Тема 8. Нефтегазоматеринский потенциал осадочных толщ. Залежи и ловушки нефти и газа

Парагенетическая ассоциация обогащенных автохтонным ОВ пород, генерирующая в процессе литогенетической эволюции углеводороды, способные к аккумуляции называется нефтегазоматеринской свитой. Способность осадочных пород генерировать нефть и газ оценивается их нефтегазоматеринским потенциалом (НГМ). Нефтематеринский потенциал – это максимальное количество микронефти, которое может сгенерировать ОВ или данная порода (свита) за всю геологическую историю. Нефтегазоматеринский потенциал осадочных пород определяется содержанием, качеством и фациально-генетическими особенностями ОВ (молекулярным составом и структурой, степенью преобразования) разных типов.

Критерием нефтегазоматеринского потенциала (П_нм) служит обогащенность ОВ водородом относительно углерода (Н/С), без учета углерода в группах типа СО и водорода в гидроксильных группах, а также группах типа SH и NH. В весьма продуктивном ОВ отношение Н/С доходит до 1,4. Считается, что ОВ не обладает нефтегазоматеринским потенциалом если Н/С<0,7. Нефтегазоматеринский потенциал оценивают в лабораторных условиях по количеству УВ образовавшихся при нагреве пробы до 300-650ºС.

Согласно осадочно-миграционной концепции нефтегазообразование обусловлено термокаталитическими реакциями, протекающими в достаточно узком интервале температур и глубин и соответствует главной фазе нефтеобразования (ГФН). При катагенезе нефтематеринских пород на глубине 2-4 км и температуре 80-150ºС одновременно с генерацией и созреванием микронефти происходит ее десорбция и интенсивная миграция в водных и газовых растворах. Этап генерации нефти называют «нефтяным окном». Главная фаза нефтеобразования совпадает с этапами карбонизации углей, на которых угли имеют спекающиеся свойства. Для оценки уровня преобразования РОВ используется шкала катагенеза предложенная Н.Б. Вассоевичем (1976) (табл. ).

Процесс интенсивного образования жидких УВ в зоне катагенеза в бассейнах разных типов и возрастов отмечается при разных температурах и на различных глубинах. Так в девонских и силурийских отложениях Восточной Сахары верхняя граница ГФН установлена при температуре 50ºС, в нижнеюрских породах Парижского бассейна 60ºС, в верхнемеловых и палеогеновых породах Западной Африки 70ºС, в неогеновых отложениях бассейна Лос-Анджелес 115ºС.

В регрессивных НГМ-свитах домезозоя характерен фитопланктонный состав исходного ОВ, в трансгрессивных НГМ-свитах обычно присутствует фитобентос. Начиная с палеозоя в состав ОВ НГМ-свит входит зообентос и зоопланктон. Регрессивные НГМ-свиты характеризуются незначительным содержанием диагенетических минеральных окислителей. Поэтому начальный потенциал регрессивных НГМ-свит выше, чем трансгрессивных НГМ-свит. Более молодые НГМ-свиты занимают меньший стратиграфический объем и цикл седиментации.

Нефтематеринский (НГМ) потенциал диктионемовых сланцев и кукерситов Прибалтийского бассейна очень высок, но не реализован вследствие недостаточной зрелости ОВ (ДГ, вместо ЖК). Нефтематеринский потенциал доманиковой формации Русской плиты, вендской НГМ-свиты Непско-Ботуобинской антеклизы и куонамской свиты кембрия Анабарской синеклизы не реализован полностью из-за восходящих региональных тектонических движений и снижении теплового потока из недр. Полностью реализован потенциал НГМ-свиты силура и девона Предуральского прогиба, а также НГМ-свиты рифея-нижнего кембрия северо-запада Сибирской платформы.

В рифее длительность фазы образования НГМ-свит в среднем 90 млн. лет, в венде и раннем палеозое 45 млн. лет, позднем палеозое и мезозое 22-11 млн. лет.

Таблица

Сопоставление различных схем метаморфизма ОВ

Глуби-на, км	Стадия литогенеза	Градация	Характеристика точки перехода	С,%	V,%	R,%	Степень углефикации		Основные УВ, генерированные РОВ
1-3							РФ	США
	Диагенез	ДГ	Отмершая биомасса	60	63	0,25	торф	торф	Метан
	Прото- катагенез	ПК1	Начало литификации	67	56	0,3	1Б	лигнит	Метан (ВЗГ)
		ПК2	Образование витринита	71	50	0,4	2Б (I)
								сублигнит
		ПК3	Исчезновение гуминовых кислот	75	44	0,5	3Б
2-6	Мезо- катагенез	МК1		77	40	0,65	Д		Нефть (ГФН)	Метан
								битуминозный V>31
		МК2		81	37	0,85	Г (V)
		МК3	Исчезновение флуоресценции	86	31	1,15	Ж			Жирный газ
								Бит. V=23-31
3-9		МК4		89	21	1,55	К (L)		Метан (ГФГ)
								Бит. V=15-22
		МК5		90	14	2,0	ОС
	Апо- катагенез	АК1		91	8	2,5	Т	V=8-14
4-12		АК2		93,5	4	3,5	А	А
		АК3		95,5	1,5				Метан
		АК4
5-15	Метагенез		Графит	100	0

Проявления нефти, вязких и твердых нафтидов отмечены в Донецком, Карагандинском, Кузнецком¹⁸, Ленском, Таймырском, Печорском, Львовско-Волынском, Кизеловском, Западносибирском и др. угленосных бассейнах.

Источником энергии в преобразовании ОВ в УВ является сила гравитации, тепловое поле внутренних геосфер, а также энергия складко- и разрывообразования. Процесс выделения УВ из НГМ толщи сопровождается миграцией. Первичная миграция УВ в виде микрокапель нефти происходит при фильтрации водных растворов. Растворимость отдельных компонентов УВ различна при конкретных давлениях и температуре.

Большое значение при фракционировании УВ в ходе первичной миграции имеет минерализация воды, а также состав и емкостно-фильтрационные характеристики пород.

