Семь общих признаков месторождений-гигантов и их роль в формировании и сохранении залежей.
Наличие мощного (часто массивного) резервуара (примеры).
2. Наличие крупной ловушки (одной или нескольких, объединённых общностью ВНК или территориально). Примеры (Медвежье, Самотлор, Федоровское )
3. Большая высота основной залежи (десятки и сотни метров), обусловленная избыточным заполнением (100% и >) ловушки (коэффициент заполнения).
Большая площадь (сотни км2) ловушки, объединяющей несколько локальных ловушек (ЛП) (примеры).
Соседство с крупными депрессиями.
6. Связь основной ловушки со стратиграфическим несогласием (перерывом в осадконакоплении и размывом нижележащих отложений) (примеры). – причина – ослабленная зона по которой нефть легко мигрирует.
7. Открытость бассейна в сторону моря (океана).
29. АВПД. Положительное и отрицательное его значение.
Минерализация подземных вод и её значение в миграции, формировании, сохранении и разрушении залежей. Типы вод по Сулину. Отличие степени минерализации подземных вод Западно-Сибирского и Лено-Тунгусского бассейнов. Главная его причина. Не углеводородный состав нефтей.
а) высокие дебиты; б) высокая опасность аварий и их предотвращение.
Осадочные бассейны, нефтегазоносные бассейны – это и гидрогеологические, артезианские бассейны. Чем больше объем осадочного выполнения бассейна, тем больше в нем подземных вод. Западно-Сибирский бассейн (3,5 млн. км2) содержит океан подземных вод. А геология нефти, по крылатому выражению Леворсена, это геология флюидов.
Минерализация вод – это концентрация растворенных в них всего того, что может растворяться (г/л или мг/л).
Примеры. От n·мг на л до 300 – 500 г/л.
Главные факторы: литологический состав осадочного выполнения бассейнов, тип литогенеза (гумидный, аридный), возможность подтока высоко минерализованных вод с больших глубин по разломам.
Типы вод по генезису: грунтовые (областей питания), подземные, элизионные (отжатые) и ювенильные (больших глубин, термальные).
При увеличении давления на осадки, за счет их накопления, они уплотняются, превращаясь постепенно в твердую породу. При этом воды из них отжимаются, мигрируя в пористые породы-коллектора. Вмести с ними мигрируют газы (в растворенном или свободном состоянии) и «микронефть» (по Н.Б. Вассоевичу).
Воды мигрируют по пластам и толщам коллекторов, а также по разломам (Алтайские озера – горько-солёные, щелочные; Мертвое, Красное и др. моря) в сторону пониженного давления.
Вода непосредственно причастна к рождению скоплений углеводородов (как нефти, так и газа). Газ может образовываться и с водой (болотный газ и любых других водоемов), и без воды (метан в шахтах).
Нефть слабо растворяется в воде, но ее в бассейнах огромные объемы.
В формировании газовых залежей и даже целых зон воды играют решающую роль. При поднятии бассейна или его части происходит снятие давления и массовое выделение растворенного в водах газа в свободную фазу с заполнением ловушек. Ярким примером является уникальная Ямбургско-Уренгойская зона Севера З.С. (эффект «открытой пробки шампанского»).
Газ и при латеральной миграции по восстанию проницаемого пласта-коллектора в растворенном или свободном состоянии, попадая в ловушку с пониженным давлением формирует залежь.
Консервирующая роль подземных вод (особенно для нефтяных залежей) весьма значительна. Минерализованные воды являются консервантами залежей нефти.
Разрушающая роль вод также значительна. Если залежь в результате интенсивного поднятия (Ферганская, Алайская долины) продуктивных отложений оказалась в зоне низко минерализованных вод, то происходит деградация нефти и разрушение залежи. Поскольку в этих водах повышенное содержание кислорода (окислителя) и наличие бактерий, питающихся углеводородами (Ростовцев о низких перспективах окраин ЗС, Нестеров – Кувейт и др. примеры).
Если продуктивные пласты выведены на поверхность, то поверхностные воды плюс атмосфера ведут к чрезвычайно быстрой деградации нефтей и они превращаются в битум. В мире известны залежи битумов, образовавшиеся таким образом.
