1.КАУСТОБИОЛИТЫ [καυστός (каустос) — горючий; βιος (αиос) — жизнь; λιτος (λитос) — камень] — горючие ископаемые. Термин введен Потонье в 1908 г. К К. относят богатые орг. веществом г. п. и м-лы — продукты преобразования остатков растительных и животных организмов под действием геол. -геохим. факторов. Основа термина — признак горючести — сообщает ему технический оттенок, ощущающийся, в частности, в проведении границ между К. и рассеянными разностями орг. вещества. По условиям образования К. четко разделяются на 2 гр. : 1) К. угольного ряда, охватывающие сингенетичные осадкообразованию п. (торфы, ископаемые угли, горючие сланцы), и м-лы (напр., янтарь), отличающиеся от рассеянных разностей орг. вещества лишь более высокими концентрациями последнего в п. (угли — не ниже 50%, горючие сланцы — 50 — 25% или даже менее при надлежащих технических качествах); 2) К. нефтяного (и нафтоидиого) ряда, имеющие миграционную природу (нефти, асфалъты, озокериты и др. ).
2. общий состав. Нефти большая часть — жидкие углеводороды (> 500 веществ или обычно 80—90 % по массе) и гетероатомные органические соединения (4—5 %), преимущественно сернистые (около 250 веществ), азотистые (> 30 веществ) и кислородные (около 85 веществ), а также металлоорганические соединения (в основном ванадиевые и никелевые); остальные компоненты — растворённые углеводородные газы (C1-C4, от десятых долей до 4 %), вода (от следов до 10 %), минеральные соли (главным образом хлориды, 0,1—4000 мг/л и более), растворы солей органических кислот и др., механические примеси .Углеводородный состав В основном в нефти представлены парафиновые (обычно 30—35, реже 40—50 % по объёму) и нафтеновые (25—75 %). В меньшей степени — соединения ароматического ряда (10—20, реже 35 %) и смешанного, или гибридного, строения (например, парафино-нафтеновые, нафтено-ароматические).
3.Физ св-ва нефти. Пло́тность не́фти(объемнаямасса) изменяется в пределах 730—1040 кг/м³. На практике для её измерения чаще используют единицы измерения грамм на кубический сантиметр (г/см³) и соответственно плотность нефти колеблется в пределах 0,730—1,040 г/см³. Наиболее распространенные величины плотности нефти — 0,82-0,90 г/см³.
По плотности выделяются несколько классов нефти: очень лёгкая — до 0,80 г/см³;лёгкая — 0,80-0,84 г/см³;средняя — 0,84-0,88 г/см³;тяжёлая — 0,88-0,92 г/см³;очень тяжёлая — более 0,92г/см³.Вя́зкость (вну́треннее тре́ние) — одно из явлений переноса, свойство текучих тел (жидкостей и газов) оказывать сопротивление перемещению одной их части относительно другой. Различают динамическую вязкость (единицы измерения: пуаз, 0,1Па·с) и кинематическую вязкость (единицы измерения: стокс, м²/с,). Кинематическая вязкость может быть получена как отношение динамической вязкости к плотности вещества
Температура кипения зависит от строения входящих в негоУВ, чем больше атомов УВ тем больше Т кипения.Каждая фракция вскипает при опред. Т, вскипание до 3500 получают светлый дистиллят, среди них выд. бензиновый (до 180), керосиновый (200), дизельный ( 250-300) мазут ( 350).Поверхность натяжения –стремление жидкости уменьшить свою поверхность, обусловленно силами притяжения м/у молекулами, измеряется в Дж/м2 .Темпеатура застывания –при кот охлаждающася в пробирке нефть не изменит своего горизонтального уровня при наклоне пробирки на 450. Растворимость нефти в воде-ничтожна, но возрастает при Т 200.Оптические свойства-люминисценция и поляризация.Электричемкие свойства-диэлектрик.
4Классификация нефти и газа.
Химическая классиф. Нефти: метановые,нафтеновые, ароматические, 3 переходные –метаново-нафтен., нафтеново-метаново-ароматич, нафтеного-ароматич. Газы-по форме нахождения: 1свободные 2 жидкие и тв растворы. 1 делятся на атмосферные, скопления и сгущения, вулк. и тект. газовые вихри. По природе возникновения: 1 земной поверхности, 2 высокоТ магм. очагами литосферы, 3 глубинные источники, 4 мантийные источники. О составу: азотные, углекислые, метановые, водородные, сероводородные, смешанные.
5. Состав и физ свойства газов.
