Геология. Ответы на вопросы. Каустобиолитов изображается А. Ф. Добрянским на треугольной диаграмме. 16
 Скачать 1.62 Mb.
|
1 2 1 Элементарный состав каустобиолитов изображается А. Ф. Добрян-ским на треугольной диаграмме. [16] В составе каустобиолитов , или горючих пород, большую, а порою исключительную, роль играет органическое вещество, к которому бывает примешано то или иное количество неорганического, минерального вещества. [17] В химическом отношении каустобиолиты относятся к углеводородам ( УВ), так как углерод и водород являются основными элементами горючих ископаемых. [18] Углерод попадает в каустобиолиты из животных и растительных организмов. [19] Среди них различают каустобиолиты угольного ряда и нефтяного ряда, последние называются битумами. К ним-то и относятся нефть и газ. [20] Среди них различают каустобиолиты угольного ряда и нефтяного ряда, последние называются битумами. К ним относятся нефть и газ. [21] Новое в геохимии каустобиолитов . [22] 3 Основные физические свойства нефти это: плотность, вязкость, молекулярная масса, температура застывания, температура вспышки, температура воспламенения, тепловые свойства, оптические свойства, электрические свойства 4 Классификация по сере Сера – это элемент, который обычно содержится в сырой нефти и нефтепродуктах. Сера считается загрязняющим компонентом, так как при ее сжигании образуются оксиды серы. Следовательно, большинство готовых нефтепродуктов имеют ограничение на то, сколько серы они могут содержать, что делает удаление серы важной частью общего процесса переработки. В зависимости от массовой доли серы нефть в РФ подразделяют на классы: малосернистая – до 0,6% мас.; сернистая – от 0,61 до 1,8% мас.; высокосернистая – от 1,81 до 3,5% масс особо высокосернистая > 3,5% мас. Сера также может нанести вред некоторым катализаторам, используемым в технологических установках переработки нефти, поэтому ее необходимо удалять. Большая часть серы в сырой нефти удаляется в процессе переработки. Некоторые из них удаляются в конверсионных процессах, поскольку молекулы углеводородов, содержащие серу, крекируются и образуют H2S. Сера также удаляется с помощью процессов гидроочистки, где сера в углеводороде заменяется атомом водорода, а высвобожденная сера соединяется с двумя свободными водородами с образованием газа H2S.  6 Природный газ широко используется в качестве топлива котельными установками, которые обеспечивают теплом и горячей водой жилые помещения, частные дома, административные здания и иные типы объектов. Преимуществами природного газа как горючего являются: высокие теплоэнергетические показатели; безопасность для окружающей среды; невысокая себестоимость. Химические свойства природного газа Основным элементом природного газа является метан (СH4), на долю которого приходится 70-98% общего состава. Остальную часть занимают: органическое соединение этан (C2H6); легкие углеводороды пропан (С3Н8) и бутан (С4Н10); насыщенный ациклический углеводород пентан (C5H12); химические элементы - водород (H2), азот (N2), гелий (He); сероводород (H2S); бесцветный углекислый газ (СО2); другие инертные газы. Физические характеристики природного газа Физические свойства напрямую зависят от состава и условий эксплуатации, поэтому приведенные ниже параметры указаны для общих случаев: температура самовозгорания - 650°C; удельная теплота сгорания около 28-46 МДж/м3; плотность в сухом газообразном состоянии в пределах 0,68 - 0,85 кг/м3, в сжиженном - 400 кг/м3. Чистый газ горит пламенем голубого цвета, но примеси могут изменять окраску, что позволяет оценить качество сгорания. В частности, желтый оттенок проявляется при недостатке кислорода и сигнализирует о неполном сгорании газа и, как следствие, повышенном образовании копоти и угарного газа. Природный газ и воздух Природный газ в чистом виде характеризуется отсутствием запаха и цвета, что требует добавления одорантов - специальных веществ, которые придают газу неприятный и резкий запах, а также помогают определить утечки в случае аварийной ситуации. При этом природный газ при утечке поднимается вверх, так как он легче воздуха в 1,8 раза. При попадании природного газа в воздух образуется взрывоопасная смесь. Нижний предел взрываемости находится в пределах от 3 до 6%, а верхний — от 12 до 16%. 7 Газовый конденсат - жидкая смесь высококипящих углеводородов различного строения, выделяемые из природных газов при их добыче. ИА Neftegaz.RU. Газовый конденсат - жидкая смесь высококипящих углеводородов различного строения, выделяемые из природного газа при добыче на газоконденсатных месторождениях (ГКМ). Газогидраты — относительно новый и потенциально обширный источник природного газа. Они представляют собой молекулярные соединения воды и метана, существующие при низких температурах и высоком давлении. 