Учебного пособия геология и геохимия нефти и газа (Краткий курс для студентов заочной формы обучения)

• Название: Учебного пособия геология и геохимия нефти и газа (Краткий курс для студентов заочной формы обучения)
• Дата: 31.03.2022
• Размер: 234.5 Kb.
• Имя файла: 8_Geolog.doc
• Тип: Литература; #431822
• страница: 9 из 9

Нефтегазоносные комплексы

Составными частями бассейнов являются нефтегазоносные комплексы.

Нефтегазоносным комплексом – называют часть разреза осадочного бассейна, содержащую скопления нефти и газа и, характеризующуюся относительным единством: условий накопления пород, формирования коллекторов, флюидоупоров, накопления и преобразования органического вещества, формирования гидродинамической системы.

Основными характеристиками нефтегазоносного комплекса являются:

• 
  возраст и условия накопления пород;
  
• 
  объем комплекса (толщина, площадь распространения)
  
• 
  литологический состав разреза;
  
• 
  сочетание коллекторов и флюидоупоров;
  
• 
  условия залегания и размещения нефти и газа;
  
• 
  соотношение нефтепроизводных и нефтеносных толщ;
  
• 
  морфологические и генетические типы ловушек.
  

Нефтегазоносные комплексы рассматриваются как природные систем, обладающие различными способами, прежде всего, аккумулятировать УВ, а иногда и генерировать.

Комплексы состоят из главных элементов:

1.порода-коллектор слагает природный резервуар;

2.порода-флюидоупор

3. не всегда нефтематеринская порода.

По масштабам распространения нефтегазоносные комплексы подразделены Бакировым на:

1.региональные

2.субрегиональные

3.зональные

4.локальные.

Осадочные бассейны и их части могут включать один или несколько нефтегазоносных комплекса различных порядков. Нефтегазоносные комплексы обычно являются самостоятельными объектами поисков и разведки.

Ниже приведены примеры регионально нефтегазоносных комплексов.

Продуктивная толща Апшеронского полуострова, Прикуринской низменно­сти и Гобустана в Азербайджане и красноцветная толща Юго-Западной Туркме­нии, объединяющиеся в акватории Южного Каспия, - это генетически единый терригенный комплекс среднего плиоцена. Толщина его более 3 км, сложен чере­дованием песков, песчаников и глин, накопившихся в мелководном опресненном бассейне. Коллекторы - мелко- и среднезернистые пески различной толщины (от долей метра до 20-30 м). Сверху комплекс ограничен преимущественно глини­стыми отложениями верхнего плиоцена, а подстилается преимущественно глини­стыми отложениями понтического яруса (нижний плиоцен), миоцена и палеогена. Комплекс регионально нефтегазоносен на большей части площади и в разных ча­стях разреза - от кровли до подошвы, залежи расположены крайне неравно­мерно.

В Западно-Сибирском НГБ регионально нефтегазоносен терригенный песчано-глинистый комплекс мела - юры. На площади, превышающей 1,5 млн.км², он характеризуется общностью условий тектонического развития, осадконакопления, структурных форм осадочного чехла и закономерностей распределе­ния нефти и газа. Все залежи заключены в терригенных коллекторах. С юга на север расширяется стратиграфический диапазон нефтегазоносности: на юге ре­гиона нефтеносны юра и доюрский комплекс (мелкие залежи в выступах палео­зоя); в Среднем Приобье нефтеносны юрские и нижнемеловые отложения, верх­немеловые - газоносные; на севере бассейна, между реками Пур и Таз, на п-ове Ямал в юре (там, где она вскрыта) установлены нефтяные залежи или нефтегазопроявления, в нижнем мелу - газоконденсатные залежи с нефтяными отороч­ками, в верхнему мелу - гигантские газовые залежи. Определяющий тип лову­шек - пластовые сводовые; во многих случаях из-за несовершенства локальных экранов пласты гидродинамически объединяются в массивные залежи. Рассмот­ренный нефтегазоносный комплекс нередко делят на части: верхняя (апт - сеноман)-газоносная, средняя (нижний мел) - газонефтеносная (нефть преобла­дает), нижняя (юра) -нефтеносная.

