geologia_otvety1-10

1вопрос. Вся земная жизнь основана на углероде. Каждая молекула живого организма построена на основе углеродного скелета. Атомы углерода постоянно мигрируют из одной части биосферы (узкой оболочки Земли, где существует жизнь) в другую. На примере круговорота углерода в природе можно проследить в динамике картину жизни на нашей планете. Основные запасы углерода на Земле находятся в виде содержащегося в атмосфере и растворенного в Мировом океане диоксида углерода, то есть углекислого газа (CO₂). Рассмотрим сначала молекулы углекислого газа, находящиеся в атмосфере. Растения поглощают эти молекулы, затем в процессе фотосинтеза атом углерода превращается в разнообразные органические соединения и таким образом включается в структуру растений. Далее возможно несколько вариантов: углерод может оставаться в растениях, пока растения не погибнут. Тогда их молекулы пойдут в пищу организмам, которые питаются мертвым органическим веществом; растения могут быть съедены травоядными животными. В этом случае углерод либо вернется в атмосферу, либо травоядные животные будут съедены плотоядными; растения могут погибнуть и оказаться под землей. Тогда в конечном итоге они превратятся в ископаемое топливо — например, в уголь. В случае же растворения исходной молекулы CO₂ в морской воде также возможно несколько вариантов: углекислый газ может просто вернуться в атмосферу углерод может войти в ткани морских растений или животных. Тогда он будет постепенно накапливаться в виде отложений на дне Мирового океана и в конце концов превратится в известняк.

Изото́пы углеро́да — разновидности атомов (и ядер) химического элемента углерода, имеющие разное содержание нейтронов в ядре. Углерод имеет два стабильных изотопа — ¹²C и ¹³C. Содержание этих изотопов в природном углероде равно соответственно 98,93 % и 1,07 %. Известны также 13 радиоактивных изотопов углерода (от ⁸C до ²²C), из которых один — ¹⁴C — встречается в природе (его содержание в атмосферном углероде около 10⁻¹²). Углерод — лёгкий элемент, и его изотопы значительно различаются по массе, а значит и по физическим свойствам, поэтому во многих природных процессах происходит их разделение (фракционирование). Изотоп ¹⁴C образуется при облучении нейтронами по следующей реакции: Изотоп углерода ¹⁴C образуется в атмосфере из атмосферного азота под действием космического излучения. С небольшой скоростью углерод-14 образуется и в земной коре. Измерение радиоактивности органических веществ растительного и животного происхождения, обусловленной изотопом ¹⁴C, применяется длярадиоуглеродного анализа возраста старинных предметов и природных образцов. В живом организме ¹⁴C находится в равновесии с окружающей средой. После гибели организма он перестаёт обмениваться углеродом со средой, и содержание ¹⁴C начинает медленно уменьшаться (его период полураспада равен 5,70±0,03 тыс. лет). Измеренная удельная активность ¹⁴C в образце может быть однозначно связана с временем, прошедшим с момента гибели организма.

2вопрос. Изотопы водорода, в отличие от других изотопов химических элементов, сильно различаются по свойствам из-за кратного увеличения их относительной атомной массы. Им даже присвоены индивидуальные названия и химические знаки. Выделяют три группы: Протий Н(водород самый лёгкий из всех химических элементов: его ядро состоит только из одного протона),Дейтерий D(Ядро тяжёлого водорода дейтерия, состоит из одного протона и одного нейтрона. Этот изотоп водорода приблизительно вдвое тяжелее обычного атома водорода), Тритий Т (Изотоп водорода, ядро которого состоит из протона и двух нейтронов, называется тритий).