8  Распределение газа, нефти и воды в нефтяном пласте базируется на взаимодействии следующих факторов: относительной плотности пластовых жидкостей, относительного насыщения порового пространства каждой из них, капиллярного давления и давления вытеснения, гидродинамических условий в пласте, пористости, проницаемости и состава коллектора. Вода находится в виде тонких слоев на стенках пор и субкапиллярных трещинах, удерживающихся силами капиллярного давления. Эту воду называют «связанной » или «остаточной». Содержание «связанной » воды составляет 10-30% от суммарного объема порового пространства. В ловушках, где встречаются газ, нефть и вода, пластовые жидкости приближенно распределяются по удельным весам, т.е. слоями. Газ, будучи наиболее легким, заполняет пустоты в повышенной части нефтяного пласта; под газом располагается слой коллектора, в котором пустоты заполнены в основном нефтью, а еще ниже располагается вода. В газовой залежи при отсутствии нефти газ залегает непосредственно над водой. Все сказанное выше применимо к специфической жидкости в каждом пласте. На рисунке 1 изображена схема распределения нефти, газа и воды в нефтяном пласте. Предполагается, что пластовые жидкости состоят из воды, свободного газа, нефти с растворенным в ней газом и нефти. Встречаются некоторые исключения из обычно однородного залегания слоев жидкости в нефтяном пласте. Эти отклонения можно объяснить нарушениями пористости, проницаемости, местными сбросами, линзообразованием и другим и аномальными условиями, которые нельзя обычно обнаружить, исходя из обычных сведений о пласте. Иногда по характеру водонефтяного раздела в залежи можно выяснить некоторые данные о ловушке, ее геологическом развитии и взаимосвязи с аккумуляцией нефти и газа.  Рис.1. Схематический разрез обычного нефтяного пласта с относительным распределением газа, нефти и воды (по А.И. Леворсену): а – поперечный разрез структуры; б – насыщение пористой среды жидкостями; 1 – газ; 2 – нефть (среднее содержание 80% нефти и 20% воды); 3 – нефть; 4 – вода (100%); 5 – вода; 6 – переходная зона от нефти к воде; 7 – переходная зона от газа к нефти.  Элементы залежи нефти-газа: - ВНК (водонефтяной контакт) - граница между нефтяной и водяной частями залежи; - ГНК (газонефтяной контакт) - граница между газовой и нефтяной частями залежи; - ГВК (газоводяной контакт) - граница между газонасыщенной и водонасыщенной частями залежи; - внешний контур нефтеносности - это пересечение ВНК с кровлей продуктивного пласта. - внутренний контур нефтеносности - это пересечение ВНК с подошвой продуктивного пласта; - приконтурная зона - это часть залежи нефти между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Руководствуясь данной схемой мы можем определить что будет вскрыто, пробурив скважину в определенном месте. Например, скважины пробуренные в пределах внутреннего контура нефтеносности, вскрывают нефтяной пласт на всю толщину. Существует классификация залежей И.О.Брода, в которой в качестве главного признака используется тип природного резервуара. В соответствии с тремя типами природных резервуаров в ней выделяются три основные группы залежей (Рис.2): 1) пластовые; 2) массивные; 3) залежи, литологически ограниченные со всех сторон.  Рис. 2 Залежи нефти и газа (по И.О. Броду): 1 – нефть и (или) газ, 2 – вода, 3 – песчаные породы, 4 – глины, 5 – песчаные глины, 6 – известняки и доломиты, 7 – соли, гипсы, ангидриты. Пластовые: а - сводовая, б, в – тектонически экранированные, г – стратиграфически экранированная, д – литологически экранированная. Массивные: е – в сводовом выступе, ж – в эрозионном выступе, з – в рифогенном выступе. Литологически ограниченные со всех сторон: и – в песчаных линзах среди плохопроницаемых пород, к – в зонах повышенной проницаемости в известняках и доломитах. Комбинированные: л – пластово-сводовая тектонически экранированная, м – пластово-сводовая литологически экранированная. 9 Коллекторы – это горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду, и отдавать их при разработке  Коллекторы - это горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду, и отдавать их при разработке. Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. По литологическому составу коллекторами нефти и газа являются терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), карбонатные (известняки, мел, доломиты), вулканогенно- осадочные и кремнистые породы. Основные типы коллекторов - терригенные и карбонатные. Менее значимые коллекторы, связанные с вулканогенно-осадочными, глинистыми и редко-кристаллическими породами. Терригенные коллекторы занимают 1е место. На них приходится доля 58 % мировых запасов нефти и 77 % газа. К примеру, в Западно-Сибирском бассейне, практически все запасы газа и нефти находятся в терригенных коллекторах. Литологически, терригенные коллекторы характеризуются гранулометрией - размером зерен. Размер частиц: крупнозернистых песков - 1-0,25 мм; мелкозернистых песков - 0,25-0,1 мм; алевролитов - 0,1-0,05 мм. Емкостно-фильтрационные свойства различны. Пористость составляет 15-20%, проницаемость - 0,1-0,01 (редко 1) квадратных микрометров (мкм2). Коллекторские свойства определяются структурой порового пространства, межгранулярной пористостью. Глинистость ухудшает коллекторские свойства. Карбонатные коллекторы занимают 2е место. На них приходится доля 42% запасов нефти и 23% газа. Главные отличия карбонатных коллекторов от терригенных: Наличие, в основном, только 2х основных породообразующих минерала - кальцита и доломита; Фильтрация нефти и газа обусловлена, в основном, трещинами, кавернами. Карбонатные коллекторы присутствуют на месторождениях бассейна Персидского залива, нефтегазоносных бассейнов США и Канады, в Прикаспийском бассейне. Коллекторы, обнаруженные в вулканогенных и вулканогенно-осадочных породах, представлены эффузивными породами (лавами, пемзами) и вулканогенно-осадочными (туфами, туфобрекчиями, туфопесчаниками). Коллекторские свойства вулканогенных пород связаны часто с вторичным изменением пород, возникновением трещин. Эти коллекторы слабо изучены. Глинистые коллекторы кремнистыми, битуминозными глинами верхнего миоцена. Среди глинистых коллекторов особое место занимают битуминозные глины баженовской свиты в Западной Сибири. На Салымском, Правдинском и других месторождениях баженовские глины залегают на глубинах 2750 - 3000 м при пластовой температуре 120-128 ºС, имеют мощность 40 м. Возраст - волжский век и берриас (юра и мел). Дебит нефти - в интервале 0,06 - 700 м3/сутки. По строению коллекторы делятся на 3 типа - гранулярные, трещиноватые и смешанные. Гранулярные коллекторы сложены песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов. Трещиноватые коллекторы сложены преимущественно карбонатами, поровое пространство образуется системой трещин. Участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые массивы (блоки) пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. Трещиноватые коллекторы смешанного типа встречаются чаще всего, поровое пространство включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст. Трещиноватые коллекторы смешанного типа в зависимости от наличия в них пустот различного типа подразделяются на подклассы - трещиновато-пористые, трещиновато-каверновые, трещиновато-карстовые и т.д. Около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% - к карбонатным отложениям, 1% - к выветренным метаморфическим и изверженным породам, что делает породы осадочного происхождения - основными коллекторами нефти и газа. Пористость горной породы - наличие в ней пор (пустот), характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Проницаемость - способность горных пород пропускать флюиды, зависит от размера и конфигурации пор, что обусловлено размером зерен терригенных пород, плотностью укладки и взаимным расположением частиц, составом и типом цемента и др. Очень большое значение для проницаемости имеют трещины. Непроницаемые породы или флюидоупоры - это породы, которые препятствуют уходу нефти, газа и воды из коллектора. Они перекрывают коллектор сверху (в ловушках), но могут и замещать коллектор по простиранию, когда, например, глины замещают песчаники вверх по подъему пласта. Флюидоупоры могут не пропускать жидкость (нефть и воду), могут пропускать газ, который имеет меньшую вязкость. По литологическому составу флюидоупоры представлены глинистыми, карбонатными, галогенными, сульфатными и смешанными типами пород. Наилучшие по качеству флюидоупоры - это каменная соль и пластичные глины, так как в них нет трещин. В каменной соли вследствие её пластичности нет открытых пустот и трещин, каналов фильтрации, поэтому она является прекрасным экраном на пути движения нефти и газа. Глинистые флюидоупоры наиболее часто встречаются в терригенных нефтегазоносных комплексах. Экранирующие свойства их зависят от состава минералов, имеющих различную емкость поглощения. 