Вода составляет существенную долю первичного осадка. В глубоководных зонах уплотнение осадка замедлено, и он долгое время остается сильно обводненным. На стадии ПК₁ и ПК₂ из слабо литофицированной горной породы в средней зоне шельфа удаляется примерно 80% водной фазы. Оставшаяся часть воды является химически и физически связанной. Полагают, что молекулы воды с решетками минералов, образуют относительно упорядоченную структуру. Связанная вода не содержит растворенных веществ и ее плотность составляет до 1,5. При изменении термодинамических условий связанная вода может перейти в свободное состояние с увеличением объема. Внутри пор давление возрастает, что приводит к разуплотнению породы. Так в Мексиканском заливе на глубинах 3880÷4500 м пористость кайнозойских глин увеличена на 5÷6%. В.Н. Холодов предположил, что в результате преобразования майкопских глин Предкавказья выделился объем воды сопоставимый с объемом воды в Каспийском море. Этап преобразования воды может совпадать с ГФН. В дисперсных средах и тонких капилярах растворяющая способность выделенной воды становится аномально высокой даже по отношению к нефти и кварцу.

ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА

В течение длительного времени естественные выходы нефти полностью удовлетворяли потребности человечества. Для добычи нефти в XIX веке стали рыть колодцы в местах нефтепроявлений, а затем бурить скважины. В конце XIX века поисковое бурение стали вести на прямой, соединяющей две скважины, уже давшие нефть.

В новых районах поиск месторождений нефти и газа велся «вслепую». Любопытные воспоминания о закладке скважины оставил английский геолог К. Крэг. «Для выбора места съехались заведующие бурением и управляющие промыслами и сообща определили ту площадь, в пределах которой должна быть заложена скважина. Однако с обычной в таких случаях осторожностью никто не решался указать ту точку, где следовало начинать бурение. Тогда один из присутствующих сказал, указывая на кружившую ворону: «Господа, если вам все равно, давайте начнем бурить там, где сядет ворона». Предложение было принято. Скважина оказалась необыкновенно удачной. Но если бы ворона пролетела на сотню ярдов дальше к востоку, то встретить нефть не было бы никакой надежды». Понятно, что полагаться лишь наудачу нельзя, ведь бурение каждой скважины стоит сотни тысяч долларов (миллионы рублей). Повысить эффективность ГРР возможно лишь располагая моделью залежей нефти и газа.¹⁹

Подавляющая часть скоплений нефти и газа связана с осадочными формациями в бассейнах осадконакопления. Нефтегазоносные толщи (свиты, горизонты) обычно приурочены к конкретным интервалам разреза осадочной толщи, выполняющей прогибы различного типа и масштаба. Как правило, нефтегазоносные толщи сложены терригенными, карбонатными или вулканогенно-осадочными породами. Мощность нефтегазоносных толщ достигает многих сотен метров.

Нефть, газ и вместе с ними вода заполняют пустотное пространство пород. Собственно скопления (залежи) нефти и газа занимают определенное положение в разрезе и общей структуре нефтегазоносной толщи, что связано, прежде всего, с жидким и газообразным состоянием углеводородов, их малой плотностью и способностью к перемещению (миграции).

Залежь нефти и газа — скопление углеводородов в массивах горных пород, имеющее промышленное значение. По способности вмещать углеводороды горные породы подразделяются на коллектора и флюидоупоры. Породы, перемещение в которых нефти, газа и воды при данных термобарических условиях физически невозможно, называются флюидоупорами (покрышками, экранами).

Коллектором называется горная порода, обладающая пустотностью и проницаемостью. Порода-коллектор может быть насыщена флюидом (нефтью, газом, водой). Наиболее распространенными коллекторами являются терригенные и карбонатные породы. Основные коллекторские свойства пород определяются двумя главными показателями: емкостью и проницаемостью.

С терригенными коллекторами связано 58% разведанных запасов нефти и 77% газа. В составе терригенных коллекторов основное значение имеют пески, песчаники и алевролиты, при подчиненном значении аргиллитов. Терригенные коллектора могут быть, как рыхлыми, так и сцементированными. Основной вид пустотного пространства в рыхлых коллекторах – межзерновый (поровый).

Карбонатные коллекторы (известняки и доломиты) заключают 42% мировых разведанных запасов нефти и 23% газа. В отличие от псаммитов, для карбонатных пород характерен каверновый и трещинный типы пустотного пространства, происхождение которого обусловлено процессами выщелачивания, перекристаллизации, доломитизации, а также тектоническими дислокациями. Пористость карбонатных и сцементированных коллекторов меньше, чем рыхлых, проницаемость может быть выше. Известняки-ракушечники по коллекторским свойствам близки к песчаным коллекторам.

Значительно реже залежи нефти и газа встречаются в биогенно-кремнистых породах (силицитах), образовавшихся в основном из диатомей (одноклеточных водорослей). Туфы и туфо-песчаники также могут быть нефтегазонасыщенными. По свойствам такие коллекторы близки к терригенныи породам. Залежи нефти и встречены в трещинно-кавернозно-поровых метаморфических и изверженных породах.

Емкостные свойства зависят от объема пор, каверн и открытых трещин в массиве пород.

По времени образования выделяются первичные пустоты и вторичные. Первичные пустоты формируются в процессе седиментогенеза и диагенеза, то есть одновременно с образованием самой осадочной породы. В недрах при катагенезе и выносе минерального вещества из горных пород может возникать кавернозность. Так при переходе известняка в доломит происходит сокращение объема породы на 12÷13%. Причина в кристаллах ориентированных для кальцита и беспорядочно расположенных для доломита²⁰. Вторичная пористость установлена на глубинах 5 и более км. Предельная по пористости глубина размещения месторождений нефти и газа составляет 9-10 км.

Первичная пустотность присуща всем осадочным породам, в которых встречаются скопления нефти и газа — это, прежде всего межзерновые поры, пространства между остатками раковин и т.п. К вторичным пустотам относятся поры каверны и трещины, образовавшиеся в процессе доломитизации известняков и выщелачивания породы циркулирующими водами, а также тектонические трещины. На рисунке 1.8 показаны некоторые типы пустот встречающиеся в породах.