азы нефтяных и газовых месторождений – это горючие газы. Они состоят из углеводородов: метана СН4, этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10, пентана С5Н12 и гептана С7Н16. Это – ближайшие гомологи метана. Кроме углеводородов встречаются азот N2, углекислый газ СО2, иногда сероводород Н2S. Довольно часто, но в очень небольших количествах в природном газе имеются сопутствующие инертные газы: гелий Не, аргон Ar, ксенон Хе и др. Газ, состоящий преимущественно из метана и этана и содержащий мало пропана и бутана, называют сухим или бедным. Газ, в котором кроме метана СН4 и этана С2Н6 имеются пропан С3Н8, бутан С4Н10, пентан С5Н12, гексан С6Н14,, гептан С7Н16 и др., называют жирным или богатым. Точной границы между ними нет.
Удельный вес газа определяется отношением веса единицы объема газа по отношению к весу одинакового объема сухого атмосферного воздуха, удельный вес которого принимают 1,0 при температуре 0°С
Растворимость газов в нефти зависит от температуры, давления и свойств растворителя, состава газа. Вязкость- оч.мала, не привышает 0,01 пуаза. Диффузия-ваимное проникновение одного вещества в др. Критическая температура—выше которой газ не переходит в жидкое состояние. Газонасыщенность-суммарное содержание газа в указанном объеме флюида( см3/л).Газовые гидраты кристаллические соединения, образующиеся при определённых термобарических условиях из воды и газа. Газоконденсат (газовый конденсат) - смесь жидких углеводородов (С5Н12 + высшие), выделяющаяся из природных газов при эксплуатации газоконденсатных залежей в результате снижения пластовых давлений (ниже давления начала конденсации) и температуры. Газоконденсат используется в качестве моторного топлива, является ценным сырьем для химической промышленности.
6.Концепция неорг. происхождения нефти. 1)Менделеев указал, что открытые к тому времени месторождения нефти сконцентрированы в окраинах горно-складчатых сооружений, линейно вытянуты, тяготеют к зонам крупных разломов. Через эти разломы вода проникает вглубь Земли, вступает в реакцию с углеродистыми металлами – с карбидами металлов, в результате чего возникает нефть, которая поднимается вверх, образует залежи: 2FeC+3H2O=Fe2O3+C2H6 Этот процесс, по Менделееву, происходил не только в прошлые геологические периоды, но и происходит сейчас. 2) Кроме карбидной известна космическая теория происхождения нефти- углеводороды изначально существовали в первозданном веществе Земли или образовались на ранних высокотемпературных стадиях её образования. С охлаждением Земли нефть поглощалась и растворялась в жидкой расплавленной магме. Впоследствии, когда возникла земная кора, из магмы выделились углеводороды, которые по трещинам в земной коре поднимались в верхние части, сгущались и там образовали скопления. 3) вулканическая теория- допускает возможность обр больших количеств УВ в магм очагах действующих и потухших вулканов. Основана фактами наличия УВ в составе газов действ вулканов, лавах, и гп. Связью некоторых месторождений нефти и газа с магм и изверж породами
7.Теория органич происхождения нефти. Сапропелевая теория- основным исходным веществом нефти обычно является планктон, обеспечивающий наибольшую биопродукцию в водоёмах и накопление в осадках органического вещества сапропелевого типа, характеризующегося высоким содержанием водорода (благодаря наличию в керогене алифатических и алициклических молекулярных структур). Породы, образовавшиеся из осадков, содержащих такого типа органическое вещество, потенциально нефтематеринские. Чаще всего это глины, реже — карбонатные и песчано-алевритовые породы, которые в процессе погружения достигают верхней половины зонымезокатагенеза, где вступает в силу главный фактор нефтеобразования — длительный прогрев органического вещества при температуре от 50 °C и выше.
Стадии образования -1 преобладает биохим фактор, органика превращается в битуминозное вещество.2 погружение на глубину, дйствуют геохим факторы, образуются битумы.3 образованная нефть мигрирует из нефтематеринских пород в коллекторы. Нефтеобразование в угленосных толщах - Наиболее распространена точка зрения, что генерировать нефть может не весь уголь, а только его липоидные компоненты - воски, коровые ткани, споры, пыльца, смоляные тела и др. Некоторые исследователи полагают, что и витринит и даже инертит могут участвовать в генерации жидких УВ.
8стадийность нефтеобразования. Нефтеобразование — стадийный, весьма длительный (обычно 50—350 млн лет)[3] процесс, начинающийся ещё в живом веществе. Выделяется ряд стадий: Осадконакопление — во время которого остатки живых организмов выпадают на дно водных бассейнов;биохимическая — процессы уплотнения, обезвоживания и биохимические процессы в условиях ограниченного доступа кислорода;протокатагенез — опускание пласта органических остатков на глубину до 1,5—2 км, при медленном подъёме температуры и давления;мезокатагенез или главная фаза нефтеобразования (ГФН) — опускание пласта органических остатков на глубину до 3—4 км, при подъёме температуры до 150 °C. При этом органические вещества подвергаются термокаталитической деструкции, в результате чего образуются битуминозные вещества, составляющие основную массу микронефти. Далее происходит отгонка нефти за счёт перепада давления и эмиграционный вынос микронефти в песчаные пласты-коллекторы, а по ним в ловушки;апокатагенез керогена или главная фаза газообразования (ГФГ) — опускание пласта органических остатков на глубину более 4,5 км, при подъёме температуры до 180—250 °C. При этом органическое вещество теряет нефтегенерирующий потенциал и реализовывает метаногенерирующий потенциал.
