1. Органолептические и физические свойства нефти. 2. Элементный состав нефти. 3. Углеводородный состав нефти (насыщенные и ненасыщенные углеводороды, примеры). 4. Фракционный и групповой состав нефти. 5. Температурные условия образования нефти. 6. Классификация природных газов. 7. Газогидраты, их свойства. Структуры газогидратов. 8. Состояние углеводородов в газоконденсатных системах. 9. Гипотезы происхождения нефти. Органическая и неорганическая гипотеза. Основы. 10. Связь между нефтью и органическим веществом. 11. Типы органического вещества. 12. Типы керогена. 13. Роль диагенеза в формировании нефтематеринского потенциала отложений. 14. Градации катагенеза. 15. Главная зона нефтеобразования, основные процессы в этой зоне. 16. Температурные условия образования нефти. 17. Методы определения катагенетической преобразованности органического вещества. 18. Характеристики нефтематеринских пород. 19. Миграция. Первичная и вторичная миграция. Виды, пути, силы. 20. Основные типы коллекторов. 21. Типы природных резервуаров. 22. Виды пористости. 23. Проницаемость и ее виды. 24. Характеристики терригенных коллекторов 25. Характеристики карбонатных коллекторов. 26. Основные типы флюидоупоров для нефти и газа. 27. Строение залежи. 28. Классификация залежей нефти и газа. 29. Типы залежей на месторождениях, связанных с рифогенными выступами. Примеры. 30. Классификация месторождений нефти и газа. 31. Классификация нефтегазоносных бассейнов. Примеры. 1. Органолептические и физические свойства нефти. С химической точки зрения, нефть – сложный природный раствор, в котором твердые высокомолекулярные УВ, гетероатомные соединения (смолы и асфальтены, металлорганические комплексы) и газы, растворены в жидких УВ. Цвет нефтей – от бесцветного до почти черного Консистенция – в поверхностных условиях изменяется от подвижной, текучей до нетекучей, почти твердой Плотность природных (сырых) нефтей - от 0,78 до 0,99 г/см3. • В США определяют плотность при 60F, что соответствует 15,56С и используют для выражения плотности градусы АНИ (°АPI) 2. Элементный состав нефти. 3. Углеводородный состав нефти (насыщенные и ненасыщенные углеводороды, примеры). 4. Фракционный и групповой состав нефти. • Групповой состав – содержание аналитических групп - масла, смолы, асфальтены. Твердые парафины входят в масла и состоят из нормальных алканов с длиной цепи более С15 – с гексадекана, иногда входят циклоалкановые УВ с длинными алифатическими радикалами. Смолы: нейтральные (бензольные) – полиароматические УВ; кислые (спирто-бензольные) – гетероатомные соединения (O,N,S) (преобладают кислородные соединения). Молекулярная масса – 500 – 1500. Асфальтены – гетероатомные соединения (O,N,S) (преобладают сернистые и азотистые). Молекулярная масса – 2000 – 5000 и более. Вязкие тяжелые нефти содержат много смол и асфальтенов. 5. Температурные условия образования нефти. Одинаковый вопрос с 16. Смотри вопрос 16. 6. Классификация природных газов. Газы в нефти: происхождение углеводородов Микробные газы (C1, в небольших количествах C2 и C3): - Результат микробной деятельности при низкой t на небольших глубинах. Как правило, в небольших количествах (12 млрд. куб. футов/кв.км) (до 5- 10 млрд. куб. футов/кв.км) Термогенные газы (C1-C5): Нефтяная ассоциация (обогащение по C2+) Без ассоциации с нефтью (обеднение по C2+) Объемы зависят от класса и (или) характеристик материнской породы Термины и классификации • ПГ, содержащий до 85% СН4, с низким содержанием С2Н6 (до 3%), практическим отсутствием С3Н8 и С4Н10, называется сухим (иногда тощим). Газ с повышенным содержанием этих гомологов – жирным. • Используется коэффициент «сухости» газа» - СН4/ Σ С2+. • Для чисто газовых залежей характерен сухой газ • Для газонефтяных и нефтегазовых залежей - жирный газ. 7. Газогидраты, их свойства. Структуры газогидратов. Газогидраты - кристаллические соединения, образующиеся из воды и газа. Природные газовые гидраты представляют собой метастабильный минерал, образование и разложение которого зависит от температуры, давления, химического состава газа и воды, свойств пористой среды и др. Зона стабильности газовых гидратов – часть литосферы и гидросферы Земли, термобарический и геохимический режим которой соответствует условиям устойчивого существования гидратов газа определенного состава. При уменьшении температуры и давления гидрат разлагается на газ и воду с поглощением большого количества теплоты. Разложение гидрата в замкнутом объёме либо в пористой среде (естественные условия) приводит к значительному повышению давления. Условия образования газовых гидратов: - Повышенные