10 Основные параметры: проницаемость, ёмкость, флюидонасыщенность. Проницаемость горной породы — наиболее важный параметр коллектора, определяющий потенциальную возможность извлечения из породы нефти и газа. Породы, способные при гидростатических давлениях пропускать жидкие и газообразные флюиды через сообщающиеся пустоты, называются проницаемыми. Скорость и направление течения флюида связаны с особенностями геометрии порового пространства коллектора, с интенсивностью, ориентировкой, сообщаемостью трещин, а также физико-химическими свойствами флюида. Проницаемость существенно зависит от размеров, извилистости поровых каналов и трещиноватости пород. Проницаемость пористой среды для многофазных систем ниже, чем для однофазных. Процесс движения жидкостей или газов в трещинно-пористых средах подчиняется линейному закону фильтрации Дарси, где проницаемость горных пород выражается через коэффициент пропорциональности К (м2 или Д). 11 Пористость горных пород, совокупность пустот (пор), заключённых в горных породах. Количественно П. г. п. выражается отношением объёма всех пор к общему объёму горных пород (в долях единицы или процентах). Поры в горных породах по величине принято делить на субкапиллярные (менее 0,2 мк), капиллярные (0,2—100 мк), сверхкапиллярные (более 100 мк). По форме поры могут быть различного типа — пузырчатые, каналовидные, щелевидные, ветвистые и т.п. Форма и размер отдельных пор и их взаимная связь определяют геометрию порового пространства пород. Различают П. г. п. общую (или абсолютную, физическую, полную) — совокупность всех пор, заключённых в горных породах; открытую (насыщения) — объём связанных (сообщающихся) между собой пор; закрытую — совокупность замкнутых, взаимно не сообщающихся пор. В нефтяной геологии выделяют также эффективную П. г. п., т. е. совокупность пор, занятых нефтью, газом, и динамическую П. г. п. — объём пор, через которые при определённых давлении и температуре происходит движение насыщающих жидкостей или газов; она всегда меньше общей П. г. п. Наиболее высокая П. г. п. свойственна почвам и рыхлым осадкам — пескам, глинам и др. (до 60—80% и более). Осадочные и вулканогенные горные породы (песчаники, известняки, лавы, туфы и др.) характеризуются большим диапазоном значений пористости (от 50 до 10% и менее). Магматические и метаморфические породы обладают, как правило, малой пористостью (0,1—3%). С возрастанием глубины залегания пород П. г. п. обычно уменьшается (особенно осадочных) и на больших глубинах может иметь очень малые значения. В лабораторных условиях П. г. п. определяется методами свободного, вакуумного (под вакуумом) и принудительного (под давлением) насыщения горных пород жидкостью, а также методами, основанными на расширении газа, и др. В полевых условиях для оценки величины П. г. п. используются различные виды каротажа скважин. Результаты изучения П. г. п. используются для подсчёта запасов полезных ископаемых (например, нефти и газа), выборе технологии разработки полезных ископаемых и др. Полная пористость – это объем всех пор, находящихся в горной породе. Открытая пористость – это объем пор, сообщающихся между cобой. Количественно та и другая пористость выражается коэффициентом пористости, который представляет собой отношение объема пор к объему образца породы: Поры в пемзе коэффициент полной пористости равен:  коэффициент открытой пористости равен:  где Кп.п. и Ко.п. – соответственно коэффициенты полной и открытой пористости; Vп.п. и Vо.п. — объем полной, открытой пористости, м3; Vобр. – объем образца породы, м33. Коэффициент пористости измеряется в долях единицы (например, Кп=0,15) или в процентах (Кп=15 %). В нефтегазопромысловой геологии более важен коэффициент открытой пористости, т.к. он характеризует объем углеводородов, содержащийся в породе. На практике коэффициент открытой пористости определяется в лабораторных условиях по методу Преображенского или по данным геофизических исследований в скважине (ГИС). Метод Преображенского основан на насыщении пористого образца керосином под вакуумом. Определив объем керосина, заполнившего поры, и объем всего образца, получим возможность расчета коэффициента открытой пористости. Виды порового пространства и каналов По величине поровых каналов пористость условно подразделяется на три группы: Сверхкапиллярные – диаметр 2 – 0,5 мм; Капиллярные – диаметр 0,5 – 0,0002 мм; Субкапиллярные – диаметр менее 0,0002 мм. По крупным (сверхкапиллярным) порам движения нефти и газа происходит свободно, а по капиллярным – при значительном участии капиллярных сил. Субкапиллярные каналы, независимо от величины пористости практически непроницаемы (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.). Открытая пористость коллекторов на практике изменяется в широких пределах – от нескольких процентов до 35 %, в большинстве случаев она изменяется от 6 – 8 до 25 %. Пограничные значения пористости между коллектором и неколлектором лежат в пределах 4 – 6 %. На величину пористости влияет взаимное расположение зерен. Возможное расположение частиц в песчаной породе показано на рисунках 1, 2.  