- •1.Роль нефти и газа в топливно-энергетическом балансе страны
- •2.Значение геологии и геохимии нефти и газа в развитии нефтегазового комплекса России
- •3.Основные черты геохимии углерода и водорода
- •4. Каустобиолиты. Положение среди горных пород. Генетическая классификация
- •5. Органическое вещество пород (ов). Его состав и свойства
- •6. Образование и преобразование ов на стадии диагенеза
- •7. Особенности распределения ов в литосфере
- •8. Рассеяное и концентрированное ов в осадочном чехле
- •9. Битумоиды. Их состав и свойства
- •10. Кероген, его типы
- •11. Генетические типы ов и его преобразование на стадии катагенеза
- •12. Реконструкция палеотемператур на основе изучения отражательной способности витринита
- •13. Эволюционная зональность нефтегазообразования. Главная зона нефтеобразования («нефтяное окно»).
- •14. Нефтегазоматеринский потенциал и методы его определения (Рок Эвал). Классификация нефтегазоматеринских пород
- •15. Физико-химические свойства нефтей.
- •16. Групповой углеводородный состав нефтей.
- •18. Значение изопреноидных углеводородов в составе нефтей. Определение типа исходного ов и степени «зрелости».
- •19. Неуглеводородные компоненты в составе нефтей
- •20. Геохимическая классификация нефтей Классификация нефтей по групповому углеводородному составу.
- •21.Продукты природного изменения нефтей. Природные битумы
- •22. Типы природных газов, их физические параметры и свойства
- •Классификация газов
- •Физико-химические свойства газов.
- •23. Газовые гидраты. Условия их образования
- •24. Условия образования газоконденсатных залежей. Первичные и вторичные газоконденсаты
- •25. Основные методы исследований углеводородных флюидов и ов пород (газожидкостная хроматография, масс-спектрометрия, ядерно-магнитный резонанс и др.)
- •1. Современное состояние проблемы происхождения нефти
- •2. Концепция органического (биогенного) происхождения нефти
- •3. Концепция неорганического (абиогенного) происхождения нефти
- •4. Породы-коллекторы. Их классификация
- •5. Нетрадиционные (глинистые, кремнистые, вулканогенные и др.) коллекторы. Особенности их формирования.
- •6. Породы-покрышки (флюидоупоры) в разрезе осадочного чехла. Их классификация
- •7. Литолого-фациальные и палеогеографические условия формирования коллекторов и покрышек
- •8. Природные резервуары в осадочном чехле. Их классификация
- •9. Термобарические условия природных резервуаров
- •10. Фации и формации благоприятные для нефтегазообразования и нефтегазонакопления
- •11. Регионально нефтегазоносные комплексы в разрезе осадочного чехла. Их классификация.
- •12,13. Первичная и вторичная миграция углеводородов
- •15. Масштабы и направления миграции углеводородов. Методы их определения Классификация миграции процессов.
- •Масштабы (расстояние) миграции углеводородов в земной коре.
- •Определение направления миграции.
- •16. Представления о дифференциальном улавливании углеводородов в процессе их миграции и формирования залежей Принцип Гассоу-Максимова.
- •17. Механизмы формирования залежей углеводородов
- •18. Значение ретроградных процессов (ретроградное испарение, ретроградная конденсация) при формировании залежей.
- •19. Геологическое время формирования залежей нефти и газа. Методы его определения.
- •20.Переформирование и разрушение залежей углеводородов
- •21. Зональность регионального нефтегазонакопления
- •22.Вертикально-стратиграфическая и геоструктурная зональности нефтегазонакопления
- •23. Фазовая зональность размещения скоплений нефти и газа в земной коре
- •24. Главнейшие закономерности размещения скоплений нефти и газа в земной коре
- •25. Основные принципы нефтегазогеологического районирования.
- •1. Понятие о локальных и региональных скоплениях углеводородов
- •2. Ловушки нефти и газа. Их классификация.
- •3. Генетическая классификация залежей нефти и газа
- •3.Методы определения времени формирования ловушек
- •5.Смотри№19
- •6. Условия формирования структурного класса залежей.
- •7. Условия формирования литологического класса залежей
- •8. Условия формирования стратиграфического класса залежей
- •9. Условия формирования залежей, связанных с рифовыми массивами
- •10. Сводовая залежь антиклинальной структуры
- •11. Тектонически-экранированная залежь в локальной структуре
- •12.Залежь, осложненная диапиризмом, грязевым вулканизмом или солянокупольной структурой.