давления - Пониженные температуры - Наличие подтока УВ газов!!! - Условия вечной мерзлоты - Дно морей и океанов В пластах горных пород гидраты могут быть как распределены в виде микроскопических включений, так и образовывать крупные частицы, вплоть до протяжённых пластов многометровой толщины. Для описания термодинамических свойств гидратов в настоящее время широко используется теория Ван-дер-Ваальса (внук)— Платтеу. Основные положения данной теории: Решётка хозяина(вода) не деформируется в зависимости от степени заполнения молекулами-гостями(газ) либо от их вида. В каждой молекулярной полости может находиться не более одной молекулы-гостя. Взаимодействие молекул-гостей пренебрежимо мало. В структуре газогидратов молекулы воды образуют ажурный каркас (то есть решётку хозяина), в котором имеются полости. Установлено, что полости каркаса обычно являются 12- («малые» полости), 14-, 16- и 20-гранниками («большие» полости), немного деформированными относительно идеальной формы. Эти полости могут занимать молекулы газа («молекулы—гости»). Молекулы газа связаны с каркасом воды ван-дер-ваальсовскими связями. В общем виде состав газовых гидратов описывается формулой M·n·H2O, где М — молекула газа-гидратообразователя, n — число молекул воды, приходящихся на одну включённую молекулу газа, причём n — переменное число, зависящее от типа гидратообразователя, давления и температуры. Полости, комбинируясь между собой, образуют сплошную структуру различных типов. По принятой классификации они называются КС, ТС, ГС — соответственно кубическая, тетрагональная и гексагональная структура. В природе наиболее часто встречаются гидраты типов КС-I, КС-II, в то время как остальные являются метастабильными. 8. Состояние углеводородов в газоконденсатных системах. При сжатии чистый газ будет конденсироваться, при этом возникает жидкая фаза, которая может сосуществовать с газовой. В многокомпонентных системах, каковыми являются природные УВ системы, увеличение Р ведет к тому, что жидкость, т.е. легкие фракции нефти, растворяется в газе — образуется «газорастворенная нефть»- газоконденсат (ГК) — газоконденсатная система (ГКС). ГК - прозрачные, бесцветные, желтоватые, слабо коричневатые, иногда зеленоватые жидкости. Плотность ГК изменяется 0,620-0,825 г/см3; обычно плотность увеличивается с глубиной. Углеводороды в условиях существующего пластового давления и температуры находятся в газообразном состоянии. При понижении давления и температуры имеет место явление так называемой «обратной конденсации», при которой углеводороды частично переходят в жидкую фазу и остаются в поровых каналах пласта, из которых их трудно извлечь. 9. Гипотезы происхождения нефти. Органическая и неорганическая гипотеза. Основы. Неорганическая гипотеза. Первыми гипотезами неорганического происхождения нефти явились: карбидная, вулканическая и космическая. 1.Карбидная гипотеза. Д. И. Менделеев создал и научно обосновал в 1877 г. карбидную гипотезу о минеральном происхождении нефти за счет взаимодействия воды и карбидов железа, поступивших из ядра по трещинам . после соединения образовывались окислы металлов и УВ, который потом поднимался в верх до земной коры ,где конденсировался и стал нефтью. Критика. В ядре и в земной коре нет карбидов Fe и других металлов. 2.Вулканическая гипотеза признает возможность возникновения УВ в магматических очагах, залегающих в основании действующих и потухших вулканов. УВ так же попадало в верхнюю часть земной коры и там конденсировалось Критика Если бы вулканические очаги были действительными источниками образования больших скоплений нефти, то большое количество нефтепроявлений и залежи нефти совпадали бы с вулканическими областями как в прошлом, так и в настоящем. 3.Гипотеза космического происхождения когда земля было звездой в ее газавой оболоче был УВ, после ее охлаждения УВ осталось в магме, которая выделяет УВ при остывании, потом опять УВ поднималось и конденсировалось в верхних частях земной коры. Уже с момента своего рождения космическая гипотеза была признана сугубо умозрительной, не объясняющей многих геологических фактов. Органическая или биогенная концепция. Гипотезы смешанного исходного материала основаны на положении, что нефть образуется в соответствующих условиях как из животного, так и из растительного материала, причем в ее образовании могут участвовать остатки высших и низших животных и растительных организмов. Главным продуцентом ОВ для нефти и газа является фитопланктон, включая сине-зеленые водоросли (цианобактерии), поэтому с достаточной степенью приближения его можно считать основным исходным материалом для нефти. Современные концепции нефтеобразования: 1. Полигенная. По представлениям Ш.