Основные процессы нефтеобразования Для формирования нефтегазоносного бассейна (НГБ) и в его недрах залежей и месторождений нефтяных и газовых флюидов необходимо в осадочно-породном бассейне формирование мощного комплекса пород, состав, строение, прогрессивный литогенез и условия залегания которого обусловливают генерацию (Г), аккумуляцию (А) флюидов и консервацию (К) залежей нефти и/или газа - ГАК.
Генерация нефти и газа Генерация углеводородных флюидов начинается в седиментогенезе из ОВ осадков, продолжается в диагенезе и в раннем катагенезе. Максимум генерации микронефти происходит в среднем катагенезе - главной зоне нефтеобразования (ГЗН). Главная зона конденсатообразования (ГЗК) находится в более жестких термобарических условиях. Еще глубже - главная зона газообразования (ГЗГ).
Природный газ (ПГ) Обычными компонентами ПГ, содержащихся в газовых и нефтегазовых залежах, а также в рассеянном состоянии в осадочных горных породах, являются газообразные УВ, CО 2 и N 2 , как правило, один из компонентов преобладает. В качестве примесей встречаются О 2 , Н 2 S, H 2 , CO, He, Ar и другие инертные газы. Из них: к горючим газам относятся: предельные УВ метан (СН 4), этан (С 2 Н 6), пропан (С 3 Н 8), бутан и изобутан (С 4 Н 10), неопентан (С 5 Н 12) и непредельные - этилен (С 2 Н 4), пропи (С 3 Н 6), бутилен и изобутилен (С 4 Н 8), а также H 2, Н 2 S и CO («угарный газ»). к негорючим газам - N 2, О 2, CО 2 и все инертные газы; Газовые гомологи метана или «тяжелые» гомологи часто обозначают - С 2+ или ТУВ, в их состав часто включают легкие жидкие УВ – С 5 -С 7 В иностранной литературе в С 2+ всегда включают легкие жидкие УВ С 5 - С 7
Что получается при анализе образца газа? Ø Огромная таблица, выглядящая приблизительно следующим образом: Я получил газ! Информация об образце Молекулярный состав Изотопный состав
Генезис природных газов Биогенные газы (CН 4, в Термогенные газы (CН 4 небольших количествах C 2 Н 6 и -C 5 Н 12): C 3 Н 8): Ø Нефтяная ассоциация Ø Результат бактериальной (обогащение C 2+) деятельности при низкой t на Ø Без ассоциации с нефтью небольших глубинах (обеднение C 2+) Ø Как правило, в небольших Ø При «крекинге» нефти количествах Ø Объемы зависят от качества Ø Относительное материнской породы обогащение легким Ø Относительное изотопом 12 C обеднение легким изотопом 12 C
Твердые растворы - газогидраты Гидраты газов представляют собой твердые растворы, где растворителем является вода (лед), молекулы которой за счет водородных связей образуют объемный каркас, в полости которого внедряются легкоподвижные молекулы газа Начало процесса образования газогидратов определяется наличием и составом газа, состоянием воды, внешней температурой и давлением. Гидраты газов представляют собой кристаллические тип соединения, характеризующиеся строго определенной кристаллической структурой для различных газов (типа и типа- разное количество молекул воды). В них образуются полости двух размеров - малые и большие. В малых полостях структуры типа располагаются молекулы газа, размер которых не превышает 5, 2 Å (0, 52 нм), в больших - 5, 9 Å (0, 59 нм). В малых полостях структуры типа располагаются молекулы размером до 4, 8 Å, в больших – до 6, 9 Å. Молекула Ar , СН 4 , Н 2 S имеет размер меньше 5, 2 Å, С 2 Н 6 - больше 5, 2 Å, С 3 Н 8, i-С 4 Н 10 - от 5, 9 до 6, 9 Å. н-С 4 Н 10 не входит в состав газогидратов. тип
Газоконденсаты - ГК Формирование в природных условиях газоконденсатов происходит различными путями. Конденсаты, которые сформировались в результате термобарических превращений газонефтяной системы, называют вторичными в отличие от первичных ГКС, образовавшихся за счет генерации газа и микронефти из ОВ пород (в главной зоне конденсатообразования - ГЗК). Первичные ГКС - исходные, вторичные - новообразованные.
Первичные и вторичные ГК Для первичных ГКС характерно отсутствие в залежи нефтяной оторочки, в разрезе размещены ниже нефтяных залежей в более жестких термобарических условиях, на больших глубинах, соответствующих нижней части зоны мезокатагенеза. Эти ГКС отличаются низкими значениями Кф, преобладанием в жидкой фазе ароматических УВ (20- 45% на фракцию НК- 200°С), а в газах - метана и углекислого газа. Бензиновая фракция первичных ГКС отличается повышенной концентрацией бензола, толуола, циклогексана и метилциклогексана, пониженной - алканов, а в них н-алканов. Вторичные ГКС отличаются присутствием нефтяной оторочки в залежах, в бензинах преобладают алканы, в газах - доля гомологов метана составляет 15- 20%. В них высокий конденсатный фактор: Кф - от 120 до 1000 см 3 /м 3 ; залежи этих конденсатов располагаются на меньших глубинах.
Нефть Нефть в природных условиях представляет собой жидкую гидрофобную фазу, распределенную в поровом пространстве горной породы. Вместе с минеральной частью породы нефть образует своеобразную природную систему с определенными качествами и особенностями, присущими именно данной системе. C позиций молекулярного состава - «Нефти являются смесями сложных органических соединений, в которых преобладают углеводороды» [В. И. Вернадский 1934 г. ]. С позиций генетической сущности нефти - « Нефть - это выделившиеся в отдельную фазу наиболее стойкие жидкие гидрофобные продукты фоссилизации органического вещества, захороненного в субаквальных отложениях» [Н. Б. Вассоевич, 1967 г. ]. Физико-химическая система природного углеводородного раствора – « Нефть - единственный не водный жидкий раствор на Земле. » Гусева и др. , 1978
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ СОСТАВ НЕФТИ (в среднем 70 -90%) Углеводороды Насыщенные Ненасыщенные - Ароматические С-С; (с бензольными кольцами) Открытые цепи Циклические Моно- Поли- (алифатические) (алициклические) циклические нормальные изоалканы моноциклические полициклические алканы Циклические УВ, состоящие как из нафтеновых циклов, так и бензольных называются гибридными, среди полициклических УВ они преобладают Алкены или олефины в нефти содержатся в очень незначительных количествах
Хемофоссилии В нефти и ОВ осадков и пород идентифицировано более 1000 различных УВ и гетероатомных соединений, более 300 из которых сохранили явную структурную связь с исходными биомолекулами ЖВ. Соединения в составе современных осадков, пород и горючих ископаемых, для которых в строении молекул или их частей имеются аналоги в ЖВ, называют «biochemical fossils» или чаще «chemical fossils» , «реликтовыми» [Ал. А. Петров, 1968, 1974], «биологическими метками» [Ал. А. Петров, 1968, 1971, 1974; Эглинтон, 1974], «биомаркерами» , соединениями с унаследованной структурой. Термин «chemical fossils» переведен на русский язык как «химические реликты» или как «хемофоссилии» . Из всех перечисленных терминов «хемофоссилии» наиболее удачно отражает существо понятия в генетико-историко- геологическом смысле.
Что такое биомаркеры? Ø Молекулярные биологические маркеры или биомаркеры, или хемофоссилии – ископаемые биомолекулы, строение которых можно отследить вплоть до конкретных биологических видов. Ø Для геохимии наиболее эффективными биомаркерами являются органические соединения, для которых известны конкретные биологические источники, поскольку в хемофоссилиях углеродный скелет сохраняется. Ø Биомаркеры, которые в геологических условиях проявляют наибольшую стабильность, чаще всего связаны с липидами. Гидроксильные группы Ø В биомаркерах сохраняется информация о составе биомолекул древних биопродуцентов и условиях их жизни. Источник: http: //eaps. mit. edu/geobiology/biomarkers/preservation. html
Биомаркерный анализ Ø В биомаркерах сохраняется информация о составе биомолекул древних биопродуцентов и условиях их жизни. Для биомаркерного анализа чаще всего используются изопренаны и полициклические нафтены.
