- •Нефтегазоносность Земли – фундаментальная проблема естествознания.
- •Изотопный состав углерода.
- •Природные горючие ископаемые (каустобиолиты)
- •Органическое вещество (ов) и его преобразования в процессе литогенеза.
- •Особенности распределения органического вещества в литосфере.
- •Образование нефти и газа на стадии катогенеза.
- •Нефтегазоматеринский потенциал и методы его определения.
- •Нефтяные системы. Их общая характеристика.
- •Физико – химические свойства нефти.
- •Оптические свойства нефти.
- •Элементный, изотопный, фракционный и групповой углеводородные составы нефти.
- •Не углеводородный состав нефтей.
- •Классификация нефтей по групповому углеводородному составу.
- •Газовые и газоконденсатные углеводородные смеси. Горючие природные газы.
- •Классификация газов
- •Физико-химические свойства газов.
- •Классификация по содержанию метана и гомологов метана
- •Газовые гидраты (клатраты)
- •Газоконденсатные системы.
- •Происхождение нефти.
- •Горные породы – вместилища нефти и газа. Природные резервуары в разрезе осадочного чехла.
- •Нетрадиционные коллектора.
- •Природные резервуары.
- •Термобарические условия природных резервуаров.
- •Фации и формации благоприятные для нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
- •Регионально нефтегазоносные комплексы в разрезе осадочных отложений.
- •Палеотектонические условия формирования регионально нефтегазоносных комплексов
- •Миграция углеводородов в земной коре. Формирование и разрушение их скоплений.
- •Возможность эмиграции углеводородов в водорастворенном состоянии
- •Возможности первичной эмиграции микронефти в обособленной жидкой фазе, то есть в свободном состоянии.
- •Вторичная миграция нефти и газа.
- •Основные факторы, обуславливающие процессы миграции нефти и газа.
- •Классификация миграции процессов.
- •Масштабы (расстояние) миграции углеводородов в земной коре.
- •Определение направления миграции.
- •Время формирования залежи.
- •Зональность регионального нефтегазонакопления.
- •Фазовая зональность углеводородов в земной коре.
Нефтегазоматеринский потенциал и методы его определения.
Почти все литофациальные типы современных пород содержат в том или ином количестве органическое вещество, а в его составе углеводороды, однако далеко не все из них способны даже при благоприятных условиях генерировать нефть. Следовательно нас интересует прежде всего те толщи пород, которые генерировали углеводороды в масштабах способных формировать залежи именно , именно такие толщи называются нефтегазоматеринскими толщами. Установлено, что нижним пределом концентрации органического вещества преимущественно сапропелевого типа в нефтегазоматеринских породах должно составлять не менее 0,1% на породу. Каким образом определяется нефтегазоматеринский потенциал пород:
Рок – Эквал
Во всем мире сегодня используется прибор, который был разработан в конце 70-х годов во французском институте нефти Рок – Эвал (Rock - Eval) (маленькую навеску породы помещают в этот прибор, проще его называют пиролизатором, т.е осуществляются процессы пиролиза, и через 20 минут готовые результаты. Образец породы керна или шпата (100м2) помещается в печь с инертной атмосферой (N или He), где нагревается по определенной программе, которая контролируется компьютером, она идентифицирует все данные, а затем выдает результаты, которые содержат следующую информацию: S0, S1, S2, S3, S4 – это пики). S0 – это при температуре 100 0С выделяются свободные газы от С1 до С4, а также возгоняются (образуются жидкие углеводороды, которые не переходят в газообразные), жидкие углеводороды С5 – С7. Размерность: мг углеводородов на г породы.
S1 – при температуре равной 300 0С в газовую фазу переходят жидкие углеводороды С5 – С7, возгоняются так же часть смолисто – асфальтовых веществ. Размерность: мг углеводородов на г породы.
S2 при температуре равной 600-850 0С выделяются углеводороды смолисто – асфальтеновых веществ и керогена.
S3 соответствует количеству СО и СО2 при температуре равной 400 0С.
S4 – количество СО и СО2, которое образовалось в результате сожжения остаточного углерода.
Величина S1 представляет собой долю исходного генетического потенциала органического вещества, который был трансформирован в углеводороды, т.е S1 характеризует какое количество генерировало жидких углеводородов, а величина S2 характеризует остаточный потенциал, который остался в керогене нереализованным. Таким образом, S1+S2 (выражается в кг/т породы) представляет собой общий генерационный потенциал органического вещества.
На основе этого сделана классификация нефтегазоматеринских пород по генерационному потенциалу.
Содержание значения потенциала |
Нефтематеринские отложения |
Менее 2 кг на тонну породы |
Не нефтематеринская порода, обладающая небольшим потенциалом генерировать только газообразные породы |
2-6 кг на тонну породы |
Материнская порода, обладающая умеренным генерационным потенциалом |
Более 6 кг на тонну |
Материнская порода с высоким генерационным потенциалом |
Встречаются породы с генерационным потенциалом 100-200 кг на тонну |
Очень редко содержат органические вещества, может быть великолепной материнской породой или если она не достигла катогенеза, то это горючий сланец |
в настоящее время пиролитический метод (Rock-Eval) определения генетических типов органического вещества в стадии его преобразования и определения генерационного потенциала пород используется практически повсеместно в мире.
3.10.11
Лекция 8.