Ф. Мехтиева исходными компонентами для образования нефти служат одновременно мантийное вещество в виде газопаровой смеси и рассеянное ОВ осадочных пород. 2. Осадочно-неорганическая. Основана на представлениях, что нефтяные УВ формируются в верхних частях земной коры, где глубинный водород, а не готовые нефтяные УВ, соединяется с седиментогенным углеродом. 3. Флюидо-динамическая. Вначале она была сформулирована Б.А. Соколовым в рамках органической теории происхождения УВ. Согласно этой модели, их образование и формирование месторождений нефти и газа контролируется двумя противоположно направленными процессами: литогенезом и флюидогенезом. 10. Связь между нефтью и органическим веществом. Нефть - система природного многокомпонентного углеводородного раствора, единственного не водного раствора на Земле (А.Н.Гусева, 1978). С химической точки зрения, нефть – сложный природный раствор, в котором твердые высокомолекулярные УВ, гетероатомные соединения (смолы и асфальтены, металлорганические комплексы) и газы, растворены в жидких УВ. Основой массовой продукции ОВ является фотосинтез. Фотосинтез стал глобальным явлением в архее. С докембрия до девона единственным продуцентом первичного ОВ был морской фитопланктон. С девона возраставшая доля первичной продукции приходилась на высшие наземные растения. хлорофилл CO2 + H2O CH2O + O2 Солнечный свет Сахара В настоящее время считается, что морской фитопланктон и высшие наземные растения производят примерно одинаковое количество Сорг. С количественной точки зрения наиболее важными источниками ОВ в осадках являются следующие группы организмов: фитопланктон, зоопланктон, высшие растения и бактерии. Органическое вещество: гумусовое (ов из некромы высшей растительности) УВ газ и сапропелевое (ов из некромы водорослей) УВ нефть. При фоссилизации (захоронении) органического вещества (остатков зоопланктона и водорослей) сапропелевого типа в водно-осадочных отложениях происходит его постепенное преобразование. В условиях древних теплых морей, богатых питательными веществами, органическое вещество поступало на дно быстрее, чем могло разложиться. При погружении осадков на глубину 3-6 км, с повышением температуры свыше 50 °C, органическое вещество (кероген) подвергается термическому и термокаталитическому распаду полимерлипоидных и других компонентов, при котором могут образовываться жидкие углеводороды, в том числе низкомолекулярные (C5-C15). Жидкие нефтяные углеводороды имеют повышенную подвижность, и микронефть может мигрировать из нефтематеринских пород по коллекторам, собираясь в ловушках. В результате движения континентов некоторые ловушки могут остаться на территории континентов или шельфа, однако большая часть органических осадков при движении океанической коры попадает в зону субдукции. 11. Типы органического вещества. Гумусовое ОВ -ОВ источником которого является наземная растительность (высшая органика), отношение Н/С обычно меньше 0,9. Распространено, в основном, в континентальных угленосных отложениях, в которых встречаются залежи углеводородного газа, но, как правило, отсутствуют залежи нефти. Это вполне понятно, так как в гумусовом веществе обычно очень мало липидного материала, и при повышении температуры оно генерирует только сухой метановый газ. Сапропелевое ОВ - продукт изменения низших растений (главным образом планктонных водорослей), отношение Н/С обычно больше 1,2. Генерирует преимущественно Липтобиолитовое ОВ как и гумусовое связано с высшими растениями, но образовано оно геохимически устойчивыми веществами высших растений – восками, смолами, кутикулой и пробковой тканью. Липтобиолитовое ОВ сильно отличается по химическому составу от остальной части гумусового ОВ и лежит ближе к сапропелевому ОВ. Однако оно мало распространено в природе и выделяется среди концентрированных форм ОВ. Существуют еще: гумусово-сапропелевое, сапропелево-гемусовое. Такие типы существуют из-за того, что встречается сапропель, приближенная к гумусовому типу по продуктам генерации УВ и наоборот. 