Изопреноидные УВ В) Изопренаны или изопреноидные алканы ЖВ «голова» «хвост» фитол Соединение этих блоков – «кирпичиков» в молекуле УВ «голова к хвосту» - регулярные изопреноиды, «голова к голове» или «хвост к хвосту» - нерегулярные. Нерегулярная связь обычно одна и в середине молекулы. Регулярные изопреноиды Самыми распространенными в нефтях из регулярных изопреноидов являются С 19 Н 40 - пристан (а) и С 20 Н 42 - фитан (б) * * * а б 2, 6, 10, 14 -тетраметилпентадекан 2, 6, 10, 14 -тетраметилгексадекан
Образование пристана и фитана Ø Пристан и фитан образуются из фитола (фрагмент молекулы хлорофилла) в раннем диагенезе. Ø В аэробных условиях образуется пристан (реакция декарбоксилирования). Ø В анаэробных – фитан (реакции восстановления). Низкое Eh (аэробн.) Хлорофил – а Пристан (изопреноид C 19 H 40) CH 2 OH Фитол Высокое Eh (анаэробн.) Фитан (изопреноид C 20 H 42)
Тетрациклические нафтены Стераны С 27 -С 29 В регулярных стеранах 5, 10, 13, 14, 17, 20 асимметричные углеродные атомы (С*) (хиральные центры) и 24 для стеранов состава С 28 - С 29. С-20 и С-24 С* находятся в изопреноидной цепи. Выделяются биостераны, изостераны или геостераны и перегруппированные стераны или диастераны. хиральные центры * * * * метильный радикал * -СН 3 изостераны или геостераны - перегруппированные стераны или 5 (Н), 14 (Н), 17 (Н), 20 S- и 20 R – диастераны - 10 (Н), 13 (Н), 17 (Н), 20 R – эпимеры- () и 20 S - эпимеры (): Для биостеранов характерна 5 (Н), 14 (Н), 17 (Н), 20 R - конфигурация (), в них нет эпимера 20 S.
Пентациклические нафтены (тритерпаны). 1) все пять колец шестичленные олеанан, гаммацеран) С-20 олеанан гаммацеран С-22 Отличаются положением гем-замещения: у олеанана – у С-20, у гаммацерана – у С-22 18 (Н), -олеанан – биоструктура, 18 (Н), - геоструктура 2) четыре кольца шестичленные и одно пятичленное - гопаны, лупаны. С-19 В лупане (С 30 Н 52) изопропильный радикал у С-19. ЖВ он лупеол
Пентациклические нафтены (тритерпаны). Гопан 17 21 (С 30) Для биогопана 17 21 (), присутствует лишь эпимер 22 R-конфигурации. Нефтяных гопанах-17 21 (), 22 R и 22 S-эпимеры С 27 Тm -17 -22, 29, 30 -трисноргопан Тs -18 -22, 29, 30 -триснорнеогопан или неогопан Моретаны - 17 21 (), 22 R и 22 S-эпимеры. Образуются УВ ряда гопана при микробиологической переработке природных органических соединений на ранних стадиях фоссилизации ОВ. Источником самих гопанов может быть бактериогопанотетрол - тетрол, входящий в липоидную часть клеточных мембран бактерий. ЖВ бактериогопанотетрол -Hopanepolyol
Изотопный состав С нефти 13 С = 1000 ‰, Компоненты нефти также различаются по изотопному составу С, среднее значение 13 С для нефтей (от 25 до 35‰ в зависимости от генезиса), то для насыщенных (13 Сsat) УВ (до 31‰), для ароматических (13 Сaro) УВ (до 29‰), для смол (до 26‰). Изотопный состав не фракционированной нефти δ 13 Cцельн. δ 13 C насыщ. δ 13 Cаромат. δ 13 Cсмолы δ 13 Cасфальт. Ø На основании информации об изотопном составе углерода нефти можно объединять различные виды нефти в категории по происхождению и зрелости: Ø
Модель бассейна седиментации (Б. Тиссо, Д. Вельте, 1982) В морях и океанах выделяются области с разными условиями седиментации: шельф, континентальный склон, абиссальная равнина. Террагенное ОВ шельф В водной толще выделяются зоны (уровни) с разной биопродуктивностью: эуфатический слой, слои с кислородным минимумом, придонные воды.
Генетические типы ОВ В составе современных осадков можно выделить генетические типы ОВ: 1. сингенетичное или автохтонное ОВ, планктогенное и бентосное, в меньшей степени нектонное; 2. аллохтонное, принесенное с континента; 3. эпигенетичное, мигрировавшее из нижележащих толщ; 4. продукты антропогенного загрязнения.
Биомасса и биопродуктивность Соотношение автохтонного и аллохтонного ОВ изменяется в различных районах Мирового океана и на разных уровнях столба воды. По данным Е. А. Романкевича, в среднем в Мировом океане доля аллохтонного ОВ достигает 5% общей массы ОВ. Автохтонное ОВ представлено в основном некромой фитопланктона. При малых размерах основных представителей фитопланктона (микропланктон и наннопланктон) и ничтожной массе он отличается высокой биопродуктивностью. Соотношение биомассы (Б) и биопродукции (П) (по В. А. Успенскому) П/Б Автотрофный комплекс Древесина леса 0, 018 Растительность лугов 0, 67 Комплекс растительности озер и рек 14 Морской фитоплактон 150
Факторы определяющие биологическую продуктивность Биологическую продуктивность в морских обстановках контролируют различные факторы: свет, температура, количество и состав минеральных веществ, наличие течений, газовый режим, высота водной толщи и др. Главный фактор - питательные вещества (нитраты, фосфаты и др.). Они поступают из разных источников: с континента - выносятся водными потоками; основная часть питательных веществ поступает из динамического резервуара океана и разносится подводными течениями.
Аккумуляция и консервация ОВ Процессы аккумуляции и консервации ОВ в осадках в значительной мере также определяются: I. скоростью накопления минеральных частиц, II. их размером, III. составом, IV. окислительно-восстановительной обстановкой в осадке (Еh), V. Временем пребывания частицы ОВ в столбе воды (толщина столба воды)
Преобразование ОВ в седиментогенезе. Значение и основные этапы ранней трансформации ОВ Первые несколько метров осадка, непосредственно ниже контакта вода - осадок, представляют собой поверхность раздела, через которую Сорг переходит из биосферы в геосферу. В период отложения и позднее, находясь уже в составе осадков, ОВ претерпевает изменения, подвергаясь различным по интенсивности микробиальным и химическим воздействиям. Вследствие этого состав ОВ меняется в значительных пределах, а его дальнейшая судьба определяется последующей термической эволюцией.
Этапы перехода от биополимеров к геополимерам Выделяется три этапа: 1. биохимическое разложение (МО); 2. поликонденсация; 3. переход в нерастворимое состояние. Второй этап следует немедленно за первым. В нижней части водного столба и поверхностном слое осадка оба процесса активны одновременно.
Преобразование ОВ и источники УВ на разных стадиях литогенеза На стадии седиментогенеза некрома организмов подвергается панлипоидины микробиальному разложению. седиментогенез ЖВ В верхнем слое осадка химические превращения испытывают такие несвязанные гумин соединения, как стеролы, терпены диагенез и т. д. Эти превращения не затрагивают углеродного скелета, но способствуют увеличению устойчивости этих молекул. - сохраняются истинные реликты. В результате поликонденсации образуются гуминовые и фульвокислоты – гумин – предшественник керогена.