Рисунок 1 – Возможное расположение частиц в песчаной породе. Наименее плотная укладка зерен:  а б а — наиболее плотная мягкая укладка зерен; б — менее плотная укладка. Рисунок 2 – Возможное расположение частиц в песчаной породе В первом случае теоретическая величина пористости составляет 47,6 %, во втором – 25,9 %. Величина пористости не зависит от размера составляющих пород зерен. Виды пористого пространства пород представлены на рисунке 3.  а – хорошо окатанный и отсортированный песок с высокой пористостью; б – плохо отсортированный песок с низкой пористостью; в – хорошо отсортированная порода, зерна которой также пористы; г – хорошо отсортированная порода, пористость которой уменьшена отложениями минерального вещества в пространстве между зернами; д – поровое пространство трещиноватых известняков, частично расширенное растворением; е – порода, ставшая пористой вследствие возникновения трещин. Рисунок 3 – Виды порового пространства пород (по В.Д. Ломтадзе) Кавернозность и трещиноватость пород Кавернозность характерна для карбонатных пород, подверженных растворению. Каверны от пор отличаются лишь размерами. Принято к кавернам относить пустоты с размерами не менее 2 мм, т.е. более чем размер сверхкапиллярных пор. Коэффициент полной кавернозности и открытой кавернозности определяется аналогично коэффициентам пористости. Трещиноватость горных пород обусловлена наличием трещин, не заполненных твердым веществом. Трещиноватостью обладают в основном плотные, крепкие, низкопоровые хрупкие породы. Наличие в такой породе разветвленной системы трещин обеспечивает коллекторскую емкость. Трещинную емкость можно определить в шлифе под микроскопом по формуле:  где Кт – трещинная емкость, см3; b – раскрытость трещин в шлифе, т.е. расстояние между стенками трещины, см; l – суммарная протяженность всех трещин в шлифе; F – площадь шлифа, см2. По степени раскрытости трещин выделяются макротрещины, видимые невооруженным глазом с раскрытостью более 0,1 мм, и микротрещины, различимые лишь в шлифах под микроскопом с раскрытостью менее 0,1 мм. Трещинный тип коллектора в чистом виде встречается редко. Как правило, микротрещинные участки породы имеют дополнительную емкость за счет пористости и кавернозности. На практике коллектора делят на поровые, каверновые, трещинные и смешанного типа: трещинно – поровые, трещинно – каверновые, трещинно – порово – каверновые, каверно – поровые и др. 12 Проницаемость горных пород пласта - способность пород пласта пропускать жидкость и газ при перепаде давления. При относительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.). Хотя при сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, глины с массивной пакетной упаковкой, алевролиты. Плохо проницаемыми породами являются: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией, мергели. Различают также абсолютную, фазовую и относительную проницаемости. Абсолютная проницаемость - проницаемость пористой среды, заполненной лишь одной фазой, инертной к пористой среде. Она зависит от размера и структуры поровых каналов, но не зависит от насыщающего флюида, т.е. характеризует физические свойства породы. Обычно абсолютную проницаемость определяют при фильтрации азота через породу. Для оценки проницаемости горных пород применяется открытый в 1856 г линейный закон фильтрации Дарси, который установил зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления. Абсолютную проницаемость определяют на основании закона Дарси по уравнению:  где qф - объемный расход флюида (дебит), м3/с; k - проницаемость пористой среды, м2; η - динамическая вязкость флюида, Па·с; ΔP=Р1-Р2 - перепад давления, Па; L - длина образца пористой среды, м; F - площадь фильтрации, м2. Проницаемость определяется как:  Единица проницаемости называемая Дарси (Д), соответствует проницаемости горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1 см2, при ламинарном режиме фильтрации, при перепаде давления в 1 атм на протяжении 1 см в 1 сек проходит 1 см3 жидкости, вязкость которой 1 сП. Физический смысл размерности проницаемости - это площадь сечения каналов пористой среды, через которые идет фильтрация. Существует несколько типов каналов: - субкапиллярные; - капиллярные; - трещины; - разрывы. Проницаемость пород, служащих коллекторами, может быть выражена в миллидарси (мД), мкм2 или м2. Проницаемостью в 1 м2 соответствует проницаемости горной породы при фильтрации через образец площадью 1 м2 длиной 1 м и при перепаде давления 1 Па, при которой расход жидкости вязкостью 1 Па*с составляет 1 м3. 1 Д =1,02×10-3 мкм2 = 1,02×10-12 м2 = 1000 мД. Размерность параметров уравнения Дарси в разных системах единиц