100 % 90 80 70 50 Горючие сланцы 25 10 9 7 5 3 1 0,9 0,5 0,3 НефтеМатер инские (НМ) породы «мирового класса» НМ породы, обогащенные органическим веществом Не НМ породы 0,1 Рассеянное органическое <0,1 вещество Кларки (средние содержания ОВ в породе): -для глинистых — 0,9% -для других — 0,2-0,3% 12. Типы керогена. Кероген — органическое вещество, нерастворимое в органических растворителях, переходное от живого вещества к нефти. Вес 30-50 тыс атом ед. Кероген состоит из мацералов – остатков морских и озерных микроорганизмов, растений и животных и т. д. Мацералы липтинита происходят главным образом из водорослей (много белков и углеводов) и спор (много растительных жиров и углеводов) с примесью кутикул растений, смол, восков. Витринит и инертинит представляют собой ткани высших растений (много углеводов и лигнина — растительный жир), структура которых различима в инертините, окисленном в диагенезе, но отсутствует в витрините, прошедшем гелификацию. Три основынх типа керогена: Кероген I типа ведет происхождение от водорослевых липидов или от ОВ, обогащенного липидами вследствие активности микроорганизмов. Кероген I типа встречается сравнительно редко. Этот тип керогена характерен для некоторых горючих сланцев: торбанитов, тасманитов, куронгитов, «Грин Ривер». Условия, приводящие к образованию керогена I типа, чаще всего имеют место в озерных обстановках. Относится к сапропелевому типу, генерирует нефть. Кероген II типа обычно связан с ОВ морского происхождения, отложившимся в восстановительной обстановке и характеризующимся средним и высоким содержанием серы. Кероген II типа характерен для большинства нефтегазоматеринских пород и горючих сланцев. Кероген III типа обладает умеренным нефтегазогенерационным потенциалом. В тоже время на больших глубинах этот кероген может генерировать большое количество газа. Кероген этого типа образуется в основном из остатков наземной растительности. Есть еще 4-й тип керогена, который совсем не генерирует УВ. 13. Роль диагенеза в формировании нефтематеринского потенциала отложений. Нефтематеринский потенциал - это то количество микронефти, нефти, которое может генерировать данная порода (свита) за всю геологическую историю.Формирование нефтегазоматеринского потенциала протекает на стадиях седименто- и диагенеза, а его реализация – на стадии катагенеза. Диагенез — переход осадка в горную породу (до 1 км). Включает: - биогенное преобразование микроорганизмами; - литификация, отжим поровых вод (до 300 м); - дегидратация водных минералов и частичная перекристаллизация глин. На стадии диагенеза ОВ считается еще незрелым для развития процессов нефтегазообразования. Таким образом, диагенетический этап преобразования ОВ определяется микробиологическими процессами, за который расходуется 95 - 99 % ОВ (1-5% захороняется), достигшего дна бассейна. Диагенетический этап является важным моментом геохимической истории органического вещества, существенно определяющей его состав, ход дальнейших катагенетических преобразований ОВ и в конечном итоге его нефтематеринский потенциал. Увеличение интенсивности биогеохимического окисления (переработка микроорганизмами) ОВ приводит к сокращению концентраций Сорг в осадке, уменьшению количества липоидных (ухудшение его свойств) компонентов в керогене и, несмотря на относительное накопление УВ, к снижению общего количества битумоида и УВ, т.е. к ухудшению начального нефтематеринского потенциала ОВ. К началу катагенеза в ОВ в малых количествах присутствуют УВ двух генераций: 1) унаследованные от живого вещества (генерирующее УВ), 2) новообразованные в диагенезе. В диагенезе формируется нерастворимая часть ОВ - кероген, основной поставщик УВ в катагенезе. 14. Градации катагенеза. Катагенез – это направленный по действию комплекс постдиагенетических процессов, протекающих в осадочных породах вплоть до их превращения их в метаморфические. Область катагенеза в стратисфере: - диапазон изменения температур: от 20-25 до 300-350°С - геостатического давления: до 250-300 мПа - глубин зон катагенеза: от 0,3-1 км до 15-20 км Зона раннего и среднего протокатагенеза (ПК1-ПК2). Биохимические процессы преобразования ОВ практически прекращаются на фоне еще низких пластовых температур. Происходит низкотемпературная генерация сухого газа (СН4 ). Зона позднего протокатагенеза (ПК3). На этой стадии возникают условия для генерации т. н. «незрелых» нефтей ранних стадий катагенеза ОВ. Нефти, как правило, тяжелые, преимущественно нафтенового основания с повышенным содержанием смол, асфальтенов и серы. Зона мезокатагенеза (МК1-МК3). – ГЛАВНАЯ ЗОНА НЕФТЕОБРАЗОВАНИЯ. (6-180 град С). Перестройка керогена с активным новообразованием битумоидов, обогащенных углеводородами («микронефти» по Н.Б.Вассоевичу). На стадии МК3 — преобладание масштабов эмиграции т.н. «микронефти» из керогена над масштабами ее генерации. Зона позднего мезокатагенеза (МК4-МК5) – ГЛАВНАЯ ЗОНА ГАЗООБРАЗОВАНИЯ. (180-240 гра С). Это этап генерации и эмиграции жирных газов, газоконденсатов, реже очень легких нефтей. Для нижней части зоны характерны конденсаты парафиново-ароматического основания. Зона апокатагенеза (АК1-АК2). Характеризуется постепенным переходом от ароматических газоконденсатов к генерации высокотемпературных сухих (СН4) и кислых газов (CO2 и H2 S). 