ДИАГЕНЕЗ Диагенез можно разделить на две стадии – ранний и поздний. Деятельность МО определяет практически все протекающие в раннем диагенезе процессы, поэтому его называют микробиальной стадией литогенеза. В позднем диагенезе ОВ также испытывает преобразования, частично связанные с микробиальной деятельностью, поэтому в целом диагенез - это биогенная стадия преобразования ОВ и осадка.
Образование гуминовых веществ – процесс поликонденсации Часть ОВ, которая не была включена в метаболизм анаэробных бактерий, вскоре оказывается в составе вновь образованных полимерных структур - гуминовых веществ, объединяющих гуминовые и фульвокислоты. Процесс начинается в седиментогенезе и продолжается в диагенезе. Степень обогащения современных осадков гуминовыми и фульвовыми кислотами и их природа, видимо, различны и определяются конкретными условиями осадконакопления. В верхнем (от 0 до 10 м) слое содержание фульвовых и гуминовых кислот колеблется от 10 до 70% всего ОВ, причем наивысшие концентрации их установлены в дельтовых и эстуарных терригенных илах. В гуминовых кислотах сорбируются и концентрируются тяжелые металлы: U, V, Сu, Ni, которые могут формировать металлоорганические комплексы или входить в порфинове ядро - фрагмент молекулы хлорофилла.
Эволюция органических составляющих современных осадков в зависимостиот глубины погружения. С увеличением глубины захоронения нерастворимые гумины начинают преобладать над фульвовыми и гуминовыми кислотами. Органический материал приобретает более конденсированную структуру. Начинает формироваться незрелый кероген ФК - фульвовые кислоты, ГК - гуминовые кислоты, Г или К - гумины или кероген.
Общая схема эволюции органического вещества с момента его отложения до начала метаморфизма. Процесс перехода от гумина к керогену заключается в переходе от биополимеров, синтезированных живыми организмами, к геополимерам посредством фракционирования, частичного разложения и перегруппировки блоков, которыми сложены макромолекулы, он проходит в три этапа: биохимическое разложение, поликонденсация и переход в нерастворимое состояние. седиментогенез В диагенезе продолжается биохимическое преобразование, поликонденсация ОВ и переход в диагенез нерастворимое состояние. У - углеводы; АК - аминокислоты; ФК - фульвокислоты; ГК - гуминовые кислоты; Л - липиды, липоиды; УВ - углеводороды; NS 0 - гетеросоединения
Пути преобразования ОВ в седиментагенезе и диагенезе, приводящие к образованию керогена и хемофоссилий. белки биополимеры углеводы панлипоидины АК сахара сохранившие углеродный скелет ФК, ГК гумины истинные реликты геополимеры кероген хемофоссилии
Диагенетический этап преобразования ОВ определяется микробиологическими процессами, где расходуется 95 -99% ОВ, достигшего дна бассейна. Для ОВ все геохимические фации являются окислительными. Диагенетический этап - важный момент геохимической истории ОВ, существенно определяющий его состав, ход дальнейших катагенетических преобразований ОВ и в конечном итоге его нефтематеринский потенциал. Увеличение интенсивности окисления ОВ приводит к сокращению концентраций Сорг в осадке, уменьшению количества липидолипоидных компонентов в керогене и, несмотря на относительное накопление УВ приводит к снижению общего количества битумоида и УВ, т. е. к ухудшению начального нефтематеринского потенциала ОВ - Пнм. К началу катагенеза в ОВ в малых количествах присутствуют УВ двух генераций: 1) унаследованные от ЖВ (хемофоссилии), 2) новообразованные в диагенезе. Увеличение нерастворимой части ОВ отражает усиление поликонденсации и потерю функциональных групп, что ведет к превращению фульвовых и гуминовых кислот в гумин и кероген. В диагенезе формируется нерастворимая часть ОВ - кероген, основной поставщик УВ в катагенезе.
Катагенез Катагенетические изменения пород и ОВ обусловлены действием ряда взаимосвязанных факторов, главными из которых являются температура (Т) и давление (Р). А также зависят от длительности воздействия этих факторов – геологическое время. Конкретные значения Т и Р, их изменения во многом определяются особенностями геологического развития осадочно-породного бассейна.
Стадии углефи Градации Значения Ro (%) -кации по Н. Б. Вассоевичу Б 1 - Б 3 ПК 1 - ПК 3 0, 25 -0, 50 Д, Г, Ж МК 1 - МК 3 0, 50 -1, 15 К МК 4 1, 15 -1, 60 ОС МК 5 1, 60 -2, 05 Т - ПА АК 1 - АК 2 более 2, 05 Значения отражательной способности витринита (ОСВ), градации катагенеза, марки КУ
Геохимические методы (по керогену) Диаграмма Ван-Кревелена (Тиссо, Вельте, 1981) Ro TAI Диаграмма Ван-Кревелена со значениями баллов термального Ro индекса изменения TAI и показателем отражения витринита (Peters, Moldovan, 1993)
Биомаркерный анализ ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТАДИИ КАТАГЕННОГО ПРЕОБРАЗОВАНИЯ ОВ ПОРОД, СТЕПЕНИ ЗРЕЛОСТИ НЕФТИ MPI-1 = 1, 5 [(2 -МР) + (3 -МР)] / – метилфенантреновый индекс DNI =-log ((1. 8 -DMN) /(∑DMNs)) – диметилнафталиновый индекс (ТА 20+21) / (ТА 20+21+26+27+28); ТА 20 / ТА 28 (S+R) Порфирины Этио / ДФЭП
Геохимические методы (по биомаркерам) Эпимеризация УВ Стераны ββ/(ββ+αα) катагенез С 29 αα С 29 ββ для C 29 Биостеран Геостеран Тритерпаны катагенез βα/(αβ+βα) для C 30 С 30 βα С 30 αβ Моретан Геогопан Ароматизация циклоалкановых УВ Ароматические стероиды катагенез ТА 28/ (ТА 28+МА 29) МА С 29 ТА С 28
Типы керогена тип - высокие атомное отношения Н/C ≥ 1, 5 и низкие значения отношения О/C
тип керогена тип - высокие атомное отношения Н/ C ≥ 1, 5 и низкие значения отношения О/C
тип керогена тип - относительно высокие, но ниже, чем для типа, значения Н/C = 1, 2 и низкие О/C = 0, 2. Большее значение приобретают полиароматические ядра, карбоксильные и карбонильные группы, Насыщенные соединения - алкановые цепочки средней длины и нафтеновые циклы. S - в значительных концентрациях в гетероциклах, сульфидных связях. карбонильная группа эпоксидная группа полиароматические ядра гидроксильная группа Гипотетическая формула керогена типа (Behar, 1987)
тип керогена (A. Behar and Vandenbroucke, 1987) Кероген типа Н/С= 1, 25; О/С=0, 09 Больший вклад сапропелевой составляющей
тип керогена (A. Behar and Vandenbroucke, 1987) Кероген типа Н/С= 0, 73; О/С=0, 03 Больший вклад гумусовой составляющей – увеличивается количество конденсированных ароматических структур
тип керогена тип - низкие значения отношения Н/C
Границы главной зоны нефтеобразования (ГЗН) - «нефтяного окна» ГЗН, ГЗК. ГЗГ Главная зона нефтеобразования (ГЗН) – Мезокатагенез – градации МК 1 - МК 3 (температуры 60 -1800 С) Отражательная способность витринита – Ro= 0, 5 – 1, 15 % Главная зона конденсатообразования Г (ГЗК) З Н Мезокатагенез – градации МК 4 - МК 5 R°= 1, 17 – 1. 55 % ГЗК ГЗГ Главная зона газообразования (ГЗГ) Мезокатагенез – градации МК 5 - АК 1 Ro= 1, 55 – 2, 5% Образование газа предшествует, сопутствует и завершает нефтеобразование
Границы главной зоны нефтеобразования В настоящее время установлено, что характер распределения катагенетической зональности и Т (палеотемператур) бассейна зависит от ряда факторов: 1) общего геотектонического развития региона, 2) строения разреза, 3) характера геотермического и флюидодинамического режимов бассейна, 4) генетического типа ОВ и др. Так, в К z бассейнах относительно высокие Т и повышенные глубины кровли ГЗН связаны прежде всего с большими скоростями погружения и накопления осадков, вследствие чего сохраняются седиментационные воды, что способствует возникновению АВПД, которое в свою очередь тормозит ход катагенетических процессов. Для керогена II типа границы значения ОС витринита (R°), по разным авторам, 0, 5 -1, 0; 0, 5 -1, 15; 0, 5 -1, 2; 0, 6 -1, 3 % (нижняя граница варьирует). Значения LOM - 7- 11 , TAI - 2, 5 -3, 5. Tmax пиролиза 435 -460°С. TТI – 16 -160
Пиролитический метод исследования Сопоставление значений Тmax , ОС витринита, индекса продуктивности (PI) и показателя термического превращения (TAI) со стадиями катагенеза (Эспиталье, 1995) Параметры диагенез мезокатагенез апокатагенез протокатагенез Незрелое ОВ ГЗН Генерация конденсата жир. газа сухих газов Тmax, 0 С 0. 4 TAI, балл 1 -1. 5 1. 5 -3 3 -3. 5 3. 5 -4 4 -5
Процесс преобразования ОВ в катагенезе Мезокатагенез (МК 1 -5) Изменения, происходящие в составе и структуре РОВ в ПК, как бы подготавливают кероген к перестройке и интенсивной генерации УВ в МК. В зоне МК происходит перестройка структуры керогена, сопровождающаяся новообразованием битумоидных компонентов и прежде всего УВ. Ход этих преобразований для различных генетических типов РОВ несколько отличается.