Это Южный пояс Ориноко (100 млрд. т), битумы Атабаски в Канаде (80 млрд. т.), Оленекские битумы северо-запада Якутии и др. Нефть способная течь, оказавшись на поверхности, заполняет понижения. Образуются битумные озера. Например, битумное озеро Гуанако в той же Венесуэле.
Битумы в продуктивных пластах образуют «пробки», экранирующие залежи нефти (Фергана).
Воды создают тот или иной гидродинамический режим залежей (водонапорный и водоупругий), в зависимости от типа резервуара и контакта с УВ.
При интенсивном отборе нефти или газа упругость и напор вод не успевают восстанавливаться и тогда для поддержания давления в залежи (и соответственно дебитов нефти) применяют законтурное заводнение с помощью нагнетательных скважин. (Пример Ромашкинского месторождения, Самотлора, Талинки).
Состав нефтей:
В нефти 80-87% углерода и 10–14 % водорода.
O, S, N2 = 1-3%, реже 5-9%, S – до 7 % (!)
N2 – не более 1,7%
О – не более 2,5%
Неуглеводородные соединения нефти
Микроэлементы – металлы и неметаллы в количестве 10-2 – 10-7 %: ванадий, никель, железо, цинк (и вся таблица Менделеева).
Смолы и асфальтены
Давление в залежах. Типы давлений: П (Г), Ст, Д, Пр, АВПД, АНПД. Примеры залежей с АВПД и АНПД, основные причины их возникновения.
1
.
Пластовое
(гидростатическое) Д –
это начальное
давление
столба воды на пласт до начала разработки
залежи, т.е. естественное (не нарушенное)
равновесие.
где H – высота столба воды в скважине: d – плотность воды.
2. Статическое Д – давление, в работающей скважине после ее остановки.
3. Динамическое Д – давление в рабочей скважине.
4. Приведенным давлением называется Д "приведенное" к любой выбранной поверхности (в абсолютных отметках).
5. Аномально высокое Д (избыточное) пластовое давление (АВПД) – превышающее гидростатическое.
Причины возникновения АВПД:
а) замкнутая (литологическая, тектоническая, стратиграфическая или комбинированная) ловушка;
б) прорыв (миграция) флюидов из глубоких горизонтов в более высокие при недостатке условий (времени и др.) для выравнивания давления;
в) резкий тектонический подъем какого-либо блока вместе с заключенными в нем флюидами;
г) уплотнение глин, катагенез, в результате которых высвобождается связная вода.
Примеры толщ и залежей с АВПД:
а) литологические залежи в юрских глинах (точнее аргиллитах) баженовской свиты Западной Сибири;
б) залежи газа в нижнемеловых отложениях Севера Западной Сибири;
в) залежи нефти и газа в линзах ачимовской тощи неокома ЗС;
г) в залежах, связанных с вулканами Азербайджана, с очень (аномально) высокими первоначальными дебитами (тысячи т/сут.).
Аномально низкое Д – ниже гидростатического..
Аномально низкое пластовое давление - давление флюидов, значительно ниже по величине нормального гидростатического давления в пласте для данной глубины.
27. Понятие главная фаза нефтеобразования («окно»). Его значение в решении вопросов генезиса нефти и оценке перспектив нефтегазоносности.
При достижении породами определенных температур (до 50 градусов) происходит массовое образование и выделение газа. Это называется верхней фазой газообразования. При дальнейшем погружении и достижении породами глубин с температурами выше 50 (70–100) градусов ОВ входит в стадию массового образования жидких УВ, нефти. Это главная фаза нефтеобразования («окно»).
Выше температуры 140 градусов – вторая, главная фаза газообразования.
Все эти фазы связаны с температурными и динамическими (погружениями пород и созданием давления) преобразованиями ОВ, стадиями и подстадиями катогенеза (прото- и катогенеза).
Выявление и обоснование объективного существования главной фазы нефтеобразования считается важнейшим достижением и успехом органической гипотезы образования нефти прошлого века.
В различных НГБ глубины главной зоны, «окна» нефтеобразования несколько различны. Это обусловлено в основном двумя факторами: типом ОВ и температурным режимом бассейна.
При доминировании в разрезе сапропелевого (низших организмов) ОВ главная фаза НО (при прочих ровных условиях) наступает раньше и протекает быстрее, чем в случае смешанного (сапропелево-гумусового). Во втором случае она наступает существенно позже и более растянута во времени, а зона (окно), соответственно, смещается по глубинам.