Рисунок 1.8 Типы пустот. а — хорошо отсортированная порода с высокой пористостью; б — плохо отсортированная порода с низкой пористостью; в — хорошо отсортированная пористая порода; г — хорошо отсортированная порода, пористость которой уменьшена в результате отложения минерального вещества в пустотах между зернами; д — порода, ставшая кавернозной благодаря выщелачиванию; е — порода, ставшая коллектором благодаря трещиноватости

Пористость и строение порового пространства.

Выделяют полную (общую или абсолютную), открытую, эффективную и динамическую пористость. Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом.

Количественно пористость породы оценивается коэффициентом пористости, который измеряется в долях или процентах от объема породы. Коэффициентом полной пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к объему образца:

Открытая пористость образуется сообщающимися порами. Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца:

(1)

Эффективная пористость учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью.

(2)

Пористость породы в большой степени зависит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, которые в свою очередь определяются размером и формой слагающих породу частиц и степенью их сцементированности. Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется от нескольких до 33%. По большинству коллекторов она составляет 12÷25%.

В терригенных породах (гранулярных коллекторах) большое влияние на пористость оказывает плотность укладки зерен. В случае наименее плотной кубической укладки круглых зерен одного размера максимальный коэффициент пористости теоретически может составлять 47,6% (рис. 1.9). Наиболее плотно шары располагаются, когда их центры совпадают с вершинами ромба с углами 60 и 120°. При этом пористость будет составлять 25,9% (рис. 1.10).

Рис. 1.9 Неплотная укладка зерен	Рис. 1.10 Плотная укладка зерен

Коэффициент пористости зависит: от плотности укладки зёрен; от формы зёрен; от степени их сортировки; наличия или отсутствия цемента и не зависит от размера зёрен и полостей между ними. Наличие цемента и уплотнение резко уменьшает пористость. Реальная пористость песчаных коллекторов менее 20%. Коэффициент пористости галечника может быть ниже коэффициента пористости глинистой породы. При общей пористости близкой к 5% монолитные породы утрачивают коллекторские свойства.

Кавернозность горных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот - пор выщелачивания (каверн). Кавернозность свойственна карбонатным коллекторам. Различают породы микрокавернозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством пустот с диаметром до 2 мм, ко вторым с крупными кавернами — вплоть до нескольких сантиметров. Микрокавернозные карбонатные коллекторы на практике нередко приравнивают к терригенным поровым, т. к. и в тех, и в других открытая емкость образована мелкими сообщающимися пустотами. Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не превышает 13÷15%.

Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречаются редко, их пустотность составляет не более 2%. При больших мощностях продуктивных карбонатных отложений даже при незначительной емкости коллектора запасы залежей могут быть весьма значительными.

Коэффициент кавернозности К_К равен отношению объема каверн V_К к видимому объему образца V_ОБР.

(3)

Поскольку извлечение флюидов возможно лишь из макрокаверн, пересеченных трещинами, изучение макрокавернозности проводят вместе с изучением трещиноватости.

Пустотное пространство пород может изменяться за счёт упругих и остаточных деформаций возникающих при изменении литостатических нагрузок, а также за счет тектонических процессов при колебательных и дислокационных движениях. Циркуляция подземных вод, как правило, способствует увеличению пустотной емкости.

Трещиноватость – совокупность трещин в массиве горных пород, обуславливающая трещинную емкость и трещинную проницаемость. Трещинная емкость пород определяется объемом открытых неминерализованных трещин. Залежи, связанные с трещинными коллекторами, приурочены большей частью к карбонатным толщам, а в некоторых районах (Иркутский район и др.) и к терригенным отложениям. Наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих коллекторы, обеспечивает значительные притоки газа, нефти и воды к скважинам.

Эффективность трещиноватого коллектора определяется плотностью и раскрытостью трещин. По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют макротрещины с шириной шва более 40 мкм и микротрещины шириной до 40 мкм. Трещинная емкость коллекторов составляет до 2%. Трещины играют роль каналов фильтрации жидкости и газа, связывающих воедино пустотное пространство коллекторов.

Из коллекторов с одним из видов пустотности наиболее широко распространены поровые терригенные коллекторы (Волго-Уральская НГ-провинция, Западная Сибирь, Северный Кавказ и др. районы). Трещинные коллектора встречаются весьма редко, микрокавернозные коллектора распространены в Волго-Уральской НГ-провинции, Тимано-Печорская провинции и др.), макрокавернозные коллектора встречаются редко.

Рис. Пористость. Миграция метана

При одновременном дренировании двух или трех видов пустот (пор, каверн, трещин) коллектор относят к типу смешанных. Коллекторы смешанного типа, наиболее свойственные карбонатным породам, характерны для месторождений Прикаспийской низменности, Волго-Уральской и Тимано-Печорской провинций, Белоруссии и др. районов.

Фильтрационные свойства коллекторов. Проницаемость

Важнейшим свойством пород-коллекторов является их способность к фильтрации жидкостей и газов при перепаде давления. Способность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью. Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к флюидоупорам. Хорошо проницаемыми могут быть: песок, трещиноватые песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же аргиллиты, метаморфические и магматические горные породы.

Понятие флюидоупора относительно, поскольку проницаемость одной и той же породы помимо ее состава и свойств определяется вязкостью, а, следовательно, и фильтруемостью флюида и перепадом давления. Так нефтеупорные породы могут фильтровать газ, а при увеличении давления становятся проницаемыми и для нефти. Кроме того, имеет значение нефте-, водо-, газонасыщенность коллектора.

Флюидоупорами являются сульфатно-галогенные, глинистые и массивные, плотные карбонатные породы. Основным свойством пород-экранов является их пластичность и как следствие малая трещиноватость. Экранирующие свойства покрышек ухудшает терригенная примесь.

Соляные покрышки представлены толщами ископаемой соли, переслаиванием солей, гипсов, ангидритов и терригенных пород. Соль является идеальным экраном. Около 35% всех скоплений газа и значительное количество залежей нефти перекрыто соляными покрышками. Гипсы и ангидриты менее пластичны и более трещиноваты.