Образование УВ флюидов в зоне катагенеза В ходе катагенетического преобразования ОВ любого типа происходит направленное (постадийное) снижение начального потенциала ОВ, сопровождаемое генерацией жидких и газообразных продуктов, прежде всего УВ. Этап интенсивного новообразования жидких УВ, проявляющийся на градациях MK 1 -МК 3 , - главная фаза нефтеобразования, или «нефтяное окно» , - фиксируется в бассейнах разного типа и возраста на разных глубинах и определяется особенностями развития конкретного региона. Газообразование - более распространенный процесс, процесс генерации газов с разной интенсивностью имеет место от диагенеза до метагенеза. Горючие полезные ископаемые и прежде всего нефть, по выражению Н. Б. Вассоевича, «детище литогенеза» .
Нефтегазоматеринские породы Итогом геохимических исследований ОВ является выделение нефтегазоматеринских пород и оценка их генерационного потенциала. Важнейшими критериями выделения НГМП являются: количество ОВ (Сорг.); качественный состав ОВ (сапропелевое или смешанное - существенно сапропелевое); степень катагенетической превращенности пород и ОВ;
НГМ-свита - парагенетическая ассоциация обогащенных автохтонным ОВ пород, рождающая в процессе литогенетической эволюции УВ, способные к аккумуляции Неотъемлемым свойством НГМ породы должна быть способность рождать и отдавать УВ, в том числе, и жидкие (микронефть).
Количество ОВ (Сорг) НГМ породы, содержащие сапропелевое и/или существенно сапропелевое ОВ, по концентрациям в них Сорг поделены на следующие группы (вес. %): 1) породы со сверхрассеянной формой ОВ (Сорг 25 % К НГМ (точнее - к микро. НГМ, т. е. отдающими микронефть) по концентрации Сорг относятся породы всех вышеперечисленных групп, кроме первой. Граница доманикоидов и доманикитов проходит при Сорг=5 вес. %. Близко к медианному и среднеарифметическому значениям Сорг в стратотипических разрезах доманиковой формации D 3 – север Русской плиты (по сотням определений). Доманиковая формация состоит из доманикитов (Copr > 5 -22%, с модой 7 -9%) и из доманикоидов (Сорг = 0, 55%, с модой 0, 8 -1, 5 %). Субдоманикоиды (Сорг = 0, 1 -0, 5%) крайне редки, породы со сверхрассеянной формой не встречаются. На рубеже субдоманикоидных и доманикоидных пород (0, 5%) отмечается смена свойств и особенностей пород - как правило, сероцветные породы переходят в темноцветные (коричневые и черные).
Литологический состав НГМ пород В фациальном профиле осадочных пород - от конгломератов до глин (аргиллитов), и глинисто-карбонатных пород концентрация автохтонного ОВ находится в прямой зависимости от количества глинистой (пелитовой) примеси. Наиболее благоприятны отложения пелитовой структуры – глины (аргиллиты), глинистые алевролиты. В ряду карбонатных - глинистые карбонаты - мергели - карбонатные аргиллиты последние члены по концентрации ОВ не уступают чисто глинистым породам, а нередко превосходят их. Для этих пород существенную роль играет петрографический тип карбонатной составляющей, определяемый фациальной принадлежностью породы: наивысшие концентрации ОВ приурочены к хемогенным и фитогенным (водорослевым) карбонатам. Минералогический состав может быть как кальцитовый, так и доломитовый и смешанный. Обогащенные сапропелевым ОВ нередко бывают и кремнистые породы, в особенности их глинистые разности (глинистые силициты). Такие породы слагают, например, пиленгскую свиту (миоцен) Сахалина, встречаются в баженовской свите (J 3) Западной Сибири, доманиковой свите (D 3) Русской плиты, куонамской свите (S 1 -2) Сибирской платформы и в других формациях.
Нефтегазоматеринские свиты (до. Pz-Pz 1 -2) Качество ОВ Классификация пород по признаку концентрации Сорг и все их свойства относятся исключительно к объектам, содержащим сапропелевое и/или существенно сапропелевое ОВ, биоценотически представленное планктонными водорослями (альгинит) и/или зоосоставляющей (хитинит), иногда с небольшой примесью бентосных водорослей (псевдовитринит). Такие объекты представляют НГМ-свиты, сформированные в эпохи, когда не существовало высшей наземной флоры и накапливающееся в бассейнах ОВ было гарантировано от примесей компонентов, аллохтонных по отношению к самому бассейну. Подобные НГМ-свиты наиболее характерны для бассейнов древних платформ и их краевых частей. ОВ осадочных пород чаще всего формировалось за счет ограниченного числа групп организмов.
Классификация типов материнской породы Pepper and Corvi (1995, MPG) А – тип II S; В – тип II ; С - тип I ; D, E – тип III H; F – III-IV
Нефтематеринский потенциал –Пнм Пнм – это количественный или полуколическтвенный критерий, позволяющий судить о масштабах возможной генерации НМ-породой микронефти – нефти. Он определяется качеством и количеством содержащегося в ней ОВ. Разделяют понятия потенциал ОВ (Пнм) и потенциал породы Ппнм. 1. Породы могут содержать «благородный» алиновый тип ОВ, но его содержание в породе будет невелико. 2. Иной случай, порода богата ОВ арконового состава, обладающим ничтожным Пнм. 3. Мощная глинистая НМ-толща обладает богатейшим Пнм и П п нм, но геологические условия неблагоприятны для эмиграции микронефти. Пнм остается нереализованным. Реализация Пнм охватывает восходящий этап процесса нефтеобразования (стадии диа- и катагенеза), этап «зрелости» (градации МК 1 , МК 2 , МК 3) и этап нисходящий (вторая половина мезокатагенеза).