Надсолевые и подсолевые отложения Прикаспийской впадины образуют два самостоятельных комплекса по условиям залегания, характеру скоплений нефти и газа, типам коллекторов. Верхний - надсолевой - представлен терригенными отложениями верхней перми, триаса, юры и мела. Залежи контролируются соля­ными куполами кунгурского яруса нижней перми, над которыми в мезозойских отложениях формируются ловушки; встречаются залежи, экранированные соля­ными штоками. Подсолевой комплекс отделен от надсолевого мощной толщей соли и ангидритов кунгурского яруса нижней перми и сложен карбонатными и терригенными нижнепермскими, каменноугольными и девонскими породами. Для его характерны крупные массивы известняков, в которых заключены газоконден­сатные и нефтегазоконденсатные залежи.

Регионально газоносный верхнеюрский комплекс Западного Узбекистана и Восточной Туркмении сложен известняками, часть которых представлена погре­бенными рифами, содержащими основные скопления газа. Комплекс перекрывает верхнеюрская же соляно-ангидритная пачка - региональный флюидоупор. Ниже залегает терригенный газонефтеносный комплекс нижней- средней юры, он пока слабо изучен, однако есть основания ожидать в нем залежи.

В приведенных примерах рассмотрены крупные по объему регионально нефтегазоносные комплексы. Во многих районах выделяются комплексы, харак­теризующиеся меньшим объемом, например:

терригенные отложения среднего и низов верхнего девона в Волго-Уральском и Тимано-Печорском НГБ;

карбонатные породы карбона - нижней перми в этих же бассейнах;

терригенные отложения миоцена - олигоцена в Предкавказье;

карбонатные породы миоцена - олигоцена (свита Асмари) в Месопотамской впадине и др.

Нефтегазоносные комплексы обычно являются самостоятель­ными объектами поисков и разведки, в связи с этим необходимы разные методики их изучения и зачастую разное буровое оборудование и геофизическая аппаратура.

Разрушение залежей нефти и газа

Скопления нефти и газа, образованные в результате миграции и аккумуляции их в ловушках, в последующем могут быть частично или полностью разрушены под влиянием тектонических, биохимических, химических и физических процессов.

Тектонические движения могут привести к исчезновению ловушки вследствие ее наклона или образования дизъюнктивных нарушений. Тогда нефть и газ из нее будут мигрировать в др. ловушку или на поверхность. Если в течение продолжительного времени крупная территория испытывает восходящие движения, то нефтегазосодержащие породы могут быть выведены на поверхность и УВ рассеются.

Биохимические реакции, при наличие разлагающих углеводородных бактерий, и химические процессы (окисление) так же могут привести к уничтожению скоплений нефти и газа. К разрушению залежи могут привести, в ряде случаев, и диффузионные процессы.

Миграция УВ

В настоящее время признается важная роль в формировании месторождений нефти и газа, как внутри резервуарной миграции УВ по проницаемым породам-коллекторам, так и внерезервуарной, происходящей перпендикулярно напластованию отложений по разрывным нарушениям или слабопроницаемым породам.

Различают миграцию УВ:

• 
  первичная (эмиграция);
  
• 
  вторичная;
  
• 
  третичная (рэмиграция).
  

Первичная миграция – перемещение УВ из нефтематеринских толщ в породы-коллектора.

Вторичная миграция – перемещение УВ по пласту-коллектору до первого барьера (экрана), где может происходить скопление УВ.

На этапе вторичной миграции возможно формирование залежей УВ.

Третичная миграция – переформирование уже образованной залежи.

Наиболее реальный механизм миграции УВ, который признается большинством ученых, в настоящее время представляется в следующем виде:

1.отжатие нефти и газа в растворенном состоянии в составе подземных седиментационных вод;

2.растворение нефти и газа в горячих газах и миграция в однофазной смеси УВ;

3.миграция нефти и газа в свободном состоянии (струйная миграция)
Факторы, обусловливающие вторичную миграцию:

1.уплотнение пород;

2.силы всплывания нефти и газа (гравитационные силы);

3.гидравлический;

4.диффузионный.

Всплывание нефти и газа в породе-коллекторе в вид различия плотностей флюидов, ее заполняющих, происходит главным образом по микро и макротрещинам и крупным порам и кавернам. Чем интенсивнее дислоцированы слои, и чем больше разница в плотностях УВ и воды, тем больше и сила всплывания.