Глинистые покрышки – наиболее часто встречающийся тип экранов. Их экранирующие свойства ухудшаются по мере увеличения в их составе доли кварца и полевых шпатов. Глины обладают весьма высокой пористостью, но малой проницаемостью. Поры глин очень мелкие, а капиллярные силы сцепления жидкости с минеральным веществом велики. Катагенез глин приводит к их обезвозживанию, изменению состава, к снижению пористости, пластичности и росту трещиноватости. В ряде случаев литофицированные глины - аргиллиты утрачивают экранирующие свойства.

Экранами могут быть многолетнемерзлые породы и газогидраты (криогенные покрышки). На глубине 4÷5 км, надежные экранирующие свойства сохраняются, как правило, только у солей.

Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси, согласно которому объемный расход флюида, проходящий сквозь породу при ламинарном движении прямо пропорционален коэффициенту проницаемости, площади поперечного сечения, перепаду давления и обратно пропорционален вязкости жидкости и длине пути пройденного флюидом.

(4)

где Q — объемный расход жидкости в м³/с; k_ПР²¹ — коэффициент проницаемости в м²; F— площадь поперечного сечения в м²; μ— вязкость флюида в Па×с (система СИ); L — длина пути в см; (P₁-P₂)— перепад давления в Па.

Единица коэффициента проницаемости называемая дарси, отвечает проницаемости такой горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1см², при перепаде давления в 1 ат на протяжении 1 см в 1 сек проходит 1 см³ жидкости, вязкость которой 1 сп (сантипуаз. В системе СГС пуаз - г/(см²·сек)). Проницаемость пород, служащих коллекторами для нефти, обычно выражают в миллидарси.

В общем случае наблюдается прямая зависимость между открытой пористостью и проницаемостью. Зависимость между пористостью и плотностью однотипных пород обратная.

В разных термобарических условиях проницаемость породы-коллектора для каждой фазы УВ смеси будет существенно иной. Для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород используют понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.

Под абсолютной понимается проницаемость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости k_ПР и зависит только от физических свойств породы.

Эффективной (фазовой) называется проницаемость k_ПР.ЭФ пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз, от их соотношения между собой и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.

Проницаемость горных пород зависит от: размера поперечного сечения пор; формы пор; характера сообщения между порами; трещиноватости породы; минералогического состава пород.

Нефте-, газо-, водонасыщенность коллекторов

Полагают, что нефтенасыщенные и газонасыщенные коллекторы первоначально были полностью насыщены водой. При образовании залежей нефть и газ мигрировали в вверх по коллектору, вытесняя оттуда воду. Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтегазонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора.

Остаточная вода содержится в виде молекулярно-связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной части пустот. Остаточная вода и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей.

Коэффициентом водонасыщенности К_В коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.

Коэффициентом нефтенасыщенности К_Н (газонасыщенности К_Г) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства.

В зависимости от условий формирования залежей, характеристики пород-коллекторов, их емкостного объема и фильтрационных свойств и других параметров, значение начальной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов находится в пределах 50÷97%, при начальной водонасыщенности 3÷50%.

ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ

Свойства и состояние углеводородов (УВ) зависят от их состава, давления и температуры. В залежах УВ могут находиться в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей и при подъеме на поверхность давление и температура УВ меняются, что сопровождается соответствующими изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ из одной фазы в другую. Необходимо знать закономерности фазовых переходов, состояние и свойства УВ при различных условиях и учитывать их при подсчете запасов, проектировании и регулировании эксплуатации систем сбора и транспорта нефти и газа.

Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущественно метанового (парафинового) (С_nН_2n+2), нафтенового (C_nH_2n) и в меньшем количестве ароматического (C_nH_2n-6) рядов. По физическому состоянию в поверхностных условиях УВ метанового ряда от СН₄ до С₄Н₁₀ — газы; от С₅Н₁₂ до С₁₆Н₃₄ — жидкости и от С₁₇Н₃₄ — твердые вещества, называемые парафинами и церезинами.

При большом количестве газа он может располагаться над нефтью в виде газовой шапки. При этом часть жидких УВ нефти будет находиться в виде паров также в газовой шапке. При высоком давлении в коллекторе плотность газа становится весьма значительной (приближается по величине к плотности легких углеводородных жидкостей). В этих условиях в сжатом газе растворяется значительное количество легкой нефти (С₅Н₁₂+С₆Н₁₄) подобно тому, как в бензине или других жидких УВ растворяются нефть и тяжелые битумы. В результате нефть иногда оказывается полностью растворенной в сжатом газе. При извлечении такого газа из залежи на поверхность в результате снижения давления и температуры, растворенные в газе УВ конденсируются, и выпадают в виде конденсата. Если же количество газа в залежи по сравнению с количеством нефти мало, а давление высокое, газ полностью растворяется в нефти и тогда газонефтяная смесь находится в пласте в жидком состоянии.

При определенных давлениях и температурах газ с водой образует гидраты, в которых газ заполняет пустоты объемных ассоциатов воды. Газогидратные залежи по физическим параметрам резко отличаются от обычных месторождений природного газа, поэтому подсчет запасов газа и разработка газогидратных залежей во многом отличаются от обычных способов. Районы распространения газогидратных залежей в основном приурочены к зоне распространения многолетнемерзлых пород, дну морей и океанов.

ПЛАСТОВЫЕ НЕФТИ

Нефти разных пластов одного и того же месторождения и тем более разных месторождений могут отличаться друг от друга. Их различия во многом определяются их газосодержанием. Все нефти в пластовых условиях содержат в растворенном (жидком) состоянии газ.

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти — это объем газа V_Г растворенного в 1 м³ объема пластовой нефти V_П.Н.:

(8)

Газосодержание обычно выражают в м³/м³ или м³/т. Газосодержание нефтей в условиях залежи (пластовых условиях) может достигать 500 м³/м³ и более, обычное его значение для большинства нефтей 30–100 м³/м³. Вместе с тем известно большое число нефтей с газосодержанием не выше 8–10 м³/м³.

Растворимость газа — это максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пластовой нефти, при определенном давлении и температуре. Газосодержание может быть равно растворимости или меньше ее.

Коэффициентом разгазирования нефти называется количество газа, выделяющееся из единицы объема нефти при снижении давления на единицу.