ПРОЕКТ УЧЕБНОГО ПОСОБИЯ
(Краткий курс для студентов заочной формы обучения)
ГЛАВА 1. ГЕОХИМИЯ НЕФТИ И ГАЗА.. 3
Природные битумы.. 4
Природный газ нефтяных и газовых месторождений. 4
Элементный состав нефти. 5
Классы УВ нефти. 5
Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ) 6
Физические свойства нефти. 6
Природные газы.. 8
Органическое вещество. 9
Типы керогенов. 9
Происхождение нефти. 10
Концепция неорганического происхождени нефти. 11
ГЛАВА 2. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА.. 14
Емкостные и фильтрационные свойства коллекторов. 14
Классификация коллекторов. 16
Флюидоупоры.. 18
Природный резервуар. 19
Ловушки. 20
Залежь. 21
Нефтегазоносные комплексы.. 23
Разрушение залежей нефти и газа. 25
Миграция УВ. 26
Месторождения нефти и газа. 28
Литература.. 30
ГЛАВА 1. ГЕОХИМИЯ НЕФТИ И ГАЗА
Каустобиолиты– горючие ископаемые, к которым относятся горные породы и минералы, богатые органическим веществом. Главным признаком, объединяющим все горючие ископаемые, является способность к горению (термин «каустобиолиты» переводится, как горючие камни биогенного происхождения).
В настоящее время к каустобиолитам отнесены вещества угольного и нефтяного ряда. Угольный ряд включает: торфы, ископаемые угли, горючие сланцы и минералы (янтарь). Эти породы залегают на месте их образования, отличаются высокой концентрацией органического вещества и относятся к сингенетичным каустобиолитам. Нефтяной ряд включает: нефть и ее производные (озокериты, асфальты и др.), газы, т.е. вещества образование и условия залегания которых, связаны с миграционными процессами. Этот ряд относится к эпигенетичным каустобиолитам. Миграционные каустобиолиты представляют собой систему сложных природных растворов, состоящих из большого числа подвижных индивидуальных соединений. Эти растворы не смешиваются с природными водами и поэтому находятся в недрах в газообразном, жидком, полужидком и твердом состоянии.
Органическое вещество является обязательным компонентом практически всех осадочных образований, начиная с конца архея. Среднее содержание С орг. или некарбонатного углерода составляет для осадочных пород около 0,55 – 0,6 %, что составляет 13 – 15 кг С орг. на 1 м 3 породы.
Была установлена зависимость, согласно которой содержание органического вещества в осадочных породах, возрастает по мере увеличения в них глинистых частиц. Эта закономерность названа именем Траска.
Выделяют 2 основные группы органического вещества:
1) Рассеянное органическое вещество (РОВ)
2) Концентрированное органическое вещество (КОВ)
Граница между ними проведена условно по содержанию С орг. и равна
2,5 %. Это значение в 4 раза выше кларка.
По типам исходных биопродуцентов и с учетом химической структуры тканей все концентрированные формы органического вещества были подразделены на:
2. Гумиты, формирующиеся за счет остатков высшей наземной растительности (углеводы и лигнин)
3. Липтобиолиты с исходным материалом, образованным наиболее стойкими к разложению тканями высших растений (воски, смолы, кутикулы)
Из сапропелевой органики образуются жидкие УВ, а из гумусовой – газообразные.
Природная нефть – жидкость темно-коричневого или черного цвета при температуре 15 – 20 0 С, большинство нефтей – подвижные жидкости.
С генетической точки зрения нефть – обособившееся самостоятельное скопление, подвижные жидкие продукты преобразования рассеянного органического вещества в зоне катагенеза.
В химическом отношении нефть - сложная смесь углеводородных и смолисто-асфальтеновых, преимущественно, сера, кислород и азот содержащих соединений.
Основными компонентами нефтей являются парафиновые, нафтеновые и ароматические углеводороды.
В физическом отношение нефть - коллоидно-дисперсная, сложно организованная система. В воде нефть практически не растворима, но может образовывать с водой стойкие эмульсии.
В пластовых условиях природные нефтяные системы представляют собой углеводородные жидкости, всегда содержащие растворенные газообразные компоненты. Наличие в нефти значительных количеств растворенного газа резко изменяет ее свойства.
Слайд 2
Природные газы
Природные газы могут быть горючими и не горючими. Способностью гореть обладают метан (CH4) и его газообразные гомологи: этан (С2Н6), пропан (С3Н8) и бутан (н-С4Н10) и изобутан (i-С4Н10), а также непредельные газы: этилен (С2Н4), пропилен (С3Н6), бутилен (С4Н8), и некоторые неуглеводородные газы водород (Н2), сероводород (H2S) и окись углерода (CO). К негорючим газам относятся: углекислота (СО2), азот (N2) и инертные газы (He, Ne, Ar, Kr). Метан присутствует во всех оболочках Земли (в атмосфере, гидросфере и верхней части литосферы) . 2
Слайд 3
Состав атмосферы
Концентрация метана в атмосфере неодинакова – зависит от природных и техногенных факторов. Метан, как и СО2, парниковый газ. Метан взрывоопасен при концентрации в воздухе от 4,4 % до 17 %. Наиболее взрывоопасная концентрация 9,5 %. СН4+2О2=СО2+2Н2О 1 моль газа = 22,4 л 3
Слайд 4
Физическая характеристика газов Плотность газов
Плотность газов – вес 1 моля газа, зависит от составагаза (молекулярного веса), давления и температуры. Относительная плотность = плотность газа/плотность воздуха (безразмерная). Плотность воздуха=28,98 г/моль При Р=1 атм и t=0 С отн.плотность СО2=1,519, Н2S 1,176, горючих газов зависит от состава и для С1С4меняться в пределах 0,5552,074. 4
Слайд 5
Гибель мелких животных и насекомых в гроте в месте выхода углекислого источника из-за более высокой плотности СО2 (Малый Кавказ, Нахичевань)
Слайд 6
Растворимость газа в воде
зависит от состава газа, температуры, давления и минерализации воды. Наибольшей растворимостью обладают полярные газы, вступающие в реакцию с водой (СО2, H2S). Неполярные газы (инертные газы, азот и углеводородные газы) менее растворимы. Растворимость неполярных газов возрастает с увеличением их молекулярного веса (плотности). Растворимость углеводородов в воде при прочих равных условиях увеличивается в ряду от С1 до С4. С ростом минерализации пластовых вод растворимость уменьшается («эффект высаливания»), а с повышением давления увеличивается. 6
Слайд 7
Сорбция газов
Величина сорбции однородного газа пропорциональна его концентрации над поверхностью сорбента и обратно пропорциональна температуре. С увеличением удельной поверхности пород их сорбционная способность возрастает, особенно с увеличением в них содержания органического вещества. Влажные породы сорбируют газы хуже, чем сухие. Сорбция углеводородных газов возрастает с увеличением их молекулярной массы. Сорбционная способность уменьшается в ряду: оксид углерода диоксид углерода бутан пропан этан азот метан водород. Большая часть газов находятся в сорбированном (не свободном) состоянии в углях и тонкодисперсных породах. 7
Слайд 8
Классификация рассеянных углеводородных газов (по И.С. Старобинцу с соавторами)
Слайд 9
Образование углеводородов на различных глубинах
УВ газы генерируются при разных Р-Т-условиях и, соответственно, имеют разный генезис: СН4 бывает биогенный (болотный газ, диагенетический и раннекатагенетический) и абиогенный (средне-поздне-катагенетический, образующийся за счет термической диссоциации молекул ОВ). Помимо метана на разных стадиях литогенеза образуются и его гомологи (этан, пропан, бутан). Природный горючий газ – метан+гомологи с примесью CO2, N2, He и др. 9 Концентрации гомологов метана максимальны в зоне нефтегенерации и кондесатообразования
Слайд 10
Классификация газов по содержанию углеводородных компонентов (по И.С. Старобинцу, 1991)
Коэффициент жирности газов увеличивается в ряду залежей, содержащих различное фазовое состояние углеводородов: чисто газовые залежи газоконденсатные залежи нефтяные залежи. Обратноесоотношениеметанаиегогомологов - коэффициент сухости газов, а отношение С2/С3 или С2/С3 С4 коэффициент этаносности. В пределах территорий, где расположены однотипные залежи, коэффициент жирности используется также как показатель направления возможной миграции углеводородов (разная подвижность газов при миграции). 10
Слайд 11
Газогидраты (клатраты)
При низких температурах углеводородные газы при определенных условиях могут создавать с водой твердые растворы (лед), которые называют газовыми гидратами. Большинство природных газов (CH4, C2H6, C3H8, CO2, N2, H2S, изобутан и т. п.) образуют гидраты – кристаллические структуры 11
Слайд 12
Физико-химические свойства некоторых гидратов (С.Ш. Бык, В.И. Фомина, 1970)
12 Плотность газогидратов составляет 0,8–1,24 г/см3. В 1 м3 газогидрата может содержаться 160-180 м3 УВ газов.