3 вопрос. Слово "каустобиолит" происходит от греческих слов: "каустос" – горючий, "литос" – камень, "биос" – жизнь, т.е. горючий камень органического происхождения. Каустобиолиты относятся к органогенным горным породам – биолитам. Автор термина "каустобиолиты" немецкий ученый Г.Потонье и вслед за ним И.М. Губкин рекомендуют различать: 1) каустобиолиты битумного (или нефтяного) ряда – нефтяные битумы; 2) каустобиолиты угольного (или гумусового) ряда; 3) липтобиолиты. В. А. Успенским и О. А. Радченко предложена генетическая схема классификации каустобиолитов (рис. 2). Схема состоит из двух ветвей – левой, отвечающей горючим ископаемым угольного ряда (гумусовым), и правой, соответствующей ископаемым нефтяного (битумного) ряда. Отдельные типы горючих ископаемых изображены на схеме в виде блоков, на торцевой стороне которых дана харак­теристика геохимической обстановки их образования. На схеме указаны также основные категории исходного материала для обра­зования горючих ископаемых угольного ряда, представленные выс­шими растительными и низшими животными организмами.

Правая ветвь схемы отвечает горючим ископаемым нефтяного (битумного) ряда. Стрелкой, направленной от правого блока угольной ветви, соответствующего морским и пресноводным сапропелитовым образованиям, показана связь горючих ископаемых нефтяного ряда с отложениями морских водоемов. Правый блок этой ветви отвечает минералам группы озокерита, образующимся в результате вывет­ривания парафинистых нефтей. На противоположной стороне этой ветви показан переход тяжелых смолистых нефтей нафтено-ароматического типа к асфальтам и далее к асфальтитам, керитам, антраксолитам, отвечающим определенной степени метаморфизма. Как видно из схемы, конечные продукты метаморфизма горючих ископаемых как угольного, так и нефтяного ряда сближаются, и конечным продуктом метаморфизма как угольного ряда, так и нефтяного является графит, т. е. происходит общий процесс кар­бонизации материи.

4 вопрос.

«Нефти являются смесями сложных органических соединений, в которых преобладают углеводороды» Нефть – единственный не водный жидкий раствор на Земле.

Фракционный состав определяется при лабораторной перегонке с использованием метода постепенного испарения, в процессе которой при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют части - фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания. Каждая из фракций характеризуется температурами начала и конца кипения.

Наиболее полные классификации отражают как физико-химические свойства нефтей, так и их состав. К числу таких классификаций можно отнести классификацию Т. А. Ботнева (1987 г.). По соотношению метановых и нафтеновых углеводородов, содержащихся в бензиновой фракции (т. к. 200 ^о С) выделяют шесть типов нефтей.

Затем идет подразделение нефтей по категориям на основе содержания серы, парафинов, асфальтенов и смол. Используя классификационные индексы, тип нефти можно представить в виде формулы, например нефть метановая средняя малосмолистая малосернистая парафинистая имеет формулу I.2.См₁.Ср₁.Пр₂.

Углеводородную часть состава нефти образуют три основные класса углеводородных соединений.

1. Алкановые (парафиновые, метановые) – соединения с открытой цепью и простыми связями между атомами углерода. Являются насыщенными (предельными) углеводородами. Гомологический ряд имеет формулу С_nH_2n+2.

Алканы с неразветвленной цепью называются нормальными (n-алканы, n-парафины). Алканы, имеющие в строении разветвленную открытую цепь, называются изоалканами (i-алканы, i-парафины).

2. Циклановые (циклоалкановые, циклопарафиновые, нафтены) – соединения, имеющие в своей основе замкнутую цепь (кольцо) из метиленовых (СН₂) групп. Поэтому называются также полиметиленовыми углеводородами. Могут содержать один (моноциклические нафтены) или два и более (полициклические нафтены) кольца. Гомологический ряд моноциклических нафтенов – С_nH_2n, бициклических – С_nH_2n-2, трициклических – С_nH_2n-4. Являются, наряду с алканами, предельными углеводородами. В нефтях содержатся нафтены с пятью и с шестью атомами углерода в кольце (циклопентаны и циклогексаны). В некоторых нефтях обнаружены нафтены с семичленными циклами, но их количество крайне незначительно. Кольца с числом атомов углерода меньше 5 и больше 7 в нефти не обнаружены.

