- •Физико-химическая характеристика нефти. Стадии переработки нефти.
- •1.2. Стадии накопления углеводородов.
- •2.1. Физико-химическая характеристика природного газа. Газоконденсаты.
- •2.2. Вертикальная и региональная зональность в размещении залежей нефти и газа.
- •3.1. Породы коллекторы и их свойства.
- •3.2. Классификация территорий и нефтегазоносное районирование.
- •4.1. Природные покрышки, их свойства и классификация.
- •4.2. Геологические методы в комплексе работ на нефть и газ.
- •5.1. Типы природных резервуаров и ловушек на нефть и газ.
- •5.2. Геохимические методы в комплексе работ на нефть и газ.
- •6.1.Залежи нефти и газа и их классификация
- •6.2. Геофизические методы в комплексе работ на нефть и газ.
- •7.1. Биогенная теория образования нефти и газа.
- •7.2. Геотермические критерии поисков углеводородов.
- •8.1.Полный цикл естественно-исторического обогащения углеводородов.
- •8.2. Геохимические критерии поисков углеводородов.
- •9.1. Концепция неорганического (абиогенного) происхождения нефти.
- •9.2. Гидрогеологические критерии поисков нефти и газа.
- •10.1. Вертикальная зональность образования углеводородов в осадочных бассейнах
- •10.2. Нефтегазоносность кристаллического фундамента.
- •11.1. Понятие о нефтегазоматеринских отложениях.
- •11.2. Основные стадии геологоразведочных работ на нефть и газ.
- •12.1. Основные факторы миграции углеводородов.
- •12.2. Нефтегенерационный потенциал бассейнов в зависимости от темпов осадконакопления
- •13.1. Факторы миграции и физическое состояние мигрирующих ув.
- •13.2. Основные эпохи нефтегазообразования.
- •14.1. Расстояния, направления и скорости миграции углеводородов.
- •14.2.Тектонически экранированные и приконтактовые залежи нефти.
- •15.1. Формирование залежей нефти и газа.
- •15.2. Сводовые, останцевые и выступовые залежи нефти и газа.
- •16.1. Разрушение залежей нефти и газа
- •16.2. Классификация буровых скважин при геологоразведочных работах на нефть и газ.
- •17.2. Общая характеристика литологического класса залежей нефти и газа.
- •18.1. Общие закономерности в формировании и размещении залежей нефти и газа.
- •18.2. Особенности геологоразведочных работ при поисках газовых и газоконденсатных месторождений.
- •19.1. Вертикальная и региональная зональность в размещении залежей нефти и газа.
- •19.2. Нефтегазообразование с позиций мобилизма.
- •20.1. Перспективы поисков нефти и газа в Беларуси.
- •20.2. Элементы (параметры) залежей нефти и газа.
- •21.1. Каустобиолиты, угольный и нефтяной ряды.
- •21.2. Критерий упругости и состава водорастворимых газов при поисках углеводородов.
20.2. Элементы (параметры) залежей нефти и газа.
Газ, нефть и вода располагаются в ловушке в соответствии с их плотностью. Газ, как наиболее легкий, находится в кровельной части природного резервуара под покрышкой. Ниже поровое пространство заполняется нефтью, а еще ниже - водой.
Поверхности контактов газа и нефти, воды и нефти называются поверхностями (соответственно) газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности). Если поверхность контакта горизонтальная, то контур нефтеносности (газоносности) в плане параллелен изогипсам кровли пласта. При наклонном положении поверхности ВНК (ГНК) контур нефтеносности (газоносности) на структурной карте будет пересекать изогипсы кровли пласта, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела.
Линия пересечения поверхности водонефтяного (газонефтяного) раздела с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности).
Если в ловушке количество нефти и газа недостаточное для заполнения всей мощности пласта, то внутренние контуры газоносности и нефтеносности будут отсутствовать. У залежей в массивных резервуарах внутренние контуры отсутствуют.
Длина, ширина и площадь залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности). Высотой залежи (высота нефтяной части залежи плюс высота газовой шапки) называется вертикальное расстояние от подошвы до ее наивысшей точки.
21.1. Каустобиолиты, угольный и нефтяной ряды.
Нефть и газ, угли и горючие сланцы, а также другие природные органические соединения составляют особую группу минеральных образований земной коры. Их называют горючими ископаемыми, или каустобиолитами (от греч. "каусто" - горючий, "биос" — жизнь, "литос" — камень). Возникли они в результате преобразований органического вещества, первоисточником которого являлись остатки живых организмов. Общая направленность этих преобразований, начинающихся на земной поверхности (или на дне водоемов) и продолжающихся по мере накопления отмерших организмов и их погружения в недра земной коры, состоит в постепенном обогащении органического вещества углеродом.
Все горючие полезные ископаемые подразделяются на два больших ряда: угольный и нефтяной.
Каустобиолиты угольного ряда: Торф - Бурый уголь - Каменный уголь – Антрацит.
Каустобиолиты нефтяного ряда: Сапропель – Нефть и газ.
Нефти характеризуются весьма незначительным колебанием содержаний углерода (83-87 %), водорода (12-14 %) и кислорода (от десятых долей процента до 1,5 %), в то время как в каустобиолитах угольного ряда диапазон их изменения значительно больше. Нефть и газ подвижные вещества, тогда как угли образуют твердые тела (угольные пласты). Изучение геологии нефти и газа принято начинать с рассмотрения их химического состава и физических свойств.
21.2. Критерий упругости и состава водорастворимых газов при поисках углеводородов.
Упругость и состав водорастворимых газов – эффективный показатель перспективности осад-х бассейнов. Если больше данных по водорастворенным газам, то надежнее гидрохим-е показатели нефтегазоносности.
Прип. прогиб: максимальное насыщение вод подсоль и межсоль. Содержание увелич-ся с глубиной. В пределах внутреннего грабена (единичные непромышл-е МПИ тяжелой нефти) содержание газа умеьшается (100-200 см3/л) и в краевых частях достигает 30 см3/л.
Высокое насыщение Не в межсоли и подсоли, аммоний генетически связан с нефтеобразованием.
С (органич.) – более 2 мг/л, фенола – более 0,5 мг/л, N – 0,4 мг/л, I. Все эти газы определяются при геол. съемке.
В отложениях D (подсоль и межсоль) газы углеводородные с высоким содержанием тяжелых УВ: в северной зоне ступеней (УВ 70%). Во внутреннем грабене состав УВ-азотный (УВ 45%), нефть здесь тяжелая непродуктивная – условия были недостаточны для образ-ния хорошей нефти. В периферии состав газов азотный – нефти нет – условия неблагоприятные.
Отложения PR3 – газы азотные и СО2-N. В этих породах нет органики (нефтепроизводящих пород).
ПБВ: инфильтрационные воды выщелачивания: газ азотный (азота до 95%). Суммарное содержание УВ газов от 0,3 до 3%.
ОВ: низкая газонасыщенность вод рифея и венда (до 40 см3/л). Преобладает азот (до 75%). Содержание увелич-ся с увелич-м глубины, азот атмосферный меняется на биогенный. Гелий, аргон, метан составляет десятые доли процента. Оршанская вп-на имеет низкую перспективность на нефть.