9.Физ. свойства пород. По́ристость — характеристика материала, совокупная мера размеров и количества пор в твёрдом теле.Является безразмерной величиной от 0 до 1 (или от 0 до 100 %). 0 соответствует материалу без пор; 100 %-я пористость недостижима, но возможны приближения к ней Дополнительно может указываться характер пористости в зависимости от величины пор: мелкопористость, крупнопористость и т. П Коэф пористости отношение объема пор к объему твердой фазы. Открытая пористость – отношение общего объема сообщающихся пор к объему материала ПРОНИЦАЕМОСТЬ горных пород способность горных пород пропускать через себя жидкости и газы при гидростатических давлениях; мера фильтрационной проводимости трещиновато-пористых сред. Пропускная способность пористых сред зависит от физико-химических свойств жидкостей и газов и геометрии пустотного пространства: размеров, извилистости и сообщаемости пор и трещин.
Коэффициент проницаемости породы, характеризующий пропускную способность сухой породы в отношении любой однородной жидкости или газ.
ВОДОНАСЫЩЕННОСТЬ горных пород— степень заполнения порового пространства, пустот и трещин в горных породах водой. Коэффициент водонасыщенности определяют как отношение массы воды, насыщающей породу при обычной температуре и давлении, к массе поглощённой воды, нагнетаемой в породу под давлением. Удельная поверхность пород – суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца. Чем тоньше структура тем больше ее удельная поверхность.
10.Полигенез нефти и газа.
По зонам разломов и каналам обеспечиавается энергичный транспорт глубинных флюидов.энергия глубинных флюидов способствует образованию местор нефти и газа за счет абиогенных источников, мобилизации биогенных источников, преобр орг вещества, гп и вод. Термокаталическая концепция, осадочно-миграционная теория- в основе имеет хим реакции протекающие в узком температурном интервале. Нефть обр абиогенным путем, но ее источником является орг вещество, захороненное в процессе осадконакопления. Нефть и газ явл стадийными образованиями формирующимися на опр катогенетических уровнях преобразования.Выд 3 зоны- 1) верхняя интенсивное газообр до 1,3 км, 2) главная зона нефтеобр, 1,3-1,4 км.3) глубинная зона интенсивного газообр более 5 км.
11.Коллекторы и их свойства
Коллектор углеводородов — горная порода, содержащая пустоты (поры, каверны или системы трещин) и способная вмещать и фильтровать флюиды (нефть, газ, воду). Подавляющее большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты, некоторые глинистые породы) так и хемогенные и биохемогенные (известняки, мел, доломиты), а также смешанные породы. о литологическому составу выделяют два основных типа коллекторов – терригенные (песчано-алевритовые) и карбонатные. Кроме того, выделяют коллекторы связанные с вулканогенно-осадочными, глинистыми и редко-кристаллическими породами. Терригенные коллекторы занимают главное место среди других: с ними связано 58 % мировых разведанных запасов нефти и 77 % газа. Коллекторские свойства терригенных пород определяются структурой порового пространства, межгранулярной пористостью. Глинистые минералы, вообще глинистость ухудшают коллекторские свойства. Карбонатные коллекторы по значимости занимают II место. С ними связано 42% мировых запасов нефти и 23% запасов газа. Карбонатные коллекторы принципиально отличаются от терригенных тем, что в них, во-первых, всего два основных породообразующих минерала – кальцит и доломит. Во-вторых, в карбонатных коллекторах фильтрация нефти и газа обуславливается преимущественно трещинами, кавернами. Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) определяют способность коллекторов вмещать (пустотность) и фильтровать (проницаемость) флюиды.Пористость (пустотность)Все коллекторы по характеру пустот подразделяют на три типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы). В природе часто наблюдается сочетание различного типа коллекторов с преобладанием того или иного типа. В осадочных породах доминируют гранулярные, но в них чаще всего есть и трещинные, а также кавернозные коллекторы. Пустотами обладают все типы горных пород в той или иной степени, но фильтровать флюиды могут не все.Проницаемость — это свойство породы пропускать жидкость или газ при перепаде давления. Проницаемость зависит от размеров и формы поровых каналов. Единицей измерения проницаемости является Дарси.Наилучшими ФЕС обладают хорошо отсортированные мелководно-морские (шельфовые, барово-пляжевые) и русловые песчаники.
