Геология нефти и газа-2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Геология нефти и газа .

К-4

Эта отрасль ТЭК по разведки, добычи, обогащению (брекитиров.) ископаемых углей. Всего в Украине работает 130 шахт, в том числе 11 Львовско-Волын. Бассейна, 2 углеразреза (Александр.). Примерно 36 обогат. фабрик ( 1- ЛВ, 34-Донецк, 1- Александрия)

Для сравнения в РФ на 1999г. и в СССР(1990) работало шахт 221(502), углеразрезов 36(80), обогатительных и брикет. Фабрик 73(150)

Доля угля вобщем ТЭК мира взросла до 43%, в странах СНГ 27%, России~20%, Украина 43,7 % и продолжают расти.

К-7

Физические свойства и классификация нефти Плотность нефти - определяется ее массой в единице объема (кг/м3). Используется

относительная плотность , она представляет собой отношение плотности нефти при температуре 20 С к плотности воды при 4 С . Относительная плотность нефти чаще всего колеблется в пределах 0,82-0,92. Как исключение встречаются нефти плотностью меньше 0,77 ( дистилляты естественного фракционирования нефти) и тяжелые плотностью выше 1 (остатки естественного фракционирования )

(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 0,92 г/см³.)

Температура кипения углеводородов зависит от их строения. Чем больше атомов углеводорода входит в состав молекулы , тем выше температура кипения. Природная нефть содержит компоненты , выкипающие в широком интервале температур - от 30 до 600 С.

Температура застывания и плавления зависит от её состава. . Чем больше в ней твердых парафинов , тем выше температура её застывания. Смолистые вещества оказывают противоположное влияние .

Вязкость – свойство оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении . Определяется масштабами перемещения нефти и газа в природных условиях , ее необходимо учитывать в расчетах связанных с добычей этих п.и.

Динамическая вязкость выражается величиной сопротивления в Па .с взаимному перемещению двух слоев жидкости СС поверхностью 1 м2., отстающих друг от друга на расстоянии 1м при относительной скорости перемещения 1 м/с под действием приложенных сил 1 Н.

Кинематическая вязкость отношение динамической вязкости данной жидкости к ее плотности при той же температуре м2/с .( используются при технологических расчетах)

Относительная вязкость отношение абсолютной вязкости нефти к вязкости воды. Поверхностное натяжение определяется работой которую необходимо произвести что бы ув. Свободную поверхность жидкости на 1 см2, не меняя ее температуры.

Оптические свойства нефти (цвет) .В зависимости от состава цвет нефти меняется от черного , темно –коричневого до красноватого , желтого и светло – желтого. Углеводороды нефти бесцветны , цвет обусловлен содержанием смолисто – асфальтеновых соединений – чем их больше , тем темнее . Некоторые нефти люминесцентны.

( учебник страница 55)

К-8

Химические свойства и классификация нефти

Элементный состав нефти – С- 85,4 ; Н-12,81 ; N- 0,22 ; S – 1,16 ; О – 0,41 ; С/Н – 6,6. Всего из нефтей выделено и идентифицировано более 500 химических соединений –

углеводородных и гетероорганических. Углеводородные соединения - парафиновые (метановые или алканы ) , нафтеновые ( полиметиленовые или цикланы ) , ароматические ( арены ) и смешанные.

Парафиновые углеводороды делятся на нормальные и разветвленные. К нафтенам относятся углеводороды мононафтены и полинафтены . Ароматические так же делятся на моноарены и полиарены. В молекулах смешанных углеводородов имеются различные структурные элементы: ароматические кольца , парафиновые цепи , пяти – и шести членные нафтеновые цыклы.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

13 Пористость и проницаемость. Их роль в оценке и эксплуатации м-я.

Пористость – объём всех пустот (пор, каверн, трещин и т.д.), как сингенетических так эпигенетических. Определяется отношением объёма пор ко всему объёму породы, в %.

Различают:

Общая пористость (абсолютная, полная) – суммарный объём всех пустот, независимо от формы, величины и взаимного расположения. Определяют по объёмному и удельному весу

Закрытая пористость (замкнутая) – совокупность замкнутых, не имеющих сообщения пор (пемза). Вычисляется по разности между открытой и общей пористостью

Открытая пористость (насыщенная, эффективная) – совокупность связанных между собой пор и пустот, по которым возможно движение жидкости или газа при определенных Р и Т. Всегда меньше общей пористости.

Пористость, как и физические свойства нефти, определяет технологию добычи. Порядок значений пористости (общей) для:

Интрузивные породы - 1-5%

Осадки - 50-80%

Пористость выражают через коэффициент пористости Кп, который представляет отношение объёма пор к общему объёму породы, в %.

Известняк Кп = 0,115 – 0,005 %

Песчаник алевролитовый Кп = 0,13 – 0,195 % Песчаник крупнозернистый = 0,2 – 0,5 %.

Проницаемость – способность пропускать через себя жидкость и газы при перепаде давления. По степени проницаемости породы делят:

Проницаемые – гравеллиты, конгломераты, песчаники

Полупроницаемые – мелко- и разнозернистые песчаники, алевролиты, лёссы

Непроницаемые – глины, аргиллиты, каменная соль

Измеряется в Дарси. За единицу принимают такую, при которой через породу с поперечным сечением 1 см2 и перепаде давления в 1 атмосферу в течении 1 секунды проходит 1 см3 жидкости с вязкостью 1 сантипуаз.