Промысловым газовым фактором называется количество добытого газа в м³, приходящееся на 1 м³ (т) дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный отрезок времени. Различают начальный газовый фактор, определяемый по данным за первый месяц работы скважины, текущий газовый фактор, определяемый по данным за любой промежуточный отрезок времени, и средний газовый фактор, определяемый за период с начала разработки до какой-либо даты. Величина промыслового газового фактора зависит как от газосодержания нефти, так и от условий разработки залежи и меняется в очень широких пределах. Если при разработке газ не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, так как в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры. В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него. В первом случае нефть будет полностью насыщена газом, во втором — недонасыщена.

Сжимаемость нефти в залежи обусловливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости) :

, (9)

где — изменение объема нефти; — исходный объем нефти; — изменение давления. Размерность 1/Па, или Па^-1.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу. Значение его для большинства пластовых нефтей лежит в диапазоне (1-5)×10^-3 МПа^-1. Сжимаемость нефти наряду со сжимаемостью воды и коллекторов проявляется главным образом при разработке залежей в условиях постоянного снижения пластового давления.

Коэффициент теплового расширения показывает, на какую часть первоначального объема изменяется объем нефти при изменении температуры на 1°С

. (10)

Размерность — 1/°С. Для большинства нефтей значения коэффициента теплового расширения колеблются в пределах (1-20)×10^-4 1/°С.

Коэффициент теплового расширения нефти необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние наряду с влиянием других параметров сказывается как на условиях текущей фильтрации нефти, так и на величине конечного коэффициента извлечения нефти. Особенно важную роль коэффициент теплового расширения нефти играет при проектировании тепловых методов воздействия на пласт.

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1 м³ дегазированной нефти:

, (11)

где — объем нефти в пластовых условиях; — объем того же количества нефти после дегазации при атмосферном давлении и t=20°С; — плотность нефти в пластовых условиях; — плотность нефти в стандартных условиях.

Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти. Пластовое давление до некоторой степени уменьшает величину объемного коэффициента, но так как сжимаемость нефти весьма мала, давление мало влияет на эту величину.

Значения объемного коэффициента всех нефтей больше единицы (до 3). Наиболее характерные оценки 1,2–1,8.

Пересчетный коэффициент (12)

Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченная из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2–1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. Известны нефти, плотность которых в пласте составляет всего 0,3–0,4 г/см³. Легкие нефти характеризуются высоким газосодержанием в залежи, тяжелые — низким.

Вязкость пластовой нефти , определяющая степень ее подвижности в пластовых условиях, также существенно меньше вязкости ее в поверхностных условиях.

Это обусловлено повышенным газосодержанием и пластовой температурой. Давление оказывает небольшое влияние на изменение вязкости нефти в области выше давления насыщения. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз меньше вязкости дегазированной нефти. Вязкость зависит также от плотности нефти: легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые.

Вязкость нефти — очень важный параметр, от которого существенно зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент извлечения нефти. Соотношение вязкостей нефти и воды — показатель, характеризующий темпы обводнения скважин. Чем выше это соотношение, тем хуже условия извлечения нефти из залежи с применением различных видов заводнения.

ГАЗЫ В ЗАЛЕЖИ

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида С_nН_2n+2. Основным компонентом является метан СН₄. Наряду с метаном в состав природных газов входят его гомологи, а также неуглеводородные компоненты: азот (N), углекислый газ (СО₂), сероводород (H₂S), гелий (Не), аргон (Аr). Газ, в составе которого тяжелые гомологи метана (С₃, С₄,) составляют не более 75 г/м³ называют сухим. При содержании тяжелых УВ свыше 150 г/м³ газ называют жирным.

Природные газы подразделяют на следующие группы.

1. Газ чисто газовых месторождений почти свободный от тяжелых УВ (сухой газ).

2. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений — это смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из С₅+высш.

3. Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанобутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху.

Молекулярная масса природного газа:

, (13)

где — молекулярная масса i-го компонента; — объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16 - 20.

Плотность газа рассчитывается по формуле:

, (14)

где — объем 1 моля газа при стандартных условиях. Обычно значение находится в пределах 0,73–1,0 кг/м³. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху равной отношению плотности газа к плотности воздуха при тех же давлении и температуре:

. (15)

Если и определяются при стандартных условиях, то кг/м³ и кг/м³.

Объемный коэффициент пластового газа - отношение объема газа в пластовых условиях к объему того же количества газа , который он занимает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения Клайперона - Менделеева:

, (16)

где , , ,× — давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях.

Значение величины имеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.

ГАЗОКОНДЕНСАТ

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В условиях залежи конденсат обычно весь растворен в газе. Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см³) в 1 м³ отсепарированного газа.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выделяется из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ, т.е. из пентана и высших (C₅+), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ — бутана, пропана и этана, а также H₂S и других газов.

При оценке месторождения важно оценить его газоконденсатный фактор — это количество газа (м³), из которого выделяется 1 м³ конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется от 1500 до 25 000 м³/м³.

Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ — пентана и высших (C₆+) Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40–200°С. Молекулярная масса 90-160. Плотность конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см³ и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.

Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150 см³/м³), средним (150–300 см³/м³), высоким (300–600 см³/м³) и очень высоким (более 600 см³/м³).

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в залежи из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных УВ в недрах.

ГАЗОГИДРАТЫ

Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью слабой водородной связи. Плотность газогидрата до 1,32 см³/г. Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.

Условия образования гидратов определяются составом газа, состоянием воды, внешними давлением и температурой и выражаются диаграммой гетерогенного состояния. Для заданной температуры повышение давления выше давления, соответствующего равновесной кривой, сопровождается соединением молекул газа с молекулами воды и образованием гидратов. Снижение давления (или повышение температуры при неизменном давлении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду.

Газогидратные залежи — это залежи, содержащие газ, находящийся частично или полностью в гидратном состоянии (в зависимости от термодинамических условий и стадии формирования). В основе разработки газогидратных залежей лежит принцип перевода газа из гидратного состояния в свободное и отбора его традиционными методами с помощью скважин. Перевести газ из гидратного состояния в свободное можно путем закачки в пласт катализаторов для разложения гидрата; повышения температуры залежи выше температуры разложения гидрата; снижения давления ниже давления разложения гидрата; термохимического, электроакустического и других воздействий на газогидратные залежи.