12.
13.Флюидоупор -относительно непроницаемое для флюидов породное тело, экран. Наилучшими экранирующими свойствами обладают соли, ангидриты и монтмориллонитовые глины. Флюидоупоры, перекрывающие залежь нефти, называют покрышками. Наличие покрышки, препятствующей движению нефти к поверхности Земли, является необходимым условием накопления залежи нефти. Классификация по составу пород : сульфатно-галогенные, глинистые, карбонатные, смешаные. Сульфатно-галогенные (соль, гипс, ангидрит) Соль пластична и не имеет пустот, примесь терригенного матерьяла ухудшает качество.Несмотря на высокие экранирующие свойства через соли могут перемещаться флюиды по трещинам и вдоль разломам.При растворении обр каверны В них могут скапливаться нефть и газ. Гипсы и ангидриты менее пластичны чем соль. Что приводит к развитию систем трещиноватости. Глинистые покрышки зависят от мин состава, примеси терригенного мат-ла , мощности и выдержанности. Напр 10 % примесь алеврита ухудшает экранирующие свойства в 5 раз. По фильтрационным способностям делят на 5 групп A,B,C,D,E. 5 м глины достаточно чтобы удержать самостоятельные залежи. Карбонатные покрышки харктерны для залежей платформенных обл, в условиях пологово залегания пород.большое значение имеет мощность.
14.природные резервуары и их типы. Природный резервуар углеводородов — породное тело, коллектор, частично или со всех сторон ограниченное относително непроницаемыми породами, выступающее как естественное вместилище для нефти, газа и воды По соотношению коллектора с ограничивающими его непроницаемыми породами выделяются три основных типа резервуаров углеводородов: пластовые, массивные и литологически ограниченные со всех сторон.
Подавляющее большинство залежей гигантов мира связано с массивными резервуарами, нефте- или газонасыщенная часть которых составляет десятки и сотни метров. Часть природного резервуара, в котором могут экранироваться углеводороды и может образовываться их скопление, называется ловушкой. Пластовый резервуар это тело сложенное проницаемыми породами, огр на значительной площади в кровле и подошве флюидоупорми.протяженность их может достигать 10-в км.гидродинамический потенциал достаточно велик , основная циркуляция флюидов происходит вдоль пласта, выд 3 типа пластовых резервуаров-1) выдержанные, сохр пластовую форму и литологич состав на значит расстоянии, характерен для коллекторов морского происхождения. 2) невыдержанные,-на относительно малом расстоянии с изм мощностью и литол сост.Прибрежноморск\ прибрежноконт происхождение.3) выклинивающиеся, выклинивание может быть генетич, естеств, тектонич.
Массивные резервуары- крупные по размерам, это рифовые массивы, своды складок. Чаще всего это карб породы, кавернозные, поритсые. Циркуляция флюидов массивных резервуаров происходит по горизонт, верт и др напр. Существ роль играетвертикальная диференциация флидов по плотности.
15.своеобразные флюидоупорыы.Криогенные – связаны с многолетне-мёрзлыми породами.Распространены в приполярных сев. и юж. широтах. В Гренландии, Зап.Сиб., Канаде, США, Антарктида. Могут являться и коллеторами. Мощность до 800м. Строение не однородное. На ряду со льдом присутствует и незамёрзшая вода. Криогенные покрышки могут содержать газовые включения(метан, прпан, этан, двуокислы углерода) и газогидраты. Эти флюидоупоры обладают высокими изолир. свойствами, хотя эти свойства могу менятся от изменения Т и Р. Так после снижения Р часть гидратов разлогается на газ и воду. Таким образом экранир. свойства флюидоупоров зависят от литологических состава, структурно-текстурных особенностей, тектонических особенностей и гидрогеологического режима. В зависимости от этих факторов комплекс пород может являться либо коллектором либо флюидом. Именно покрышки определяют масштабность скоплений устойчивость формирования залежей.
16. Ловушки. Типы ловушек.
Часть природного резервуара, в которой может образоваться и сохраниться залежь нефти и газа, называется ловушкой. Роль ловушек могут играть сводовые части антиклинали, зоны стратиграфических несогласий, участки локального изменения пористости и проницаемости пород, а также тектонически экранированные участки структур. Каждая ловушка характеризуется суммарным объёмом пустот коллектора. Размер характеризуется высотой и площадью, от долей до 10-в км(квадратных) Ловушки чаще всего представляют собой участки резервуара с застоиными условиями, даже если в остальной части резервуара вода находится в движении. При движении воды наблюдается наклонный водонефтяной раздел. Иногда вся нефть может быть вытеснена из ловушки водой.
В зависимости от причин возникновения , типы ловуше: 1)структурный 2)стратиграфический 3)литологический