (покровы). Среди них, в зависимости от ориентировки разрывов по отношению к складчатым структурам, которые они осложняют, различают поперечные, продольные и диагональные. Сбросы это нарушения, которые образуются в условиях растяжения земной коры, поэтому всегда возникает горизонтальное растаскивание пласта (Рис….). Опущенный по сместителю блок называется лежачим боком. Поднятый блок горных пород называется висячим боком.