Таким образом, сила всплывания нефти и газа пропорциональна наклону пласта и разнице плотностей УВ и воды.

Козлов допускает миграцию нефти и газа по пласту-коллектору в силу их плавучести, даже при незначительных углах наклона слоев.

Если не будет перепада Р., то никакая фильтрация не начнется.

Диффузионный массоперенос газа осуществляется во всех направлениях (в сторону концентрации газа) через трещины горных пород, в том числе и глинистых, и характеризуется он наименьшими скоростями. Максимальное вертикальное расстояние, на которое мигрирует газ, в диффузионном потоке определяется диффузионной проницаемостью пород временем этого процесса. По представлению Бакирова эти расстояния вряд ли могут превышать 10 км.

Газ и нефть в свободном состоянии мигрируют преимущественно в вертикальном направлении к кровле пласта-коллектора, а затем в направлении большего угла восстания пласта. Миграция в этом случае характеризуется наибольшей скоростью. Скорость струйной миграции газа и нефти зависит, главным образом, от фазовой проницаемости пород для газа и нефти и пористости пласта, а так же от вязкости нефти и газа, угла наклона пласта и разности плотностей воды, нефти и газа в пластовых условиях.

Миграция УВ может так же происходить под влиянием упругих сил (напряжение), флюидов и заключающих их пород.

Как известно, жидкости, прежде всего вода, обладают способностью сжиматься, хоть и в незначительной степени. В случае уменьшения нагрузки, вследствие подъема или эрозии пород, возможно расширение жидкости, заполняющей резервуары, а из этого следует, что возможна и миграция.
Принцип дифференциального улавливания

(Максимова-Гассоу)
Скорость накопления нефти в ловушках (по определению Высоцкого) составляет от 12-700 т/год, а продолжительность формирования нефтяных залежей 1-12 млн. лет.

Закон передвижения нефти по Броду чрезвычайно прост: нефть выбирает линии наименьшего сопротивления и пробирается в каждом отдельном случае в том направлении, в котором ей это легче сделать. С этой точки зрения следует выделять лишь основные типы миграционных процессов, превалирующих на том или ином этапе формирования скоплений нефти и газа. Постоянно имея в виду возможные существования различных видов миграции и их взаимный переход друг в друга.

Все миграционные процессы рассматриваются им по 3-ем категориям:

1 по форме (характеру движения нефти и газа);

2 по масштабу движения;

3 по путям движения.

1. 
   следует различать два вида миграции:
   

а) молекулярная миграция – передвижение отдельных молекул, составляющих молекулярные пленки на частицах пород или на пленках воды, покрывающих эти частицы между молекулами входящих в состав горных пород.

б) свободная миграция – циркуляция воды, жидких и газообразных УВ-ов фильтрации.

2. 
   различают 2 основных группы процессов:
   

а) локальная миграция местного значения, вызывающая образование одного месторождения, не выходящая за пределы структурного элемента, контролирующего формирование данного месторождения.

б) региональная миграция – процесс, обуславливающий формирование целой серии месторождений, закономерно связанных с крупной тектонической зоной.

3. 
   можно выделить 2 вида миграции:
   

а) внерезервуарная миграция – перемещение подвижных веществ по плохо проницаемым породам.

б) внутрирезервуарная миграция – передвижение нефти и газа внутри коллекторских пород, слагающих природный резервуар. Движение может происходить как в вертикальном, так и в боковом (латеральном) направлениях, как по порам, так и по трещинам.

Месторождения нефти и газа

Месторождение нефти и газа (по Броду)- совокупность залежей, контролируемых единым структурным элементом и заключенных в недрах одной и той же площади.

Месторождения нефти и газа (по Вассоевичу, Еременко)- включает не только сумму залежей, но и всю толщу пород, принимающих участие в строении месторождения, т.е. целостный объем земной коры, включающий залежи нефти и газа.

Месторождения нефти и газа классифицируют по разным признакам, среди которых наиболее существенные следующие:

1. 
   число залежей, объединяемых в месторождение;
   
2. 
   генезис и морфология структурных форм, образующих месторождение.
   
3. 
   генетическое положение месторождения;
   
4. 
   фазовое состояние УВ систем;
   
5. 
   запасы нефти и газа.
   