ВОДЫ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Вода — неизменный спутник нефти и газа. В месторождениях она залегает в тех же коллекторах, что и нефть или газ, а также в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному коллектору, или поступать в скважины из других водоносных горизонтов. В соответствии с принятой технологией разработки вода может закачиваться в залежь и перемещаться в массиве пород. Воды нефтяных и газовых месторождений делятся на собственные, чуждые и техногенные (искусственно введенные в коллектор).

К собственным относятся остаточные и напорные воды в залежи, залегающие в нефтегазоносном коллекторе (горизонте). Собственные пластовые воды — один из основных природных видов вод месторождений УВ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные.

Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи.

Подошвенной называется вода, залегающая под водонефтяным контактом (газо-водяным контактом).

К промежуточным относятся воды, залегающие внутри нефтегазоносных залежей.

К чужим (посторонним) относятся воды водоносных горизонтов (пластов), залегающие выше или ниже нефтегазоносной залежи.

Техногенными или искусственно введенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие в залежь при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах.

Основную массу природных вод нефтяных и газовых месторождений составляют минерализованные воды.

От состава и свойства пластовых вод зависит ход многих процессов при разработке залежей нефти и газа. Основное значение в выборе мероприятий по контролю и регулированию добычи и эксплуатации скважин и промысловых систем имеют следующие параметры.

Газосодержание воды в залежи обычно оно равно 0,2–0,5 м³/м³ (до 2,0 м³/м³). В составе водорастворенного газа преобладает метан, затем следует азот, углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон.

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации воды растворимость газов уменьшается.

Сжимаемость воды — обратимое изменение объема воды, находящейся в пластовых условиях, при изменении давления. Значение коэффициента сжимаемости колеблется в пределах (3¸5)×10^-4 МПа^-1.

Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры.

Вязкость пластовой воды зависит в первую очередь, от температуры, а также от минерализации и химического состава. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2–1,5 МПа×с.

Поверхностное натяжение воды в три раза больше поверхностного натяжения нефти.

ЗАЛЕЖИ, ЛОВУШКИ И МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

Залежи нефти и газа разделяются на: пластовые, массивные и ограниченные со всех сторон. В пластовых залежах скопление нефти и газа приурочено к пластам, обладающим коллекторскими свойствами. Протяженность пластовой залежи (рис. 1.1) по простиранию и падению существенно превышает ее мощность. Пластовая залежь сохраняет мощность и литологический состав на большой площади и отделена от других пластовых коллекторов непроницаемыми породами.

Рис. 1.1 Принципиальная схема пластовой залежи

1 — коллектор (песок); 2 — плохо проницаемые породы

Массивные залежи нефти и газа приурочены к проницаемым частям положительным формам палерельефа (рифы, останцы терригенных и кристаллических пород), перекрытым малопроницаемыми пластами. Эти залежи, имеют неправильную или линзовидную форму. По составу слагающих пород массивные залежи подразделяются на две группы:

1. однородные массивные залежи — сложены сравнительно однородной толщей пород, большей частью карбонатных (рис. 1.2а).

Рисунок 1.2а Схема однородной залежи

2. неоднородные массивные залежи — толща пород неоднородна. Литологически она может быть представлена, например, чередованием известняков, песков и песчаников, сверху перекрытых глинами (рис. 1.2б).

Рисунок 1.2б Схема неоднородной залежи

Залежи всех видов литологически ограниченные со всех сторон либо практически непроницаемыми породами, либо водонасыщенными породами (рис. 1.3). Залежи этой группы имеют неправильную форму.

Рис. 1.3 Залежи литологически ограниченные со всех сторон

Предпосылкой для скопления нефти и газа является совместное нахождение коллекторов и флюидоупоров в виде геологических тел определенной формы – ловушек. Ловушка — это особые структурные формы, которые могут содержать залежи нефти и газа.

Разделение флюидов происходит в значительной степени из-за разницы плотности газа, нефти и воды. Благодаря этому в пространстве сообщающихся пор (каверн) газ и нефть располагаются выше воды. Простейший тип ловушки и отвечающей ей залежи – брахиантиклиналь или купол. Замкнутый по периметру изгиб пласта выпуклостью вверх создает условия для улавливания и сохранения углеводородов, если перекрывается непроницаемыми породами. Снизу газ или нефть «подпирается» водой.

Главные типы ловушек и залежей (рис.1.4): пластовые (сводовые и экранированные – тектонически, стратиграфически, литологически или гидравлически); массивные в выступах (сводовом, эрозионном, рифогенном); ограниченные со всех сторон (песчаные линзы, зоны повышенной проницаемости в известняках и доломитах); комбинированные. Пластовые сводовые ловушки и залежи связаны с антиклиналями, куполовидными поднятиями и другими положительными тектоническими структурами. Это наиболее распространенный и хорошо изученный тип ловушек. Запасы в таких ловушках могут достигать многих сотен млн. тонн. В центральной части свода находится газовая шапка, вниз по разрезу размещается нефть, еще ниже вода.

Рис. 1.4 Типы ловушек

Пластовые ловушки могут иметь экраны различного типа. Если ловушка ограничена сместителем разрыва, то экран имеет тектоническую природу. Ловушка может быть ограничена непроницаемыми породами. Стратиграфическое экранирование отвечает условиям несогласного перекрытия покрышками наклонно залегающего коллектора. С такого рода ловушками связаны крупные месторождения нефти и газа. Литологическое экранирование обусловлено выклиниванием по восстанию коллектора и его замещение непроницаемыми породами. Пластовые ловушки могут экранироваться и водоносными пластами, содержащими напорные (артезианские) воды.

Массивные ловушки отличаются от пластовых ловушек тем, что коллектором в них является массив горных пород в целом, представленный либо серией гидродинамически сообщающихся пластовых коллекторов, сплошным массивом горных пород в эрозионных останцах или палеорифах. В этом случае газовая (нефтяная) залежь ограничена единым водогазовым или водонефтяным контактом. Наиболее характерны карбонатные ловушки такого типа. Объемы массивных ловушек могут составлять км³.

