- •1. Характеристика объектов и методов исследования геологии и геохимии нефти и газа.
- •2. Основные классификации каустобиолитов. Нефть и газ в ряду каустобиолитов.
- •3. Физико-химические свойства и состав нефтей.
- •4. Основные факторы, влияющие на состав и свойства нефтей и газов в природе.
- •5. Преобразование ов в седиментогенезе и диагенезе.
- •6. Эволюция ов в катагенезе.
- •7. Главная зона нефтеобразования и ее роль в размещении залежей ув.
- •8. Нефтегазоматеринские породы и принципы их диагностики.
- •9. Зоны и очаги нефтегазогенерации, их характеристики.
- •10. Современные концепции нефтегазообразования. Осадочно-миграционная теория.
- •11. Первичная миграция нефти.
- •12. Вторичная миграция нефти.
- •13. Формы нахождения ов в природе.
- •14. Генетические типы ов пород.
- •15. Геохимические и генетические классификации нефтей.
- •16. Классификации газов.
- •17. Основные факторы и градации катагенеза ов.
- •18. Твердые нафтиды как продукты преобразования нефтей.
- •19. Происхождение и основные свойства твердых горючих ископаемых (торф, уголь, горючие сланцы, газогидраты). Типы природных ув газовых систем.
- •20. Распределение и состав органического вещества в породах.
- •21. Условия залегания нефти и газа в недрах. Коллекторы и флюидоупоры.
- •22. Основные виды и типы коллекторов.
- •23. Ловушки ув, основные условия их формирования.
- •24. Классификация залежей ув по типу ловушек.
- •25. Основные емкостные и фильтрационные свойства пород-коллекторов, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность.
- •26. Основные типы природных резервуаров.
- •27. Классификации месторождений нефти и газа.
- •28. Особенности разрушения и преобразования залежей нефти и газа.
- •29. Основы нгг районирования.
- •30. Состав и физ. Св-ва прир. Газов.
- •31. Связь емкостных и фильтрационных св-в пород. Нетрадиционные коллекторы.
- •32. Основные элементы и параметры залежей нефти и газа.
- •33. Классификация нгб.
- •1) Платформенный тип.
- •2) Тип подвижных поясов.
- •34. Гигантские н. И г. М-ия, условия их образования и роль в добыче ув.
- •35. Характеристика Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна.
- •36. Характеристика Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна.
- •37. Характеристика крупнейших угольных бас. (уб) России.
- •38. Нефтеотдача продуктивных горизонтов и факторы, ее определяющие.
- •39. Методы повышения нефтеотдачи продуктивных горизонтов.
- •40. Способы эксплуатации продуктивных на нефть и газ скважин.
- •41. Метаморфизм: факторы и основные типы.
- •42. Функции менеджмента в недропользовании.
- •43. Классификация осадочных пород
- •44. Этапы нефтегазообразования в литогенезе.
- •45. Нефтегазоматеринский потенциал ов пород.
- •46. Применение изотопных исследований при изучении горючих полезных ископаемых.
- •47. Применение методов органической геохимии на различных этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ.
- •48. Руководящие формы ископаемых организмов: признаки, комплексы.
- •49. Основные нефтегазоносные комплексы Волго-Уральской нгп.
- •50. Определение понятия “фация”. Построение карт фаций.
- •51. Общие региональные и местные стратиграфические подразделения. Общая стратиграфическая шкала. Принципы их выделения.
- •53. Этапы и стадии грр на н и г. Типовой комплекс работ. Основные задачи.
- •54. Сущность тектоники литосферных плит.
- •55. Структурные элементы пов-ти фундамента и чехла конт.Платформ.
- •56. Локальные поднятия в чехле платформ и их типы по структуре и генезису.
- •57. Складчатые пояса: основные тектонические зоны и их строение. Нгносность передовых прогибов и передовых складчатых зон.
- •58. Типы континентальных окраин. Размещение месторождений горючих п. И. В пределах континентальных окраин.
- •59. Типы глубинных разломов.
- •60. Понятие биосфера. Структура биосферы. Основные параметры биосферы.
- •61. Живое, биогенное и косное вещ-во биосферы. Функции живого вещ-ва в биосфере, их хар-ка.
- •62. Биогеохимические круговороты в биосфере, типы.
- •63. Энергетическая хар-ка залежей нефти и газа.
- •64. Режимы нефтегазоносных пластов.
- •65. Системы разработки залежей нефти.
- •66. Классификация геохимических барьеров.
- •2. Основные классификации каустобиолитов. Нефть и газ в ряду каустобиолитов.
3. Физико-химические свойства и состав нефтей.
Нефть - вязкая жидкость тёмно-коричневого, чаще чёрного цвета, иногда почти бесцветная, жирная на ощупь. Состоит из смеси различных УВ-ых соед-ий. В природе Н очень разнообразны по консистенции – от жидких до густых, смолообразных.