3. Арены (ароматические) – содержат в своей структуре бензольное кольцо. Делятся на моноарены (бензол и его гомологи – С_nH_2n-6), и полиарены (бициклические – С_nH_2n-12(14); трициклические – С_nH_2n-14(16)). Являются ненасыщенными (непредельными) углеводородами. Кроме трех основных классов углеводородов, в нефтях обнаружены также алкены (олефины) – соединения, в которых два или большее число атомов углерода имеют двойные связи (С_nH_2n-2). В нефтях встречаются в виде следов, так как обладают слабой устойчивостью и распадаются с образованием алканов. Так же, как и арены, являются ненасыщенными углеводородами.

Кроме углеводородных соединений в нефтях присутствует и достаточное количество соединений неуглеводородной природы, то есть содержащих в молекуле атомы азота, серы и кислорода (в основном это смолисто-асфальтеновые компоненты нефтей).

Элементный состав нефтей

Элементы	Нефть, % веса
Углерод	82 – 86
Водород	12 – 14
Кислород	0,5 – 2
Сера	0,05 – 6 (максимум 10)
Азот	0,05 – 1,5 (максимум 2)
Фосфор	0,5

5 вопрос. Биологические маркеры являются любые из набора сложных органических соединений, состоящей из углерода, водорода и других элементов, таких как кислород, азот и серу, которые находятся в сырых нефтей , битумов, нефтяной материнской породы и в конечном итоге показывают, упрощение в молекулярной структуре от родительских органических молекул присутствует во всех живых организмах. По существу, они представляют собой сложные молекулы на основе углерода, полученные из ранее живых организмов.Геологи и Геохимики использовать биомаркеры следы, найденные в сырой нефти и связанных с ними материнских пород разгадать стратиграфическую происхождение и путей миграции из ныне существующих нефтяных месторождений.

Плотность  - отношение массы к объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м³. Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти.

Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Она зависит от силы взаимодействия между молекулами жидкости. Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости . За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Пас), т. е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м²поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Пас относится к числу высоковязких. В нефтяном деле, так же как и в гидрогеологии и ряде других областей науки и техники, для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей – мПас. Так, пресная вода при температуре 20  имеет вязкость 1 мПас, а большинство нефтей, добываемых в России, – от 1 до 10 мПас, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 мПас и несколько тысяч мПас. С увеличением содержания в нефти растворенного газа, ее вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 24 раза, а с повышением температуры резко уменьшается.

Сжимаемость – способность нефти (газа, пластовой воды) изменять свой объем под действием давления. При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти  колеблются в пределах 0,414,0 ГПа^-1, коэффициент определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.

Таблица 2.2 – Группы нефтей, выделяемые по плотности

Группа нефтей	Плотность, кг/м3	Индекс
Легкие	<850	1
Средние	851 – 870	2
Тяжелые	871 – 900	3
Очень тяжелые	>900	4

6 вопрос. К настоящему времени существует множество классификаций нефтей. Цели создания этих классификаций различны и зависят, в основном, от того, в какой области науки или производства используется тот или иной тип классификации. Соответственно различаются физико-химические параметры, на которых эти классификации основаны. Нефтепереработчиков больше всего интересует процентное содержание, химический состав и физические свойства (вязкость, температура застывания, содержание серы и т. д.) фракций при последовательной перегонке нефти (бензина, керосина и т. д.); геологам и геохимикам необходимо проводить идентификацию нефтей с целью сопоставления их с органическим веществом материнских пород, определения эволюции нефтей.

Очень часто в промысловых добывающих предприятиях используется классификацию И. С. Старобинца (1986 г.).

1. По групповому углеводородному составу бензиновых и структурно-групповому составу фракций, выкипающих до 500 ^оС (С_а, С_н и С_п – молярное содержание углерода в ароматических циклах, нафтеновых и метановых УВ по данным кольцевого анализа) нефти делятся на:

- метановые (М), М>60 %, С_п>60 %; - нафтеновые (Н), Н>60 %, С_н>50–60 %;

- метано-нафтеновые (МН), М+Н>60 % (М>Н>А), С_п+С_н>60 (С_п>С_н>С_а);

- нафтено-метановые (НМ), М+Н>60 % (Н>М>А), С_п+С_н>60 % (С_н>С_а);

- метано-ароматические (МА), М+А>60 % (М>А>Н), С_п+С_а>60 % (С_м>С_а>С_н);

- нафтено-ароматические (НА), Н+А>60 % (Н>А>М), С_н+С_а>60 % (С_н>С_а).