Ограниченные со всех сторон ловушки и залежи многочисленны и разнообразны, связаны чаще с песчаными реже карбонатными коллекторами, которые заключены среди непроницаемых, либо мало проницаемых пород. Такие ловушки приурочены прежде всего к погребенным телам береговых палеовалов, баров, речных русел. Могут совпадать с зонами повышенной трещиноватости в массиве мало проницаемых карбонатных, изверженных или метаморфических пород или с древними корами выветривания кристаллических пород. Масштабы таких ловушек не велики, а расположение достаточно случайно.

Рис. 1.5а Пластовый тип залежи

Рис. 1.5б Залежь литологически ограниченного типа	Рис. 1.5в Залежь стратиграфически ограниченного типа

Рис. 1.5г Залежь тектонически экранированного типа

Рис. 1.5д Залежь массивного типа

Большинство месторождений нефти и газа приходится на ловушки и залежи комбинированного типа. Наиболее часто сочетаются антиклиналь с разрывами, антиклиналь или моноклиналь с выклиниванием коллектора, но фонд не выявленных крупных ловушек таких типов в значительной степени исчерпан.

Основное внимание в пределах известных нефтегазовых бассейнах и провинциях следует уделять неантиклинальным ловушкам и залежам, связанным со стратиграфическим и литологическим экранированием.

Иногда залежи нефти могут быть выявлены и в замках синклинальных складок. Например, в США на месторождении Гриффитсвилл скопления нефти были выявлены в замке синклинали. Формирование залежей нефти в этом случае объясняется наличием зоны повышенной проницаемости в замке складки, а также отсутствием в коллекторе воды. Т. е. фактически имеет место ограниченная со всех сторон ловушка, по восстанию сменяющаяся непроницаемыми горными породами. Методика поисков таких месторождений нефти и газа нуждается в совершенствовании.

Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтяным или газонефтяным контактом. Линия пересечения поверхности контактов с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности или газоносности, а с подошвой пласта — внутренним контуром нефтеносности или газоносности (рис. 1.6). Кратчайшее расстояние между кровлей и подошвой нефтегазаносного пласта называют его толщиной (мощностью).

Под месторождением нефти и газа понимается совокупность сближенных залежей, часто приуроченных к одной благоприятной тектонической структуре. Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь, а такое месторождение называется однопластовым. Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовыми.

В зависимости от фазового состояния и основного состава углеводородных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделяются на нефтяные, содержащие только нефть, в различной степени насыщенную газом: газовые, если оно содержит только газовые залежи, состоящие более чем на 90% из метана, газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные).

Рис. 1.6 Схема залежи пластового типа

Части пласта: 1 — водяная, 2 — водонефтяная, 3 — нефтяная, 4 — газонефтяная, 5 — газовая; 6 — породы-коллекторы; Н — высота залежи; h_г, h_н — высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи

В газонефтяных залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая — газовая, в нефтегазовых — газовая шапка превышает по объему нефтяную часть. К нефтегазовым, относятся так же залежи с крайне незначительной по объему нефтяной частью — нефтяной оторочкой. Газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатные: в первых — основная по объему нефтяная часть, а во вторых газоконденсатная (рис. 1.7).

К газоконденсатным относят такие месторождения, из которых при снижении давления до атмосферного выделяется жидкая фаза — конденсат.

Рис. 1.7 Классификация залежей по фазовым состояниям углеводородов

В РФ выявленных 90% месторождений УВ приурочено к антиклиналям, за рубежом около 70%. Средние размеры антиклиналей 5÷10×2÷3 км, высота 50÷70 м. Месторождение нефти Гавар (Саудовская Аравия) 225×25 км при высоте 370 м, газовое Уренгой 120×30 км при высоте 200 м.

Вопросы

1. Нефтегазоматеринская свита, ее потенциал, критерии оценки потенциала

2. Каковы перспективы выявления залежей нефти и газа в Прибалтийском бассейне горючих сланцев?

3. Роль моделей в геологии на примерах открытий мнесторождений нефти и газа.

4. Коллектор.

5. Емкостные характеристики коллекторов.

6. Проницаемость коллекторов.

7. Покрышки и их характеристики.

8. Пластовая нефть

9. Пластовый газ

10. Газоконденсат

11. Газогидраты

12. Воды нефтяных и газовых месторождений

13. Залежи и ловушки нефти и газа.

14. Пластовые ловушки нефти и газа

15. Массивные ловушки нефти и газа

16. Литологически ограниченные ловушки нефти и газа

17. Строение залежей нефти и газа

Литература

1. Волков В.Н. Основы геологии горючих ископаемых. –СПб, СпбГУ, 1993.

2. Основы геологии горючих ископаемых. Учебник./ Под ред. В.В. Семеновича, И.В. Высоцкого, Ю.И. Корчагина и др. М.: Недра. 1987. 397 с.

3. Геология и геохимия нефти и газа. О.К. Баженова, Ю.К. Бурлин, Б.А. Соколов, В.Е. Хаин. –М.: МГУ, 2004. –415 с.

4. Коршак А.А., Шамазов А.М. Основы нефтегазового дела. –Уфа, ДизайнПолиграфСервис, 2002.

5. Методы прогноза, поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений //Р.Х. Муслимов, В.В. Ананьев, В.М. Смелков, Р.К. Тухватуллин. Изд. Казанского ГУ, 2007 г, 320 с.

1 В случае наличия в осадочных горных породах преобразованного вещества водорослей, порода при любых концентрациях С_орг будет иметь желтоватый или светло-коричневый цвет.

* Все количественные оценки заимствованы из различных источников и могут не совпадать.

2 Местное топливо – низкосортное топливо, рентабельное при дальности перевозок на 20-30 км (дрова и торф) и до 200 км (горючий сланец и бурый уголь). Используется, как правило, потребителями в районе разработки.

3 Алексеева Т.П., Бурмистрова Т.И., Перфильева В.Д. Физика и химия торфа в решении проблем экологии. Изд. Тонпик, Минск, 2002, 80 с.

4 Физические и химические свойства вещества, находящегося в тонком поверхностном слое, во многом отличаются от его объемных свойств. Состояние вещества, когда его свойства определяются в основном свойствами поверхностного слоя, называется коллоидным состоянием. Вещество в коллоидном состоянии занимает промежуточное место между грубыми суспензиями, как смесь глины с водой, и между веществами в молекулярном состоянии, как например метан в воздухе, сахар, растворенный в воде.