По величине проницаемости продуктивные пласты делятся на: -Низкопроницаемые (от 0 до 100 мД); -Среднепроницаемые (от 100 мД до 500 мД); -Высокопроницаемые (более 500 мД). Существует деление на 5 классов коллекторов (мкм2): - очень хорошо проницаемые (>1); - хорошо проницаемые (0,1 - 1); - средне проницаемые (0,01 - 0,1); - слабопроницаемые (0,001 - 0,01); - плохопроницаемые (<0,001). Для классификации коллекторов газовых месторождений используют 1-4 классы коллекторов. Природные пласты содержат не только нефть и природный газ, но также определенное количество воды. При движении флюидов, не смешивающихся между собой, проницаемость для каждого из флюидов в пласте меньше чем абсолютная проницаемость породы. Фазовая (эффективная) проницаемость - проницаемость породы для отдельно взятого флюида при наличии в ней многофазных систем. Фазовая проницаемость зависит от количественного содержания того или иного флюида в пласте, а также от его, их физико-химических свойств. С практической точки большее значение имеет относительная фазовая проницаемость. Относительная фазовая проницаемость - отношение эффективной проницаемости к выбранной базовой проницаемости (обычно абсолютной). На графике показано изменение относительных фазовых проницаемостей. 13 выше в 11 и12 14 Покрышкой (флюидоупором) в нефтяной геологии называют геологическое тело (пласт, свиту, формацию), расположенное над коллектором нефти / газа и препятствующее фильтрации УВ в верхние горизонты, что является необходимым условием существование залежей УВ Наиболее традиционные флюидоупоры - глины, соли, гипсы, ангидриты и некоторые разновидности карбонатных пород. Наилучшими экранирующими свойствами обладают пластичные соли и глины. Самыми надежными покрышками являются соли. Породы-покрышки различаются по характеру распространения, мощности, наличию или отсутствию нарушений сплошности, однородности сложения, плотности, проницаемости, минералогическому составу. На основе анализа строения и распространенности слабопроницаемых пород Э.А. Бакировым была предложена классификация покрышек с учетом масштаба их распространения и положения в разрезе (табл. 5.6). Зональные покрышки бывают выдержаны в пределах отдельной зоны поднятий (по площади распространения они уступают региональным). Реже встречаются локальные покрышки (в пределах месторождения), которые обусловливают сохранность отдельных залежей. Обычно развитые в пределах структурных форм II порядка, контролирующих группу или несколькими групп месторождений УВ. В качестве зональной покрышки выступает подсвита, реже пачка непроницаемых пород внутри нефтегазоносного комплекса или подкомплекса. В литологическом составе чаще всего представлены глинистыми породами; также сульфатными и глинисто-карбонатными разностями. Покрышка региональная - серия непроницаемых (слабопроницаемых) пород, часто занимающая ранг свиты или нескольких свит, представленная галогенами или глинистыми породами, перекрывающая нефтегазоносный комплекс на всей площади его распространения. Региональные покрышки имеют широкое площадное распространение, характеризуются литологической выдержанностью и, как правило, значительной мощностью.
15 выше 16  Природный резервуар — природное вместилище для нефти, газа и воды, форма которого обусловлена соотношением слагающих его пород-коллекторов с плохо проницаемыми породами. Это понятие во многом сходно с понятием месторождения. Природный резервуар характеризуется типом коллектора, его емкостью, гидродинамическими условиями и энергетическим уровнем. Выделяют следующие основные типы природных резервуаров: пластовые — ограничены на значительном протяжении в кровле и подошве плохо проницаемыми породами; массивные — их размеры сопоставимы в трех измерениях, ограничены со всех сторон плохо проницаемыми породами, представлены, например, рифовыми образованиями, структурными изгибами мощных толщ проницаемых пород; линзовидные — песчаные линзы среди глин, трещинные участки в различных плохо проницаемых породах. 