2. По содержанию смолистых веществ (сумма асфальтенов и смол):

- малосмолистые (СМ₁) – менее 5 %; - смолистые (СМ₂) – 6–15 %; - высокосмолистые (СМ₃) – более 15 %.

3. По содержанию серы: - малосернистые (S₁) – менее 0,5 %; - среднесернистые (S₂) – 0,6–1 %;

- сернистые (S₃) – 1–2 %; - высокосернистые (S₄) – более 2 %.

4. По содержанию твердых парафинов:

- практически беспарафинистые (П₁) – менее 0,5 %; - малопарафинистые (П₂) – 1–3 %;

- парафинистые (П₃) – 3–8 %; - высокопарафинистые (П₄) – более 8 %.

5. По выходу бензиновых фракций (н.к. – 200 ^оС): - низкобензиновые (Б₁) – 0–5 %; - среднебензиновые (Б₂) – 5–15 %; - бензиновые (Б₃) – 15–30 %; - высокобензиновые (Б₄) – более 30 %.

7вопрос. Разными исследователями были рекомендованы те или иные классификации газов (В. А. Соколов, А. А. Карцев, И. С. Старобинец и др.). Химическая классификация природных газов, охватывающая наиболее часто встречающиеся в природе газы, разработана Н. А. Еременко и С. П. Максимовым (1953 г.). Согласно классификации выделяются десять классов газов:

I – углеводородные газы,

II – углеводородно-углекисло-азотные газы,

III – углеводородно-азотные газы,

IV – углеводородно-углекислые газы,

V – азотные газы,

VI – азотно-углеводородно-углекислые газы,

VII – азотно-углекислые газы,

VIII – углекислые газы,

IX – углекисло-углеводородно-азотные газы,

X – равносмешанные углеводородно-углекисло-азотные газы.

Для отнесения газа к тому или иному классу используют треугольную диаграмму (рис. 2.4).

Для классификации углеводородных газов более всего подходит типизация газов по содержанию отдельных компонентов (И. С. Старобинец, 1986 г.; табл. 2.3). При этом использован коэффициент жирности углеводородных газов, который определяется по формуле:

,

(2.1)

где а – коэффициент жирности,

с(С_2+высшН) – содержание в газе углеводородных соединений от этана и более высших, %;

с(СН₄) – содержание в газе метана, %.

Классификация углеводородных газов И. С. Старобинца.

Тип газов	Показатель	Индекс
Коэффициент жирности газов
Сухие	0,3 – 8	а1
Полужирные	8 – 20	а2
Жирные	20 – 30	а3
Высокожирные	>30	а4
Содержание азота, %
Низкоазотные	<5	[N2]1
Азотные	5 – 15	[N2]2
Высокоазотные	15 – 30	[N2]3
Аномально азотные	>30	[N2]4
Содержание сероводорода, %
Низкосернистые	<0,5	[H2S]1
Сернистые	0,5 – 2	[H2S]2
Высокосернистые	2 – 6	[H2S]3
Аномально сернистые	>6	[H2S]4
Содержание углекислого газа, %
Низкоуглекислые	<2	[СО2]1
Углекислые	2 – 10	[СО2]2
Высокоуглекислые	10 – 20	[СО2]3
Аномально углекислые	>20	[СО2]4
Содержание гелия, %
Низкогелиеносные	<0,1	[He]1
Гелиеносные	0,1 – 1	[He]2
Высокогелиеносные	>1	[He]3
Содержание газового конденсата, г/м3 (для газоконденсатных залежей)
Низкоконденсатные	<50	КГ1
Конденсатные	50 – 200	КГ2
Высококонденсатные	>200	КГ3
Содержание газового бензина, г/м3 (для попутного газа нефтяных залежей)
Низкобензиновые	<50	БГ1
Бензиновые	50 – 200	БГ1
Высокобензиновые	>200	БГ1

8 ВОПРОС. -Метан(это наиболее подвижный газ имеет глубинное строение, благодаря тому что метан плохо сорбируется породами и плохо растворяется по сравнению с гомологами, то при миграции он опережает основной газовый поток.