15. Главная зона нефтеобразования, основные процессы в этой зоне. Признаками вступления пород в главную зону нефтеобразования (стадия мезокатагенеза с t от 60-80 до 160-170°С) служат: появление в них следов отделения от генерирующего OB и перераспределение в поровом пространстве нефтегазоматеринских пород битумоидов, разброс значений битумоидных коэффициентов, повышение верхнего предела их величины, сдвиг в составе битумоидов в сторону усиления сходства с нефтью и ряд других признаков. В условиях главной зоны нефтеобразования из нефтематеринских пород выделяется жидких углеводородов до 200 кг/т OB. Главная зона нефтеобразования (ГЗН). К числу факторов, обеспечивающих превращение рассеянного в осадках органического вещества (РОВ) в нефть, относятся температура, давление, катализаторы, деятельность микробов, зараженность бассейна сероводородом и др. Нефть представляет собой глубоко восстановленный продукт, поэтому наличие восстановительной среды для нефтеобразования является обязательным. Сероводород (H2S) рассматривается как индикатор восстановительной среды: чем его больше, тем восстановительнее среда. Температура влияет благоприятно на процесс нефтегазообразования только до предела 300500°С, свыше этой температуры начинается разрушение нефтяных углеводородов. Катализаторами в процессах нефтеобразования являются глины и продукты жизнедеятельности бактерий. На первых этапах преобразования РОВ из него удаляется углекислота и вода, затем аммиак и сероводород. С исчезновением запасов легко отщепляемого кислорода и водорода в виде СО2, Н2О, Н2, NH3 наступает очередь удаления основной массы водорода в виде метана (СН4). Последующая потеря водорода приводит к образованию угля и графита. В настоящее время господствующей является гипотеза катагенетического образования нефти, где главная роль отводится температуре. Установлено возрастание битумоидного коэффициента в хлороформенных битумоидах, начиная с температуры 50-6О°С и при давлении 120-150 атм, что соответствует глубинам 1200-1500м. На этих глубинах составы углеводородов микронефти и макронефти становятся близкими. Период увеличения содержания битумоидов и углеводородов в глинистых отложениях при погружении бассейна, когда происходит образование значительного количества жидких углеводородов и массовая первичная миграция микронефти. Этот период называется главной фазой нефтеобразования (ГФН), а зона глубин, соответствующая этой фазе, позднее была названа главной зоной нефтеобразования (ГЗН). 16. Температурные условия образования нефти. Нефтеобразование происходит на стадии среднего катагенеза при глубине отложений 2-3 км и температуре 80-150оС. Этот интервал называется «главной фазой нефтеобразования», в которой решающим фактором является температура. Это наиболее оптимальные условия нефтеобразования. В осадочных отложениях сверху вниз выделяются несколько зон по их способности к нефтегазогенерации. Зона I – глубина 0-150 м – биохимическая. Характеризуется развитием биохимических процессов в органическом веществе с выделением газов. Зона II – глубина 1-1,5 км – переходная. Биохимические процессы затухают. Зона III – глубина от 1,5 до 6 км – термокаталитическая. Самая важная для нефтеобразования. Зона IV – глубина 6 км и более – газовая. В ней образуется преимущественно метан. (глубины указаны ориентировочные, но они свидетельствуют о намечаемой вертикальной зональности в распределении месторождений углеводородов в осадочной толще). Процесс нефтеобразования согласно органической теории – стадийный. На стадиях осадконакопления и диагенеза (становления осадка) формируются нефтегазоматеринские породы, обогащенные органическим веществом. На стадии катагенеза реализуются потенциальные возможности нефтегазоматеринских пород генерировать газ, нефть, конденсат. Процесс начинается с образования газа, которое сопутствует нефтеобразованию и завершает его. Процесс интенсивного образования нефти называется - Главной фазой нефтеобразования, а глубинный интервал – Главной зоной нефтеобразования (ГЗН). Температура в Главной зоне нефтеобразования – 60-150оС. Такие температуры в среднем существуют на глубинах 2-4 км, в зависимости от геотермического градиента. При температуре 150оС из керогена интенсивно генерируются нефть, конденсат и жирный газ. 17. Методы определения катагенетической преобразованности органического вещества. Цветовые шкалы • С изменением преобразованности РОВ изменяется окраска керогена (НОВ) в проходящем свете. • Ф.