Основные хим. эл-ты, из кот. состоит Н - углерод и водород. Сод-е углерода в нефти (С) – 82-87% и водорода (Н) – 11-14%, гетероэлементы - кислород (О) – 0,2-0,7%, (бывает до 4%), азот(N) – 0,1-0,3%, (бывает до 2%), сера (S) – 0,09- 0,5%, (бывает до 2%), фосфор, ванадий, никель, железо, алюминий и др.
В нефтях присутствуют три основные группы УВ:
1) Метановые УВ. Общая формула CnH2n+2. C-C4 – газообразные УВ; C5-C16 – жидкие УВ; C17H36 и выше – это твёрдые в-ва.
2) Нафтеновые УВ. Общая формула CnH2n. Для них характерно циклическое строение. Состоят из нескольких групп -СН2-, соединенных в замкнутую систему. Для нефтей характерны нафтены, состоящие из пяти или шести групп -СН2-. Это циклопентаны и циклогексаны.
3) Ароматические УВ. Общая формула CnH2n-6. Имеют циклическое строение, но при этом углеродные атомы связаны друг с другом двойными и простыми связями. Простейший представитель – бензол (С6Н6).
Групповой состав Н определяет её хим. и физ. св-ва, от кот. зависит ее способность к миграции и формир-ю залежей. Ряд параметров использ-ся при подсчёте запасов Н и Г и проектировании систем разработки, транспортировки по нефтепроводам и т.д.
Физические свойства нефтей.
1) Плотность нефти – это отношение массы к объёму. Единицы измер-я в системе СИ – кг/м3, в СГС – г /см3. Изменяется от 0,73 – 1,04 г/см3. Обычно плотность нефти меньше 1 и колеблется в пределах 0,82 – 0,92 г/см3. По плотности нефти класс-ся: а) лёгкие (до 0,81 г/см3); б) средние (0,81 – 0,87 г/см3); в) тяжёлые (0,87 – 0,90 г/см3); г) очень тяжёлые (0,90 – 1,04 г/см3).
На практике пользуются относительной плотностью, кот. представляет собой отн-е плотности нефти при t-ре 200С к плотности воды при t-ре 40С. В пластовых условиях плотность нефти меньше, чем на земной пов-ти, т.к. в пластовых условиях нефти содержат растворимые газы (в 1 м3 нефти может растворяться до 650 м3 газа). Плотность нефти зав. от сод-я в ней асфальто-смолистых в-в (чем тяжелее Н, тем больше в ней асф-смолистых в-в).
2) Вязкость нефти – св-во жидкости оказывать сопротивление перемещению её частиц при движении.
Параметр вязкости имеет большое значение: а) для установления хар-ра и масштабов миграции; б) при разработке залежи и добыче Н. Различают вязкость: динамическую, кинематическую и относительную. Прибор – вязкозиметр. Изм-ся в пределах от 0,1 до 80 мПа*с.
Выводы: 1. Чем тяжелее нефть, тем она менее подвижная. 2. Вязкость нефти растет с увеличением в ней асф-смолистых в-в. 3. С повышением t-ры вязкость уменьшается. 4. С повышением Р вязкость увеличивается. 5. Группа нафтеновых УВ хар-ся большей вязкостью, чем группы ароматических и метановых. Рассмотренные св-ва (плотность и вязкость) опред-ся лабораторным путём по поверхностным пробам.
3) Газонасыщенность нефти – опред-ся кол-вом газа, растворённого в нефти в условиях залежи.
Единицы измер-я м3/м3 (от 30 до 500). Газонас-ть опред-ся по глубинным пробам, кот. отбирают в призабойной части ствола скважин глубинными пробоотборниками.
4) Оптическая активность нефти. Нефти способны вращать плоскость поляризации светового луча. В большинстве нефти вращают плоскость поляризованного луча вправо, но известны и левовращающие нефти. Установлено, чем моложе нефти, тем больше угол поворота поляриз. луча.
5) Люминесценция – это свечение под действием внешнего облучения. Это неотъемлемое св-во всех нефтей и природных продуктов их преобраз-я.
6) Электропроводность. Нефти явл-ся диэлектриками, т.е. не проводят эл. ток. Нефти обладают высоким удельным сопротивлением (1010 - 1014 Ом*м).
7) Т-ра кипения УВ. Т-ра кипения УВ зависит от их строения. Чем больше атомов углерода входит в состав молекулы, тем выше t-ра кипения. У нафтеновых и ароматических УВ, у кот. атомы углерода соединены в циклы (кольца), t-ра кипения выше, чем у метановых. Изм-ся в интервале от 300 до 6000 С. Первая стадия перегонки – до 3500 (бензин, керосин), вторая - > 3500 (мазут).
8) Т-ра застывания и плавления зависит от состава нефти. Чем больше в ней твердых парафинов, тем выше t-ра застывания. Смолистые в-ва оказывают противоположное влияние.