Гигантское месторождение Боливар (Венесуэла) содержит 325 залежей.

С позиции разведки и разработки месторождение – это отдельная залежь или группа залежей, имеющих в проекции на земную поверхность полное или частичное перекрытие своих контуров нефтегазоносности.

Площадь месторождений обычно составляет первые десятки сотен км ².

Известны и гигантские по площади месторождения, площадь которых более 1 000 км ².

По типу флюидов месторождения подразделяются согласно фазовому составу залежи, т.е. выделяются нефтяные, газовые, газоконденсатные. Если все залежи имеют один фазовый состав, то часто встречаются месторождения, в которых присутствуют флюиды разного типа. При характеристики такого типа месторождений на 1-ое место ставится флюид с наименьшей величиной запаса.

Месторождения платформ характеризуются следующими основными чертами:

1.приуроченность к пологим антиклинальным формам (куполам, брахиантиклиналям и т.д.).

2.углы падения крыльев структур измеряются единицами градусов или десятками минут.

3.площадь наиболее крупных поднятий – сотни и тысячи км ² при высоте 10-км. и первые сотни м. Множество мелких поднятий, площади которых составляют единицы км ², а высота десятки м.

4.широкое развитие карбонатных комплексов и связанных с ними зон рифов.

5.наличие соляно-ангидритовых экранирующих толщ и зон соляного диапиризма.

6 - широкое распространение литологического и стратиграфиче­ского экранирования;

7 - обширные площади нефтегазовых и водонефтяных контактов;

8 - незначительные дизъюнктивные нарушения;

9 - ненарушенность покрышек и благоприятные условия сохране­ния залежей;

10 - широкое распространение газовых залежей.

Платформенные месторождения содержат 96% запасов нефти и 99 % газа. Именно на платформах во всем мире сосредоточено большинство гигантских месторождений: на Восточно-Европей­ской, Западно-Сибирской, Северо-Американской, Аравийской, Аф­риканской платформах месторождения содержат основные запасы и дают почти всю добычу нефти и газа в мире.

Месторождениям складчатых областей и эпиплатформенных внутриорогенных впадин свойственны:

1 - крутые резко выраженные структуры, своды и крылья кото­рых осложнены дизъюнктивными нарушениями (сбросами, надви­гами и пр.); углы падения крыльев - десятки градусов, иногда крылья поставлены на голову или подвернуты;

2 - преимущественно терригенный разрез;

3 - преимущественно небольшие тектонически экранированные и сводовые пластовые залежи;

4 - низкая герметичность экранов, обусловленная наличием дизъ­юнктивных нарушений;

5 - преобладание нефтяных залежей, иногда с газовыми шап­ками.

Литература

1. 
   Вассоевич Е.Б. Избранные труды. Геохимия органического вещества и происхождение нефти. М.: Наука, 1986. 367с.
   
2. 
   Основы геологии горючих ископаемых: Учеб. /В.В. Семенович, И.В. Высоцкий, Ю.Н. Корчагина и др. М.: Недра, 1987. 397с.
   
3. 
   Петров А.А. Углеводороды нефти. М.: наука, 1984.264с.
   
4. 
   Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М.: Мир, 1981.501с.
   
5. 
   Волков В.Н. Основы геологии горючих ископаемых, СПб; 1993г.
   
6. 
   Брод И.О., Еременко Н.А. Основы геологии нефти и газа .Гостоптехиздат ,М.,1957.
   
7. 
   История нефти в осадочных бассейнах. М..Интерпринт,1994.
   
8. 
   Матвеев А.К. Геология угольных бассейнов СССР.Госгортехиздат,1960.
   
9. 
   Соколов Б.А. Эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов , М.,Наука, 1980.
   
10. 
    Хант Д. Геохимия и геология нефти и газа, М., Мир,1982.
    
11. 
    Еременко Н.А. ,Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков.М.Наука . 1996.
    

12. Баженова О. К. и др. Геология и геохимия нефти и газа. М., МГУ, 2000.

13. Геология и геохимия нефти и газа.Под ред.А.А.Бакирова.М.Недра.1982.

14. Леворсен А.И. Геология нефти и газа.М.Мир.1970

15. Губкин И.М. Учение о нефти.3-е изд.М.Наука.1975.