17 Ловушка углеводородов — часть природного резервуара, способная удерживать скопления углеводородов, вследствие её экранирования относительно непроницаемыми породами. Наличие ловушки — это первое условие формирования залежи. У резервуаров, литологически ограниченных со всех сторон, весь резервуар может являться ловушкой. ЛОВУ́ШКА нефти и газа, часть природного резервуара, в которой возникают условия для улавливания флюидов и формирования нефтегазового скопления. В ней устанавливается относительное равновесие подвижных веществ. Элементами Л. являются коллектор нефти и газа, флюидоупор (покрышка нефти и газа, экран). Бывают случаи, когда Л. возникает вместе с залежью благодаря формированию коллекторских свойств пород одновременно с нефтеобразованием (т. н. катагенетические Л.). Каждая Л. обладает суммарным объёмом пустот коллекторов, который может быть заполнен нефтью или газом. Размер Л. характеризуется высотой и площадью, которая изменяется от долей до десятков квадратных километров, а может достигать и гораздо бо́льших (на порядок или два) величин. Залежь может заполнять всю Л. или только часть её.  Типы ловушек нефти и газа: 1 – сводовые (а – в антиклиналях, б – в рифовом массиве, в – в эрозионном выступе); 2 – тектонически экранированные (а – сбросом, б &ndas... Существует множество классификаций Л. нефти и газа, но единой универсальной по всем критериям нет. Наиболее распространена классификация Л., сочетающая поисковые и генетич. признаки. Пo этим признакам выделяют Л. сводовые, экранированные (тупиковые) и линзообразные. Сводовые Л. образуются в сводовых частях антиклиналей, над соляными куполами, глиняными диапирами, интрузивными массивами, в теле погребённых рифовых массивов и эрозионных выступов – под облекающими их покрышками. Л. экранированного типa возникают на крыльях и периклиналях антиклиналей, на флексурах и моноклиналях при появлении по восстанию их литологич. или гидродинамич. экранов. B зависимости от происхождения экрана различают Л.: тектонически экранированные, возникающие в результате сброса, взброса, надвига или внедрения массива каменной соли, глиняного диапира, интрузивного тела, a также экранирования (боковой поверхностью жерла грязевого вулкана); стратиграфически экранированные – при несогласном перекрытии коллектора герметичным экраном; литологически экранированные – при выклинивании, уплотнении коллектора или запечатывании коллектора асфальтом; гидродинамически экранированные, возникающие на моноклиналях, флексурах, в зонах угловых несогласий и разрывных нарушений при нисходящем движении воды и встречном всплывании нефти. Линзообразныe (или литологически ограниченные) Л. образуются в коллекторах линзообразного строения (погребённых песчаных барах, русловых и дельтовых песчаниках, пористых зонах карбонатных пород). Л. могут находиться в разл. частях структур. Бо́льшая часть залежей углеводородов в континентальных отложениях в Л. сводового типа уже выявлена, перспективы связывают с поиском экранированных (тупиковых) или линзообразных Л., а также с поиском Л. всех типов на шельфе морей и океанов.  18 Залежь углеводородов — естественное скопление углеводородов (нефти и/или газа) в ловушке, целостная флюидодинамическая система. ... Залежь как целостная динамическая система — это важнейшее, ключевое понятие в геологии нефти и газа. Название типа залежи состоит из названия типа резервуара и ловушки. 19  20  21 По величине извлекаемых запасов: уникальные — более 300 млн т нефти или 300 млрд м³ газа; крупные — от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 300 млрд м³ газа; средние — от 3 до 30 млн т нефти или от 3 до 30 млрд м³ газа; мелкие — от 1 до 3 млн т нефти или от 1 до 3 млрд м³ газа; очень мелкие — менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м³ газа По фазовому соотношению нефти и газа: нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом; газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объёму условного топлива нефтяную часть залежи; нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объёму условного топлива менее 50 %; газовые, содержащие только газ; газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом; нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат 22 1.Угол падения крыльев структур измеряется единицами градусов и минутами. 2. Приуроченность к пологим антиклинальным формам. 3. Широкое развитие карбонатных комплексов и связанных с ними рифовых зон. 4. Наличие зон соляного диапиризма. 