26. Понятия температурный градиент и температурная ступень. Их связь с типом провинции (бассейна). Примеры.
ПГН бассейны могут существенно отличаться температурным режимом. Одним из важнейших его показателем является температурный градиент (ТГ). Это величина изменения температуры с глубиной на 100 м. Обратная величина ТГ называется температурной ступенью.
В бассейнах древних платформ (Русской, Сибирской, Северо-Американской и др.) ТГ пониженный – 1,5–2,5˚С. В бассейнах молодых плит (Западно-Сибирской, Туранской, Скифской и др.) он значительно выше – 3,5–5,5˚С. В складчатых областях – ещё выше.
Температуры влияют на фазовое состояние углеводородов. Газогидраты! Низкие температуры высокое давление.
При повышенных температурах «жирный газ» находится в парообразном состоянии, а при снижении давления и температуры превращается в жидкую фазу – газоконденсат.
Пример с северными районами Зап. Сибири.
Роль температуры в образовании, фазовом состоянии, сохранении и разрушении залежей углеводородов.
В соответствии с органической гипотезой роль температуры в образовании УВ считается решающей. При погружении осадка, насыщенного в той или иной степени ОВ, повышается его температура и начинается постепенное преобразование (катагенез и «сгорание») ОВ в УВ (были проекты сжигания залежей углей с целью получения газа, метана).
При достижении породами определенных температур (до 50 градусов) происходит массовое образование и выделение газа. Это называется верхней фазой газообразования. При дальнейшем погружении и достижении породами глубин с температурами выше 50 (70–100) градусов ОВ входит в стадию массового образования жидких УВ, нефти. Это главная фаза нефтеобразования («окно»).
Выше температуры 140 градусов – вторая, главная фаза газообразования.
Температуры влияют на фазовое состояние углеводородов. Газогидраты! Низкие температуры высокое давление.
При очень высоких (сотни градусов) температурах и давлениях (в процессе складко- и горообразования) скопления нефти и битумов превращаются в твердую кристаллическую черную породу – антраксолит, которая не растворяется ни в одном растворителе ОВ (бензоле, ацетоне и др.).
При повышенных температурах «жирный газ» находится в парообразном состоянии, а при снижении давления и температуры превращается в жидкую фазу – газоконденсат.
Пример с северными районами Зап. Сибири.
Повышенные температуры и давление способствуют растворению газа в нефти. При перенасыщении нефтяной залежи газом и выделении его в свободную фазу, образуется газовая шапка.
Изомеры. Пример изменения свойств изомеров алканов.
Изомеры (изо – равный, метрос – доля, часть) – это химические соединения, имеющие равный элементный состав и молекулярный вес, но отличающиеся композицией., структурой атомов.
Структурные, пространственные (стереоизомеры) Например: С5H12 (СnH2n+2) – алканы
1) H-пентан: CH3 – CH2 – CH2 – СH2 – CH3 t° кипения = + 36,1°С;
2) метил-бутан: CH3 – CH – CH2 – CH3
|
CH3 t° кипения = + 28°С;
3) тетра-метил–метан: CH3
|
CH3 – С – CH3
|
CH3 t° кипения = + 9,5°С;
Пример одинакового элементного состава, но различной структуры: графит – алмаз.
Изотопы, изотопы углерода (12,13.14) и их роль в стратиграфии (5570) и геологии нефти.
Изотопы – это химические элементы с одинаковым зарядом атомных ядер и поэтому занимающие одно место в Периодической системе (классификации!) Д.И. Менделеева, но отличающиеся числом нейтронов (массовым числом). Число протонов – это атомный номер.
Протоны и нейтроны имеют одинаковую массу.
Все атомы углерода (С) сложены шестью протонами, однако среди них известны 3 изотопа, содержащие соответственно 6, 7 и 8 нейтронов и имеющие атомные массы 12, 13 и 14.
С12 и С13 называются стабильными, а С14 трансформируется в N14. С14 распадается в азот с постоянной скоростью 5570 лет (период полураспада). И это его свойство используется для определения абсолютного возраста пород, в основном молодого возраста (четвертичных).
22. Классификация нефтей по углеводородному (групповому) составу (5 классов – М, Н-М, М-Н, Н, Н-А).
Основные методы переработки нефтей (дисциляция, крекинг, пиролиз).