Коэффициент проницаемости Кпп определяется либо в лаборатории либо гидродинамическим путём при откачке нефти из скважины. Коэффициент входит во все формулы подземной гидравлики и широко используется при эксплуатации месторождений.

14 Зональность и размещение УВ – глубинная

Установлена В.А. Соколовым в 1948 году. В толще осадочных пород выделяют 4 зоны с различными процессами выделения ОВ.

Первая. При глубине погружения до 50м происходят только биохимические процессы преобразования ОВ, захороняемого в осадки (анаэробная среда).

Вторая. Глубина 50-1000м. Биохимические процессы сменяются процессами гидрогенезации и термокатализа.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Третья. Глубина 1000-6000м. Эти процессы активно развиваются, в результате чего образуются УВ нефти и газа.

Четвёртая. Глубина более 6000м. Температура выше 200 градусов. Образуется метан.

По мнению Соколова скопление нефти в естественном залегании распространяется только до глубины 5,5-6 км. Глубже – только газ.

Нефтеносность осадочных пород зависит, кроме прочего, от степени их метаморфизма. При этом зоны максимальной нефтеносности совпадают сглубинами формирования скопления углей от бурых до каменных марки Ж.

Далее действует фактор метаморфизма, проницаемость алевролитов и песчаников плавно снижается и в зоне развития углей марки Т нефтенакопление исключено.

По данным А.А. Бакирова мировые запасы УВ (без СССР) по глубине распределяются так:

По данным В.И. Ермакова из разведанных запасов газа СССР к глубине до 1000м приуреочено 9,6% ; к глубине 1000-3000м – 87,7% (Западная Сибирь, Ямал), более 3000м – 2%. Почти 90% разведанных запасов газа приурочено к тем же глубинам что и мировые разведанные запасы нефти.

Выводы: характер распределения газа в интервале 1000-5000м весьма сходен с нефтью . Самостоятельных зон нефте- и газообразования в Природе не существует.

Глубина нижней границы скопления нефти и газа колеблется в широких пределах:

15 Зональность и размещение УВ – геоструктурная

Она выражается в связи скопления нефти и газа со структурными элементами земной коры. В предгорных впадинах зоны нефтенакопления тяготеют к внутренним геосинклинальным бортам, а зоны газонакопления – к внешним, платформенным.

Такое распределение наблюдается в Предкарпатском, Предуральском и Предкавказском передовых прогибах. В целом, к свободным частям поднятий тяготеют зоны газонакопления, а к более погруженным – крыльям и периклиналям – зоны нефтенакопления.

Мигрирующая нефть всегда насыщена газом. Поэтому газовая шапка на залежи нефти может образоваться не только за счёт подтока, но и за счёт дегазации нефти.

16Зональность и размещение УВ – литолого-фациальная

Особенно хорошо эта зональность выражена в пределах Западно-Сибирской и Туранской

плиты. Основная доля ресурсов газов сосредоточена в меловых отдожениях, а нефти – в юрских. Хорошим примером такой зональности является ДДВ, где в мощных песчаниках-коллекторах среднего и верхнего карбона, над которыми соляные покрышки Р1, установлены месторождения

нефти и газа. В юго-восточной части ДДВ , примыкающей к Донбассу, расположены месторождения газа, в северо-западной части и Припятском прогибе – нефти. Структурное положение Донбасса и ДДв таково, что впадина является естественным продолжением Донецкого бассейна. Можно обосновано утверждать что формирование газовых залежей ДДВ связано с миграцией метана из мощгной (15-20 км) угленосной толщи Донбасса при её погружении и региональном метаморфизме.

Одним из решающих условий образования нефтянных УВ является накопление исходного ОВ в стабильном водном бассейне в анаэробных условиях. В этом смысле идеальным является предгорные и межгорные прогибы с длительным прогибанием и большой мощностью осадков.

Нефтянные и Газовые УВ формируются в строгих термодинамических условиях, но образованию нефтянных УВ нужны более высокие давление и температура чем для УВ газов. В то же время, при очень высоких Р и Т нефть способна перейти в газовую фазу, т.е. в конденсат.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Благоприятные условия для образования нефти и газа возникают при погружении на глубину

10-12 км.

К – 22

На платформах:

-плиты

-антиклизы

-синеклизы

Их высокая нефтегазоносность характерна для Западно-Сибирской; Туранской и Скифской плиты. Нефтегазовые провинции могут быть приурочены к антиклизам и синеклизам ( Прикаспийская).

Вскладчатых и переходных территориях структуры I порядка:

-антиклинории

-синклинории

-предгорные прогибы

-краевые шовные зоны.

В предгорных прогибах формируются нефтегазоносные провинции. Антиклинории, синклинории и краевые шовные зоны практимческого интереса не представляют.

К – 23

На платформах:

-системы валов

-авлакогены (ДДВ)

-сводовые поднятия

-склоны платформ (региональные, моноклинали)

Крупные системы валов широко связаны с нефтегазонакоплением на Сибирской плите (Васюганский, Урингойский). С авлакогеном связана нефтегазоносность ДДВ. Нефтегазовые области могут размещаться на склонах платформ( ЮВ склон Восточно-Европейской платформы).

Вскладчатых территориях к структурам II порядка относится:

-Крупные антиклинали и синклинали

-срединные массивы

-наложенные и поперечные массивы

Из них наиболее перспективными для нефтегазонакопления являются межгорные впадины и наложенные прогибы (месторождение Баку и Обширона)