Л. Стаплиным была предложена шкала катагенеза, основанная на окраске нерастворимой части ОВ, названная индексом термического превращения (Thermal Alteration Index — TAI). • Эта шкала получила наиболее широкое распространение в качестве основной шкалы для измерения степени термического превращения НОВ, устанавливаемой с помощью микроскопа. • По цвету спор в проходящем свете была разработана 10- балльная цветовая шкала, названная «Показатель цвета спор» — SCI. Эта шкала считается наиболее точной. • Шкала ИОК (индекс окраски конодонтов) по изменению цвета конодонтов в проходящем свете (D.Clark, 1981). Преимущества метода: •Конодонты широко распространены в морских отложениях от кембрия до триаса •Дает возможность определить катагенез в карбонатных породах •Недорогой, экспрессный метод Анализ и параметры Rock-Eval Основные измеряемые параметры: S1 (мг HC/г породы) – свободные УВ S2 (мг HC/г породы) – нефтяной потенциал T макс. (°C) – температура пика S2 S3 (мг CO2/г породы) - органические источник CO2 Основные расчетные параметры: Водородный индекс (Hydrogen Index –HI), мг HC/г TOC = (S2×100)/TOC Кислородный индекс (Oxygen Index – OI), мг HC/г TOC= (S3×100)/TOC 18. Характеристики нефтематеринских пород. Нефтематеринские породы (НМП ) – это породы, обогащенные автохтонным ОВ, способные генерировать и отдавать нефть. Нефтегазоматеринские породы отличаются концентрацией органического вещества (OB) и геохимическими условиями формирования. Породы с содержанием OB до 0,2%, сформировавшиеся в окислительных и субокислительных условиях седименто- и диагенеза, не являются нефтегазоматеринскими породами. Малопродуктивными нефтегазоматеринскими породами могут быть почти все литологические типы пород слабовосстановительных и восстановительных геохимических фаций; высокопродуктивными нефтематеринскими породами — глинистые, глинисто-карбонатные и карбонатноглинистые породы восстановительных геохимических фаций; газоматеринскими — глинистые, алеврито-глинистые и глинисто-алевритовые породы слабовосстановительных и восстановительных фаций. Параметры, которые необходимы для оценки потенциала материнской породы. Параметры материнской породы, которые нужно учитывать (рискуя!) по бассейну или нефтегазоносному комплексу, включают: Распределение / площадь (км2) Мощность (м) Органическая насыщенность (общий органический углерод - TOC) Выход УВ (водородный индекс) 19. Миграция. Первичная и вторичная миграция. Виды, пути, силы. Первичная - перемещение внутри мат. Породы и переход в коллектор. Вторичная - перемещение по коллектору до ловушки. Виды первичной: 1) Молекулярная Отрыв от ОВ а) десорбционные действия пласт. Флюидов Б) повыш вн. энергии за счет увел Т0 2) в виде масс, перемещ. По законам механики. Архимедова сила, Капиллярные силы, выжимание Причины: Уменьшение пор при уплотнении , Темп расширение, увел обьема УВ относительно исходного ОВ. Виды вторичной: Архимедова сила, Капиллярное давл (сила огр. Миграцию УВ) Пластовое давление – давление, под которым находятся жидкость (нефть, вода) и газ, насыщающие поровое пространство и (или) трещины коллекторов нефтяных и газовых месторождений. Аномальное давление ( неравномерное уплотнение, изменение обьема «Образование нефти, разложение газа») Пути: Латеральная: Зависит от мощности зоны генерации и угла наклона пластов При попадании в зоны температур ниже 80°С возрастает Вертикальная: причины Проводящий разлом или зона трещиноватости Отсутствие покрышки -«окна » Утрата покрышкой изолирующих свойств «Прорыв» покрышки при высоком избыточном давлении (высота залежи) 20. Основные типы коллекторов. Гранулярные (терригенные) – оолитовые известняки, терригенные породы. Кавернозные – карбонатные и другие выщелоченные породы. Биопустотные – рифовые изветсняки, биопустотные породы. Трещинные — литогенетическая и тектоническая трещиноватость. 21. Типы природных резервуаров. Терригенные – песчаники, лучше плохосортированные. Карбонатные – поровые, каверно-поровые, трещинные. 22.Виды пористости. Пористость – пустотное пространство между частицами породы. ( измеряется в %) Общая пористость – объем всех видов пустот; Коэффициент общей пористости= объем всех видов пустот делить на объем всей породы . Открытая пористость (насыщения) – объем всех открытых пор. Закрытая пористость – объем всех изолированных пор, не имеющих связи с другими пустотами. Динамическая, или Эффективная пористость – объем тех пор и каналов, по которым реально возможно движение флюида Оценочная шкала эффективной пористости коллекторов: 1.