Слайд 13
Условия образования газовых гидратов (С.Ш. Бык, В.И. Фомина, 1970)
Процессы образования гидратов могут происходить практически во всех акваториях мира. Образуются в океане и на континентах – в зоне вечной мерзлоты. 1 атм = 10 м воды Гидрат метана при 0° C стабилен при Р-2,5 МПа, при атмосферном давлении разлагается при температуре минус 29° С. 13
Слайд 14
Распространение газогидратов в Мировом океане (Гинсбург, Соловьев, 1994)
1 – прямые находки, 2 – признаки газогидратоносности. Всего выявлено ~200 залежей 14 Карта постоянно обновляется Кстати, в пределах срединно-океанических хребтов залежи газогидратов до сих пор не обнаружены – это к вопросу об объемах синтеза абиогенного метана (его поток незначителен)
Слайд 15
99% ресурсов газогидратов приходится на морские залежи.
Слайд 16
Генетические типы газогидратов (по Е.С. Баркану и Г.Д. Гинсбургу)
Слайд 17
Состав и свойства нефти
Н.Б. Вассоевич: «Нефть это жидкие гидрофобные продукты фоссилизации (преобразования) органического вещества пород, захороненного в субаквальных отложениях» 17
Слайд 18
Физические свойства нефти
Плотность Вязкость Текучесть Поверхностное натяжение Коэффициент сжимаемости Оптическая активность Растворимость и растворяющая способность Температура: кипения, застывания, плавления Теплота сгорания 18
Слайд 19
Плотность (количество массы, заключенное в единице объема). Зависит от состава, температуры, давления, газосодержания и других факторов. Ед. измерения: кг/м3, г/см3 – в России (СИ и СГС) оAPI – за рубежом, оAPI - «относительная плотность» (удельный вес) отношение массы объема жидкости при температуре 15 С (60 F) к массе объема чистой воды при той же температуре 19
Слайд 20
Сопоставления плотности нефти в системах API и СГС
Слайд 21
Плотность нефти в системах API и СГС
Слайд 22
Вязкость
Вязкость это внутреннее трение, возникающее между двумя смежными слоями жидкости, которое необходимо преодолеть, чтобы началось их взаимное перемещение. Вязкость - важнейшая характеристика, которую учитывают при разработке месторождений и проектировании трубопроводов Измерение вязкости проводятся на специальных приборах вискозиметрах. Различают динамическую(v)и кинематическую (m) вязкости. 22
Слайд 23
Динамическая вязкость
Динамическая вязкость это сила сопротивления, которуюнеобходимопреодолетьдляперемещениядвухслоевжидкостиотносительно друг друга, площадью 1 см2 каждый на 1 см со скоростью 1 см/с (СГС). Ед. измер.: в СГС - в пуазах (г/смс) в СИ - паскаль в секунду (Пас) 23
Слайд 24
Кинематическая вязкость
Кинематическая вязкость это отношение динамической вязкости к плотности нефти. В единицах системы СГС измеряется в стоксах (см2/с). В единицах системы СИ: 1104 м2/с. Кинематическая вязкость нефтей различных месторождений колеблется от 2 до 300 мм2/с (сСт – санти стокса) при 20 С и для большинства нефтей обычно не превышает 4060 мм2/с. 24
Слайд 25
Вязкость нефти зависит от ее состава, давления и температуры С вязкостью непосредственно связан еще один параметр нефти текучесть (), представляющий собой величину, обратную вязкости: 1/. 25
Слайд 26
Поверхностное натяжение
это сила, с которой нефть сопротивляется изменению своей поверхности. Это свойство обусловлено молекулярно-поверхностными характеристиками нефти на границе различных фаз: нефти и газа, нефти и пластовых вод, нефти и поверхности твердого тела (коллектора). В системе единиц СИ поверхностное натяжение () измеряется в дж/м2 или Н/м (ньютон на метр). В системе единиц СГС - в дин/см (в динах на см). Величина поверхностного натяжения нефти значительно меньше, чем у воды, что во многом определяет возможность ее продвижения по коллекторам во вмещающих породах 26
Слайд 27
Оптические свойства.
Нефти оптически активны, то есть обладают способностью вращать плоскость поляризованного луча света, преломлять световые лучи, люминесцировать и др. Большинство нефтей вращают плоскость поляризованного света вправо, хотя известны некоторые нефти, вращающие плоскость поляризованного света влево. Это качество унаследовано нефтью от исходного органического вещества пород, поскольку образование веществ, обладающих оптической активностью, характерно для биологических систем. 27
Слайд 28
Удельная теплота сгорания некоторых каустобиолитов (по данным В.В. Семеновича, И.В. Высоцкого, Ю.И. Корчагиной и др., 1987) Теплота сгорания(калорийность топлива)характеризует количество тепла, выделившегося при сгорании весовой единицы вещества. 28 Зависит от состава УВ
Слайд 29
Фракционный состав нефти
фракционный состав - разделение нефти на фракции по температурам кипения. При атмосферном давлении путем перегонки из нефти выделяют фракции: петролейный эфир (начало кипения 40 С), бензиновая (40140 С), лигроиновая (140180 С), керосиновая (180220 С) дизельная (220–3500С). В дизельной фракции выделяют легкий газойль (180350 С) и соляровый дистиллят (220350 С). Фракции, выкипающие до 350 С, называются светлыми, а выкипающие после 350 С черными (мазутом). Гудрон (>500 С) фракцию, выкипающую до 200 С, называют бензиновой, от 200 до 300 С керосиновой, а фракцию, выкипающую при температуре более 300 С, масляной. 29
Слайд 30
Составнефти
Элементный состав: С, Н, О, N, S В элементном составе нефтей содержание углерода составляет порядка 8387 %, а водорода 1214 %. Заметные вариации отмечаются в концентрациях S и O Элементный состав нефтей 30
Слайд 31
Компонентный состав нефти
В химическом отношении нефть сложный коллоидный раствор, в котором содержатся углеводородные и неуглеводородные соединения. В нефтях выявлено более 1000 органических соединений. Определение состава используют при генетических построениях – выяснения происхождения залежей, путей миграции, степени преобразования и биодеградации ОВ и т.д. Биомаркеры: углеводороды (и неуглеводородные компоненты), сохранившие ископаемые биомолекулы (или их опознаваемые фрагменты), называют биометками или биомаркерами (>300 соединений). 31
Слайд 32
Слайд 33
две большие группы соединений: углеводороды, в молекулах которых атомы углерода образуют открытые («линейные») или разветвленные цепи и углеводороды, в молекулах которых атомы углерода образуют кольца. 33
Слайд 34
Углеводороды в молекулах, которых атомы углерода соединены простыми связями (СС) называются метановыми углеводородами. В литературе встречаются различные названия метановых УВ: алканы, алифатические, парафиновые, насыщенные или предельныеуглеводороды. Все это одни и те же углеводороды, которые имеют общую формулу CnH2n2. Алканы, образованные линейными цепочками называются нормальнымиалканами, а с разветвленными цепочками изоалканами. Алканы образуют гомологический ряд, в котором каждый следующий углеводород имеет на один атом углерода и два атома водорода больше, чем предыдущий (СН4; С2Н6, С3Н8…). С увеличением числа углеродных атомов температура кипения и плавления у метановых углеводородов нормального строения растет. Разница Ткип у нормальных алканов (для соседних гомологов) С5С10 составляет 2030 С, и ~15оС дляС15С20 34
Слайд 35
Некоторые физические свойства алканов нормального строения 35 Изомеры - соединения одинаковые по составу и молекулярной массе, но различающиеся по строению или расположению атомов в пространстве и, вследствие этого, по свойствам. Пример – бутан СН3-СН2-СН2-СН3 и изобутан (СН3)3СН.