-тяжёлые углеводороды(нефтяные)

-сероводород

-углекислый газ(иногда возможны возникновения газоконденсатных скоплений при наличии большого кол-ва СО₂

-азот; -гелий; -аргон; -водород.

9вопрос. Природные углеводородные газы находятся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторождения, либо в растворенном виде содержится в нефтяных залежах. Такие газы называются нефтяными или попутными, так как их добывают попутно с нефтью.

Углеводородные газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой газовые смеси, состоящие главным образом из предельных углеводородов метанового ряда С_nН_2n+2, т. е. из метана СН₄ и его гомологов – этана С₂Н₆, пропана С₃Н₈, бутана С₄Н₁₀ и других, причем содержание метана в газовых залежах преобладает, доходя до 98  99 %.

Кроме углеводородных газов, газы нефтяных и газовых месторождений содержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших количествах редкий газ, такой как гелий, аргон и др.

Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см³, кг/м³) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 0  плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,7 до 1,5 кг/м³(в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов).

Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 0 ) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,61,1.

Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0  обычно не превышает 0,01 мПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость.

10вопрос.

Среди насущных геологических вопросов выяснения особенностей пространственного размещения коллекторов, их физического состояния немаловажным считается установление закономерностей изменения ёмкостно­-фильтрационных свойств (ФЕС) пород по разрезу. Степень изменения пород во многом зависит от процентного соотношения песчаников, алевролитов, глин, а также переменного их вещественного состава обломочного материала и особенностей строения разрезов. По литературным данным известно, что песчаные и глинистые породы в пачках переслаивания уплотняются быстрее по сравнению с песчаниками в мощных песчаных толщах. Кроме того, заметим, что в упоминавшихся работах изучались главным образом крупные месторождения, расположенные на высокоамплитудных поднятиях I и II порядков. В купольных частях поднятий коллекторы, как правило, лучше, чем на погруженных частях. Следовательно, закон их поведения с глубиной и теснота связей будут неодинаковыми. Относительно характера изменения ФЕС пород по мере их погружения для отрицательных тектонических структур I порядка каких­либо сведений мы не нашли. Закономерность изменения ёмкостных свойств песчано­алевритовых пород с глубиной Н (м) описывается уравнением (рис.1А)

коэффициент корреляции r равен – 0,57.

Проницаемость с возрастанием глубины меняется согласно выражению (рис.1Б)

Так, пористость коллекторов при сравнительно постепенном ее снижении по разрезу резко уменьшается (на 3% абс.), начиная с глубины 2460 м. Следующая ступень ухудшения приходится на глубину 2660 м, затем 2740 и далее 2820 м. Заметим, что одни и те же уровни скачкообразного изменения Kп наблюдаются и для других параметров (Kпр, σ, Kов). Поскольку они фиксируются не только по пористости, то правомерно говорить о влиянии определенных процессов, механизм которых в общих чертах представляется следующим.

С ростом глубины породы испытывают возрастающее давление залегающих выше отложений и в какой­то момент, достигнув предела упругой деформации, в них происходит значительное сближение зерен, их механическое приспособление друг к другу [3, 9]. Это ведет к увеличению в породе контактирующих между собой зерен и как следствие – развитию выпукло­вогнутых контактов. Специальные исследования в шлифах показали, что для коллекторов неокома и юры Среднего Приобья число таких контактов (в процентах от общего количества контактирующих зерен) составило на глубинах 2000 – 2200 м в среднем 14,5, ниже 2400 – 2500 ~ 37 и 2900 – 3000 м ~ 60%. В результате поровое пространство песчаников постепенно уменьшается и, соответственно, ухудшаются их коллекторские свойства.