ничтожно малая пористость – 0-5%, 2. плохая – 5-10%, 3. средняя – 10-15%, 4. хорошая – 15-20%, 5. очень хорошая – 20-25% и более. Эффективная пористость большинства промышленно разрабатываемых коллекторов нефти и газа колеблется от 5 до 30%. Карбонатные коллекторы обладают обычно несколько меньшей пористостью, чем терригенные, но их проницаемость может быть более высокой Первичная пористость (при седиментации). На нее влияют размер зерен, форма, сортировка, упаковка, контакты между зернами, способ образования породы. Вторичная пористость (в процессе преобразования породы). Чем меньше цемента в породе, тем больше пористость. Первичная пористость уменьшается с глубиной, а вторичная увеличивается ( дегидратация глинистых минералов(вода, которая выжимается, становится активной как кислота и выщелачивает на глубине 1-2м); на глубине 5-6 км формируются пустоты за счет регенерации кварца) Виды пористости: Связанные со структурой: 1. межзерновая 2. внутризерновая 3. межкристаллическая поры в организмах: 4. слепковая 5. фенестровая 6. подкрышечная 7. органогенно-каркасная Несвязанные со структурой: 1.трещиноватая 2. каналовая (ходы илоедов она так сказала хз) 3. пустотная 4. каверновая 5. стилолитовая Связанная и несвязанная со структурой: 1. трещины усыхания 2. брекчиевидная 3.сверления 4. норок роющих организмов 23. Проницаемость и ее виды. Проницаемость – свойство породы пропускать через себя флюид (мера флюидной проводимости; характеризует не только миграцию, но и отдеспособность). Измеряется в большинстве случаев в миллидарси (мД), составляющих 0,001Д. 3 вида проницаемости: абсолютная, эффективная и относительная. Абсолютная проницаемость – вид проницаемости, измеренной в породе при 100% ее насыщении однородным флюидом (нефтью, водой или газом) (насыщают и пропускуют через породу один флюид). Варьирует в очень широких пределах от десятых долей миллидарси до единиц дарси. Оценочная шкала величин абсолютной проницаемости и соответственно качества коллекторов: 1.ничтожно малая проницаемость – 0-1 мД, 2. плохая – 1-10 мД, 3. средняя – 10-100 мД, 4. хорошая – 100-500мД, 5.очень хорошая – 500-1000мД и более. Эффективная проницаемость для данного флюида - способность породы пропускать флюид (которым порода насыщенна не полностью) в присутствии других флюидов. Эффективная проницаемость среды может быть измерена как проницаемость породы по данной фазе при наличии в поровом пространстве той или иной неподвижной фазы другого флюида, т.е. при наличии остаточной водо- или нефтенасыщенности. Относительная проницаемость – отношение эффективной и относительной проницаемости. (всегда меньше 1). 24. Характеристики терригенных коллекторов Составляют 70% от пород-коллекторов, содержат 57% запасов УВ. Средняя эффективная пористость 15% для песчаников. В целом пористость находится в диапазоне от 12-28%. Классификация терригенных пород по гранулометрическому составу: 1. Псаммитовая (1,0-0,1мм ): крупнозернистая (1,0-0,5мм), среднезернистая (0,5-0,25мм), мелкозернистая (0,25-0,1мм); 2.Алевритовая (0,1-0,01 мм): крупноалевритовая (0,1-0,05мм), мелкоалевритовая (0,050,01мм); 3. Пелитовая (0,01-0,001 мм и менее): крупнопелитовая (0,01-0,005мм), среднепелитовая (0,005-0,001мм), мелкопелитовая (<0,001мм) Формирование терригенных коллекторов: 7. Формирование в прибрежно-морской зоне ( в основном шельф) 8. Эоловое формирование (пустыни, без Н2О) 9. Формирование в результате деятельности реки (речные тела) Стадии образования а. Первый уровень – а.1.устья рек (дельты и эстуарии). Материал сгружается на нешироком побережье, формируя устьевые, прирусловые и вдольбереговые бары ( бары это удлиненное песчаное тело, сформированное в пределах аллювиального канала ) после захоронения бары превращаются в линзы песчаников с хорошими коллекторскими свойствами. а.2.Аллювиальные отложения вдоль всей долины (снос рыхлых продуктов выветривания или разрушение гп потоком) а.3.Отложения пойм и старицы. Довольно тонкий материал. Пески разлива приносятся паводковыми водами реки, которые прорывают береговой вал и разливаются в пределах поймы (состоят из материала переносимого взвесью, поэтому умеренные коллекторские свойства) б. Второй уровень – континентальный склон и его подножие. (алевритовые осадки). Широко развиты гравитационные процессы и циклы связанные с климатом (наиболее значимые – турбидиты) в.Третий уровень – дно глубоководных океанических впадин. 25. Характеристики карбонатных коллекторов. Составляют 30% от пород-коллекторов, содержат 43% всех запасов УВ. Породы: 1. Известняки 2. Доломиты (CaMg(CO3)2) 3. Сидериты (FeCO3) 4. Магнезиты (MgCO3) 5. Смешанные карбонатные, песчано-карбонатные и глинисто- карбонатные породы Типы карбонатных коллекторов по структуре: 1.