5. Широкое распространение литологического и стратиграфического экранирования. 6. Обширные площади нефтегазовых и водонефтяных контактов. 7. Незначительные дизъюнктивные нарушения. 8. Ненарушенность покрышек и благоприятные условия сохранения залежей. 9. Площадь крупных поднятий до сотни квадратных километров. 10. Широкое распространение газовых залежей. Платформенные месторождения содержат 96% запасов нефти и 99% газа. На платформах во всём мире сосредоточено большинство гигантских месторождений (Восточно-Европейская, Северо-Американская, Африканкая и другие платформы). 23 24 Из второй части Условия залегания нефти в земной коре редколлегия сочла возможным снять главу II Географическое распределение нефтяных месторождений . В этой главе основное внимание уделено сведениям о местонахождении, размерах добычи нефти, их промышленном значении. Сведения эти устарели и не отображают современной географии распределения месторождений нефти и газа. Современные данные о географии и геологии нефтяных и газовых месторождений СССР и зарубежных стран изложены в ряде позднейших учебников и учебных пособий. Редколлегия, исключая эту главу, исходила из того, что главное содержание книги Учение о нефти состоит в анализе геологической обстановки нахождения нефти и газа в земной коре, что хорошо отражено в остальных главах второй части книги. Распределение нефти и газа по геохронологической шкале зависит от палеогеографических и тектонических условий, существовавших в то или иное время в пределах какого-то конкретного элемента земной коры. В зависимости от глубины разведанности различных территорий и акваторий общая картина может изменяться. Так, в начале XX в. первое место занимали кайнозойские отложения, в конце века картина иная — разведываются более глубокие горизонты и открываются залежи в более древних горизонтах, ныне — на континентальных окраинах. 25 26 Гипотеза неорганического происхождения нефти базируется на том, что углеводороды образуются в мантийных очагах вследствие неорганического синтеза на сверхбольших глубинах в условиях колоссальных давлений и высоких температур из неорганического углерода и водорода. Абиоге́нное происхожде́ние не́фти (неоргани́ческое, или минеральное, происхождение нефти) — теории происхождения нефти, согласно которым она образовывалась из различных элементов неорганического происхождения, в ходе химических реакций, происходящих на больших глубинах при высоких температурах и давлении. Теории первичности залежей нефти являются альтернативными по отношению к теориям органического нефтеобразования. 27 Основоположником органической теории происхождения нефти является М.В. Ломоносов. Он объяснял образование каменного угля за счёт болотного торфа путём его обугливания при повышении температуры и давления. С этим же явлением он связывал возникновение нефти. В середине 18 века в своем трактате "О слоях земных; великий русский ученый Ломоносов писал: " Выгоняется подземным жаром из приготовляющихся каменных углей бурая и черная масляная материя... и сие есть рождение жидких разного сорта горючих и сухих затверделых материй, каковы суть каменного масла, жидовская смола, нефть. Которые хотя чистотой разнятся. Однако из одного начала происходят" В 1906 году Михайловский выдвинул свою гипотезу происхождения нефти. Её можно охарактеризовать по следующим пунктам. 1) Исходное вещество - смешанное, растительно-животное. 2) Захоронение приурочено к глинистым илам 3) Первая стадия образования материнского органического вещества связывается с бактериальными процессами 4) Последующие стадии являются физико-химическими, а главными факторами - температура и давление 5) Первичная нефть - дифузионно-рассеянная 6) Скопление нефти в коллекторах является вторичным 7) Образование залежей нефти происходит в результате тектонических нарушений. 28
30 Нефтегазоматеринские породы (НГМП) - осадочные породы, способные при определенных геологических условиях выделять свободные углеводородные флюиды, образованные в процессе диа- и катагенетических преобразований заключенного в них рассеянного органического вещества. ... содержание органического углерода не более 20%. Нефтематеринские толщи – это карбонатно-глинистые породы, обогащённые рассеянным органическим веществом (РОВ), которые накапливались в областях длительного прогибания в слабовосстановительных или восстановительных условиях. Не всегда отложения, содержащие органические вещества, реализуют свои возможности генерировать нефть и газ. Поэтому различают нефтематеринские толщи 1 2 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||