Слайд 36
Алканы содержатся практически во всех нефтях. Если их концентрации превышают 50 %, то такие нефти называются метановыми. Метановые нефти характерны для отложений, характеризующихся достаточно жесткой термобарической обстановкой. По содержанию легких алкановстроения С5Н12С9Н20 можно судить о степени метаморфизма нефтей:с увеличением степени метаморфизма происходит заметное увеличение концентрации алканов нормального строения по сравнению с их изомерами. С ростом катагенеза (t) в метановых углеводородах ряда С12С32увеличивается доля низкомолекулярных углеводородов (по сравнению с высокомолекулярными). Для идентификации этого процесса используется соотношение (н-С12н-С21)/(н-С22н-С32) 36
Слайд 37
Коэффициенты нечетности алканов
Используют как коррелятивный признак нефтей, показатель степени их «зрелости», и для определения состава исходного органического вещества. Высокая концентрация нормальных алканов С15С23с преобладанием «нечетных членов» характерна для нефтей, генерированных органическим веществом низших организмов (бактерий и водорослей). Высокое содержание алканов нормального строения С23С31 с преобладанием в них «нечетных членов» наблюдается в нефтях, генерированных органическим веществом, в составе которого участвуют липиды высших наземных растений. 37
Слайд 38
Изоалканы, изопреноиды
Отличительная черта - наличие метильной группы у каждого четвертого атома углерода Одним из показателей типа исходного органического вещества, а также степени «зрелости» нефтей является соотношения пристана и фитана и углеводородов нормального строения С17 и С18. График определения типа исходного органического вещества и степени «зрелости» нефти 38
Слайд 39
Ненасыщенные (непредельные) углеводороды алифатические, олефины (ациклические) углеводороды.
Содержат кратные связи СС, СС. Этилен (С2Н4): СН2СН2; Пропилен (С3Н6): СН2СНСН3; Бутилен (С4Н8): CH2CHCH2CH3 и СН3СНСНСН3 В нефтях может содержаться до 15 % олефинов По мнению Е.Б. Фролова и М.Б. Смирнова (1990) олефины образуются под воздействием радиоактивного природного излучения. связаны с нефтями, залегающими близко к поверхности фундамента 39
Слайд 40
Цикланы – нафтены, нафтеновые углеводороды (группа циклических УВ)
углеводороды, в молекулах которых атомы углерода образуют замкнутые цепи кольца(циклы), состоящие из трех или более атомов углерода. Их общая формула СnH2n. Цикланы представлены в основном углеводородами, содержащими пять и шесть циклов. Изомеры цикланов: Содержание нафтенов в нефтях колеблется широких пределах, как правило, от 25 % до 75 %. 40
Слайд 41
Полициклические - нафтены
Цикланы также образуют бициклические, три-, тетра – и пентациклические нафтены Встречаются и 3-х мерные цикланы– алмазоподобные молекулы (адамантаны), они химически устойчивы, некоторые используются в качестве биомаркеров. 41
Слайд 42
Соотношения регулярных стеранов (полициклические нафтены) строения С27, С28 и С29 в различных нефтематеринских породах по (К.Е.Петерсу и Дж.М. Молдовану (1993)
Пример диагностики исходного ОВ пород Глины «А» с водорослевым органическим веществом. Глины «Б» с гумусовым ОВ 42
Слайд 43
Определение возраста нефтей по отношению регулярных стеранов С28/С29 (по Р.М. Ваплесу и Т.И. Мачехаре, 1978)
Слайд 44
Ненасыщенные циклические углеводороды арены или ароматические углеводороды.
Арены, или ароматические углеводороды содержат в молекуле особую циклическую группировку из шести атомов углерода, которая называется бензольной (бензольное ядро) Образуют моноароматические, бициклические и полициклические ароматические структуры 44
Слайд 45
Ароматические УВ, свойства
Слайд 46
Ароматические ядра часто формируют гибридные соединения, например, нафтено-ароматические (циклоалкано-ароматические) соединения. Нафтено-ароматические УВ, характерны для молодых или неглубоко залегающих нефтей. Ароматические структуры начинают преобладать в нефтях после термической эволюции. 46
Слайд 47
Исследование происхождения нефти с помощью «хемофоссилий» ароматического ряда
Идентификация нефтематеринских пород, сформировавшихся в неморских условиях, по соотношению моноароматических стероидов в нефтях (по К. Петерс и Дж. Молдован (1993)). А водорослевое, В гумусовое ОВ 47
Слайд 48
Неуглеводородные компоненты нефти
Сера в нефтях встречается в виде элементарной серы, сероводорода, меркаптанов, сульфидов и дисульфидов, производных тиофена. Азотсодержащие соединения делятся на две большие группы: азотистые основания и нейтральные азотистые соединения. С увеличением температуры кипения нефтяных фракций содержание нейтральных азотистых соединений увеличивается и основных – падает. Кислородсодержащие соединения представлены кислотами, эфирами, фенолами и др., из них до 9095 % кислородсодержащих компонентов приходится на смолы и асфальтены. Металлы. В нефти присутствуют: V (105102 %) и Ni (104103 %), Cu, Zn, B, Hg, Wo, U, щелочные и щелочноземельные металлы и другие элементы. Основная часть металлов связана со смолами и асфальтенами. 48
Слайд 49
Смолисто-асфальтовые вещества
Cложная смесь высокомолекулярных компонентов нефти (содержание до1050 % масс). Это гетероорганические соединения гибридной структуры, включающие в состав молекул кроме углеводородов азот, серу, кислород и некоторые металлы. Наиболее богаты смолисто-асфальтовыми веществами нефти ароматического основания. Нефти алканового ряда содержат смолисто-асфальтовых веществ значительно меньше. В них входят 2 большие группы высокомолекулярных соединений смолы(молек. масса 500-2000) и асфальтены(массаот 1500 до 10 000). 49
Слайд 50
Классификация нефтей
Существуют множество классификаций УВ, основанных на каком-либо их физико-химическом показателе, часто классификации имеют региональное значение 50
Слайд 51
Классификация нефтей по плотности
оченьлегкие (до 0,800), легкие (0,8000,840), средние (0,8400,880), тяжелые (0,8800,920) очень тяжелые (> 0,920) Российская (г/см3) по Е.В. Соболевой и А.Н. Гусевой (1988) Международная, (1987) (кг/м3) легкие (1000) 51
Слайд 52
Классификация по содержанию серы по Е.В. Соболевой и А.Н. Гусевой (1988)
Слайд 53
Классификация нефтей по групповому углеводородному составу (ГрозНИИ)
Эта классификация базируется на групповом составе фракции НК- 300 С. Если во фракции содержание одного класса углеводородов превышает 50 %, то название типа нефтей дается по преобладающей группе углеводородов, например: 1 метановые, 2 нафтеновые, 3 ароматические. Если во фракции содержание одной группы углеводородов более 25 %, но не превышает 50 %, то такие нефти относят к нефтям смешанного типа: метано-нафтеновые, нафтено-метановые, ароматическо-нафтеновые и нафтеново-ароматические. Названия даются в порядке убывания. 53
Слайд 54
Классификация компонентов нефти по их способности к биодеградации (Л.А. Кодина, 1988)
Биодеградация – процесс разрушения залежи УВ в приповерхностной зоне под воздействием микроорганизмов и кислорода. 54
Слайд 55
Классификация УВ по составу по М.А. Бестужеву (1972)
Зарубежные классификации: 55
Слайд 56
Классификация нефтей по Б. Тиссо и Д. Вельте (1976)
Слайд 57
Химическая типизация нефтей по Ал.А.Петрову (1984) -по соотношению алканов, аренов и цикланов