Биоморфные цельноскелетные (коралловые, мшанковые, водорослевые др.) 2. Биоморфно-детритовые, сложенные более чем на 50% осколками скелетных остатков. 3. Биоморфные пелоидные, состоящие более чем на 50% из пеллет, копролитов и подобных им комковатых частиц. 4. Сфероагрегатные – оолитовые, пизолитовые, сферолитовые. 5. Обломочные, состоящие в основном из карбонатных литокласт и интракласт. 6. Кристаллически-зернистые Типы карбонатных коллекторов 1. поровый 2. каверно-поровый и 3.трещинный 26. Основные типы флюидоупоров для нефти и газа. Флюидоупор = покрышка =экран Экраны могут быть представлены зоной перехода коллектора в неколлектор, непроницаемым разломом, созданы гидродинамическим фактором или капиллярными силами. Два вида экранов: Капиллярные экраны - покрышки, в входное капиллярное давление превышает капиллярное давление в прилегающем коллекторе. Гидродинамические экраны (обусловленные давлением) – покрышки, в которых давление флюидов в экране превышает давление флюидов в прилегающем коллекторе. Хорошие экраны: Прежде всего, это мелкозернистые осадочные породы (малый радиус каналов пор – необходим для образования хорошего капиллярного экрана; малая природная проницаемость – способствует повышению давления и гидродинамическому экранированию, природная пластичность ) Кристаллические породы в нераздробленном состоянии (включая эвапориты) не имеют взаимосвязанной сети пор 27. Строение залежи. Залежь – скопление углеводородов в ловушке, все части которой гидродинамически связаны. В залежах разделение флюидов происходит по гравитационному признаку. Необходимое условие возникновения залежи – наличие замкнутого контура – линии, ограничивающей в плане площадь возможного распространения залежи. 28. Классификация залежи нефти и газа. По составу флюидов залежи делятся на: • Нефтяные • Нефтяные с газовой шапкой • Нефтегазовые • Газовые с нефтяной оторочкой • Газоконденсатные • Газоконденсатно-нефтяные • Газовые Далее в лекции 5 примеры начиная с 66 слайда и до конца. 29. Типы залежей на месторождениях, связанных с рифогенными выступами. Примеры. 30. Классификация месторождений нефти и газа. 31. Классификация нефтегазоносных бассейнов. Примеры. Эволюционно-тектоническая классификация бассейнов: 1. Платформенные 1 а. Внутриплатформенные 1 б. Окраинноплатформенные 2. Подвижные пояса 2. а Островодужные 2. б Складчато-орогенные 3. Переходные зоны 3. а Пассивных окраин 3. б Активных окраин 1. а Внутриплатформенные бассейны: Рифтовые НГБ (20) Рифтовые НГБ (20) возникают при дроблении тела платформы и образовании грабенообразных линейных прогибов. Они заполняются терригенно-вулканогенными и карбонатными толщами мощностью до несколько км. Примеры: НГБ Суэцкого залива и Рейнский. РИФТОВЫЕ НГБ – Присдвиговые бассейны НГБ надрифтовых синеклиз НГБ наложенных синеклиз несколько на Сибирской, Восточно-Европейской платформах, в Австралии и Южной Африке. Центры прогибания смещаются в более внутренние части платформы. Пример, Прикаспийский, Иркутский 2. Бассейны подвижных поясов 2. б Складчато - орогенные Складчато -орогенные НГБ • В России к этому классу относятся 3 НГБ – на стыке древних Восточно -Европейской и Баренцево -Печорской платформ с герцинидами и ранними киммеридами Урала, Пай -Хоя и Новой Земли - Волго -Уральский и Баренцево -Печорский и Прикаспийский. • Рифтовая стадия их развития происходила в Ptz, перикратонная - в Pz (со D 2), когда сформировались терригенные, карбонатные и эвапоритовые осадочные комплексы, поздняя стадия – формирование обширных наложенных синеклиз. НГБ краевых прогибов 3. Бассейны переходного типа 3. а НГБ Пассивных окраин Примеры: Бассейны атлантического побережья Африки И Южной Америки 3. б НГБ активных континентальных окраин Междуговые НГБ (15) Междуговые (15) занимают прогибы между активными вулканическими и остаточными островными дугами, располагаются между цепями островных дуг с-з и запада Тихоокеанского пояса, в Беринговом море, в Индонезийско-Филлипинском регионе (самый крупный НГБ – Сулу-Палаванский Pg , N до 6-8 км). Газовые и нефтяные месторождени Задуговые НГБ (15) • Располагаются в котловинах окраинных морей между структурами островных дуг и окраинами континентов и отвечают глубоководным частям окраинных морей • Пример, Южно-Охотский (Охотское море), Хонсю и Южно-Японский (Японское море). Мощные толщи (более 10 км), кайнозойские и иногда часть мезозойского разреза. Крупные в Южно Китайском море, а также - Калимантанский и Западно-Палаванский, располагающиеся между массивом Наньша и Mz-Kz складчатой зоной о.Калимантан.