- •13.Залежь, приконтактная с соляным штоком
- •14.Висячие залежи антиклинальных структур. Условия их образования
- •21. Залежь, связанная со стратиграфическими несогласиями в пределах локальной структуры
- •22. Залежь, связанная со стратиграфическим несогласием на моноклинали
- •23.Залежь, запечатанная асфальтом
- •24. Гидродинамически экранированная залежь
- •25. Залежь, тектонически экранированная, поднадвиговая
9. Битумоиды. Их состав и свойства
Битумоиды – та часть ОВ, которая растворяется в нейтральных растворителях.(до 10-12 %). Битумоиды извлекаются из породы такими растворителями, как петролейный эфир, бензол, хлороформ, ацетон, спиртобензол. Выделяют следующие главные фракции битумоидов:1)масла – растворяются в петролейном эфире,главным образом, нейтр орг соединения2)смолы – раствор-ся в спиртобензоле, нейтральные и кислые соед-я.3)асфальтены – растворяются в хлороформе, это кислые азотистые и сернокислые соединения.Преобладающим компонентом группового состава битумоидов современных осадков обычно являются асфальтены (60-70%), на долю смол приходится 20-30%, а концентрация масел не превышает 12%.Битумоиды как и нефти люминесцируют под у/ф светом. Хим состав аналогичен хим составу нефти. Битумоиды состоят в основном из 5 химических элементов: С,О,Н,S,N. Присутствие битумоидов как в современных донных отложениях, так и в ископаемых породах обусловлено прежде всего наличием битумоподобных веществ – липидов – в телах исходных живых организмов. Важным количественным показателем генерации у/в является не столько абсолютная концентрация битуминозных веществ в породе¸ сколько абсолютная концентрация битумоидов в орг вещ-ве.B = (Сбит/Сорг)*100. Сбит – содержание углерода в орг веществе, Сорг- в породе.
Главным элементом в составе органического вещества является органический углерод и поэтому содержание органического вещества в породе определяется именно по содержанию в них органического углерода, который обозначается С орг.
Одним из важнейших параметров характеризующих органическое вещество является хемофоссилий. Хемофоссилий – это явные остатки органики в органическом веществе. Пристан и фитан – это так называемые изоприноидные углеводороды.
Пристан С19Н40, фитан С20Н42.
Содержание пристана к фитану является показателем окислительно-восстановительных условий на стадии диагенеза осадка.
Выявлено, что в восстановительных условиях образуется преимущественно фитан, а в окислительных – пристан. Если же нефти образовались из континентальных отложений, где существенную роль играют окислительные условия, то в них существенно преобладает пристан.Источник фитана и пристана явл Фитал. Фитал входит в состав хлорофилла. В связи с этим в нефтях образ из морских отлож восст фациаль обстан обычно преоб фитан если нефть конт среде окисл – пристан.
10. Кероген, его типы
Вторым по важнейшим элементам органического вещества является (НОВ) нераств орг вещ- кероген. На стадии диагенеза битумоиды составляют 10-12%, а остальные 89% органическое нерастворимое вещество (НОВ) – это и есть кероген. В составе керогена доминирует углерод в значительно меньших концентрациях содержания O,N,H,S. Существуют разные типы органического вещества, их классификации разные, но самая известная классификация Ван Де Кревелен. Н/С и О/С
Было выделено 3 группы керогена: I, II, III.
I тип керогена – характеризуется высоким содержанием водорода и относительно низким содержанием углерода (отношение Н/С атомарное высокое и составляет 1,5). Этот кероген сформировался за счет водорослевых и микробных липидов. Кероген 1 типа характерен для образования горючих сланцев в некоторых районах мира, встречается довольно редко и генерируют преимущественно жидкие углеводороды непромышленного значения.
II тип керогена – содержание водорода достаточно высокое, но меньше, чем в I типе, а кислорода более высокое, чем в I типе. Этот кероген формируется в результате отложения и накопления морских организмов: зоо и фитопланктона, бактерий с участием привнесенного в бассейн сигментации высших растений с суши. Кероген этого типа является источником углеводородов для большинства нефтяных месторождений, в том числе гигантских и способных генерировать как жидкие, так и газообразные.
III тип керогена – содержание водорода незначительное (отношение Н/С <1), а отношение (О/С = 0,2; 0,3). Этот кероген образуется в основном из растительных остатков, характерен для континентальных окраин и дельтовых толщ и генерируют преимущественно газообразные углеводороды.