5 Егоров А.И. Геол. угол. м-ний. Межвуз. науч.-практ. сб. Изд. УГГГА, Екатеринбург, 2003, с.4.

6 Гумолиты подразделяются на гуммиты, образовавшиеся из углеводов и лигнина и липтобиолиты, образовавшиеся из восков и смол.

7 Богхед в переводе – болотная голова; кеннель – свеча.

8 В лабораторных условиях процесс перехода углей низкой степени углефикации в более зрелые угли не установлен.

9 Гидрометаллургия – направление химической технологии, посвященный извлечению металлов из руд, концентратов и отходов различных производств водными растворами химических реагентов с последующим выделением металлов из растворов.

10 По Ю.И. Пиковскому с изменениями

11 Гипотеза субдукции не может быть объяснена, исходя из законов классической физики (три закона Ньютона и закон Архимеда).

12 Краюшкин В.А. (Украина). Месторождения нефти и газа глубинного генезиса.

13 Штат Новая Мексика, США. Месторождение располагается поперек синеклизы бассейна Сан-Хуан на площади 10 855 км² с запасами газа 935 млрд. м³. Газоносная толща имеет объем около 8195 км³, вся пористость является эффективной.

14 Штат Колорадо, США. Месторождение располагается вдоль синеклизы Денверского бассейна с извлекаемыми запасами газа 37 млрд. м³ на площади 2483 км²

15 Канада. Запасы газа 255 млрд. м³ на площади 17 920 км² находится значительно глубже свода Суитграс.

16 В их числе газовые месторождения с запасами от 12 500 до 71 млрд. м³: Дип-Бэйси в Канаде; Паккет, Кояноса, Бастиэн Бэй, Локридж и Гомес в США; Лак и Мейон-Рус во Франции и Абу-Мади в Египте; нефтяные с запасами от 1457 до 85 млн. т: Лягунильяс в Венесуэле; Бэй Маршан, Тимбалье Бэй, Кайу-Айленд, Уэст-Дельта, Грэнд-Айл и Саут-Пасс в США; Бу-Аттифель в Ливии; Норте Марино-Сольдадо-Физабад и Тик в Тринидаде-Тобаго; Мендоса и Сайта-Крус в Аргентине; нефтегазовые с запасами от 1300 до 42 млн. т нефти и от 500 до 50 млрд. м³ газа: Кантарель и Бермудес в Мексике; Бэю Сейл в США и Малосса в Италии.

17 Мазут от арабского «макзулат» отброс. Из 40 объемных частей моздокской нефти в 1823 г. промышленники Дубинины при перегонке получали 20 частей мазута, 16 частей фотогена (керосина), 4 части «дьявольской примеси к керосину» - бензин. Фотоген был необходим в первую очередь для освещения производственных помещений. До конца XIX в. продолжались исследования по наиболее эффективному способу утилизации бензина. Первый в мире завод по переработке мазута был построен в Ярославле в 1879 г.

* Государственный стандарт Российской Федерации ГОСТ Р 51858–2002 «Нефть. Общие технические условия».

18 В северных районах Кузбасса, где развиты угли марок Д и Г (МК₁ и МК₂), характерно проявление смолисто-асфальтеновых и нафтеновых нефтей, с малым количеством парафина. В южных районах, где развиты более зрелые угли, появляются метановые высокопарафинистые нефти с малым содержанием смол при полном отсутствии асфальтенов. В газах Кузбасса повышенные концентрации тяжелых УВ (этана до 30%, пропана 8-22%, бутана 5-7%) приурочены к зонам развития углей марок Г и Ж. В районах развития углей марок К, ОС и Т содержание гомологов метана не превышает 1-2%, близ тектонических нарушений содержание тяжелых УВ часто повышено. Максимумы содержаний гомологов метана совпадают с нефтепроявлениями в пластах угля.

19 В 1927 г. Англо-Персидская нефтяная компания отказалась от концессии в Саудовской Аравии ввиду бесперспективности дальнейшего бурения поисковых нефтяных скважин. Через 10 лет американские компании начали уже промышленную добычу аравийской нефти.

Впервые мысль о нефтегазоносности Западной Сибири была высказана И.М. Губкиным в 1932 г. Планомерный поиск нефти и газа здесь начался только в 1948 г. За 4 года не было получено подтверждений правоты Губкина и руководство отрасли считало целесообразным свернуть эти работы. В 1952 г. на севере Тюменской области на р. Казым должны были заложить одну из последних скважин, но из-за труднодоступности точки бурения скважину решили перенести в район пос. Березово. Начальник буровой партии А.Г. Быстрицкий самовольно сместил устье скважины от проектной точки еще на 1,5 км. За самоуправство его уволили. 23.09.1953 г. Березовская скважина дала фонтан газа с дебитом более 1 млн. м³, который не могли заглушить 9 месяцев. А.Г. Быстрицкого восстановили в должности, присвоили звание лауреата Ленинской премии и Героя Социалистического Труда. Дальнейшими работами было установлено, что первоначальная точка заложения скважины располагалась за пределами газоносного района, а проектная точка у пос. Березово за границей Березовского месторождения. Авторитетные противники представлений о нефтегазоносности Западной Сибири настаивали, что наличие залежей газа не означает присутствия нефти. Но 21 июня 1960 г. в Шаимском районе с глубины 1500 м зафонтанировала скважина с дебитом до 350 т в сутки.

Исходя из представлений о незначительности РОВ в отложениях кембрийского возраста поиски нефти в Восточной Сибири были свернуты в 1957 г. Но 18.03.1962 г. из скважины у дер. Верхне-Марково ударил фонтан легкой нефти из отложений кембрийского возраста.

20 Кальцит – CaCO₃, мергель - CaMg(CO₃)₂. Атомная масса Ca – 40, Mg –24. Ионный радиус Ca – 1,04 Å, Mg –0,74 Å. (Явление перекристаллизации и доломитизации в известняках и доломитах. Теория Эли-де-Бомона, 1836)

21 Физический смысл размерности k_ПР заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов, по которым происходит фильтрация.

109