Распределение различных классов углеводородов в нефтях и выделение двух типов нефтей А и Б (Ал.А. Петров, 1984). а диаграмма распределения углеводородов различных классов в нефтях: нефти типа Б, ○ нефти типа А; б относительное распределение алканов и цикланов в нефтях различных химических типов; в связь между суммарным содержанием в нефтях изопреноидных алканов и суммарным содержанием прочих изопарафинов: нефти типа А1, ○ нефти типа А2, нефти типа Б2 57
Слайд 58
Принципы классификации по Ал.А. Петрову
Хроматограммы нефтей Ал.А. Петров подразделил на две большие группы: нефти группы «А» и нефти группы «Б». Характерным признаком нефтей группы «А» является то, что на хроматограммах алканы нормального строения и изопренаны проявляются аналитически. На хроматограммах группы «Б»пики нормальных алканов отсутствуют. Таким образом, Ал.А. Петров выделил четыре группы нефтей: А1, А2, Б1, Б2, отличающиеся друг от друга по групповому и индивидуальному углеводородному составу. 58
Слайд 59
Основные отличия в групповом и индивидуальном углеводородном составе различных типов нефтей (по Ал.А. Петрову, 1984)
Слайд 60
Зональность распространения различных типов нефтей по глубине и возрасту вмещающих пород (Ал.А. Петров, 1984)
Выделенные типы нефтей образуют четко проявляющуюся зональность по глубине и по возрасту вмещающих пород 60
Слайд 61
Газоконденсаты
Газоконденсаты могут иметь различный генезис: На больших глубинах они соответствуют поздним стадиям катагенеза - это продукт высокотемпературного преобразования органического вещества. Если они встречены в верхних стратиграфических комплексах, а нижние горизонты нефтегазоносны, то это, как правило, легкие фракции нефтей, растворенные в сжатых газах (термическое фракционирование нефти). Фазовое состояние газогидратов зависит от температуры и давления. Газоконденсатная залежь представляет собой углеводородную систему, в которой при существующих термобарических условиях в парообразном состоянии находится часть жидких углеводородов (бензиново-керосиновые фракции, реже более высокомолекулярные углеводороды) 61
Слайд 62
От нефтяных залежей газоконденсатные отличаются однофазным парообразным состоянием углеводородного флюида, а от газовых наличием в состоянии обратного испарения жидкой фазы (конденсата). Решающее значение имеет давление, которое предопределяет минимальную глубину залегания газоконденсатной залежи, так как повышение температуры способствует только удержанию конденсата в состоянии ретроградного испарения. Фазовая диаграмма, иллюстрирующая ретроградные явления: 1 линии равных содержаний жидкой фазы; 2 область ретроградных процессов; ркр критическое давление; Ткр критическая температура; С критическая точка; рm криконденбар (Рмах существования газовой фазы), Tm крикондентерм (Тмах существования жидкости 62
Слайд 63
Продукты изменения нефтей –«природные битумы» или «эпинафтиды»
Битумы – в генетическом плане включает все родственные нефти твердые и жидкие вещества, а также их аналоги, образующиеся в результате термической деструкции органического вещества пород. Битумы (битумоид) – в аналитическом - природное вещество, растворимое в органических растворителях, например, в хролоформе, бензоле и т.п. В нефтяной геологии для обозначения только твердых или вязких битумов введено понятие «природные битумы» или «эпинафтиды» (А.А. Карцев, 1978), которое не включает горючие природные газы и нефти. 63
Слайд 64
Природные битумы – одно из направлений развития нефтяной геологии
Соотношение разведанных запасов легкой нефти, тяжелой нефти и природных битумов (И.В. Николин, 2007) Мировые запасы тяжелой нефти и битумов превышают запасы обычной («легкой») нефти. Скопления высоковязких нефтей и природных битумов сосредоточены в Западной Сибири, республиках Удмуртия и Коми, Архангельской области, Татарстане, на территории Сахалина, Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и др. Тяжелые нефти - источник металлов V, Ni 64
Слайд 65
Положение природных битумов в классификации нафтонитов
Нафтоиды («нефтеподобные» по В.А. Успенскому, 1936) особая генетическая ветвь природных битумов, не связанных с нефтью и представляющих из себя продукт термической деструкции органического вещества пород в условиях контактного метаморфизма. 65
Слайд 66
Генетические процессы битумогенеза по О.К. Баженовой (1979)
Гиперегенные (окисление, биодеградация, испарение) - до 60-80 оС Миграционно-фильтрационные(изменения состава нефтей в результате восходящей миграции и снижения давление в пласте – накопление высокомолекулярных- парафиновых, а также асфальтово-смолистых компонентов нефтей). Термально-метаморфические (продукты метаморфизма нефтей, а также пиролиза и возгонки органического вещества пород) Некоторые вещества (асфальтиты) могут быть продуктом всех этих процессов 66
Слайд 67
Схема образования нафтидов различных генетических линий (О.К. Баженова и др., 2004)
1 первичный продукт; 2 новообразованный продукт 67
Слайд 68
Мальта
МАЛЬТА (от греч. maltha, malthe - смесь воска и смолы) - вязкое, подвижное вещество, продукт преобразования (окисления, дегазации, испарения, полимеризации) нефтей в процессе разрушения залежей вблизи или на дневной поверхности. В классификации битумов мальты занимают промежуточное место между нефтями и асфальтами. Содержат наряду с углеводородами большое количество асфальтосмолистых компонентов. Элементный состав мальты (%): С 80-84; Н 10-12. Групповой состав (%): масла 40-65; смолы + асфальтены 35-60. Границы класса мальты определяются содержанием масел. Консистенция, плотность (970-1030 кг/м3), коксовое число (не более 10-15%) зависят в основном от соотношения смол и асфальтенов, при преобладании последних консистенция может быть твёрдой (t плавления не выше 40°С). Мировые запасы мальты исчисляются сотнями млрд. т, крупнейшие месторождения сосредоточены в Оринокском поясе тяжелых нефтей. В PФместорождения мальты обнаружены на севере восточной Сибири, в Тимано-Печорской и Волго-Уральской (Татария) нефтегазоносных провинциях. 68
Слайд 69
АСФАЛЬТ
АСФАЛЬТ (от греч. asphaltos - горная смола * а. asphalf; н. Asphalf; ф. asphalte; и. asfalto) - твёрдое или вязкое природное вещество почти чёрного цвета. Растворяется скипидаром, хлороформом, сероуглеродом, частично бензолом, спиртом. Элементный состав (%): С - 67-88, Н - 7-10, О - 2-23. Плотность 1000-1200 кг/м3; t плавления от 20 до 80-100°С. Образуется из некоторых нефтей в результате их окисления и испарения лёгких фракций. Представляет собой смесь окисленных углеводородов. Широко распространён в нефтегазоносных бассейнах в районах неглубокого залегания или выхода на поверхность продуктивных толщ. Асфальт насыщает поры песчаников, трещины и каверны известняков и доломитов, иногда образует мощную кору на поверхности больших "нефтяных озёр" (асфальтовый покров озера Мёртвое море; асфальтовое море на острове Тринидад). Содержание в породах от 2-3 до 20%. Месторожденияв РФ - в Самарской, Оренбургской областях, Коми, на севере Якутии, за рубежом - в Венесуэле, Канаде, Франции, Иордании, Израиле. Применяют главным образом в дорожном строительстве, электротехнике и химической промышленности. 69
Слайд 70
АСФАЛЬТИТЫ
АСФАЛЬТИТЫ (а. asphaltites; н. Asphal-tite; ф. asphaltites; и. asfaltitas) - одна из групп твёрдых природных битумов - производных нефти, образующихся в результате её изменений на поверхности земли или на небольших глубинах. Встречаются в виде жил и пластовых залежей. Асфальтиты растворимы в бензоле, хлороформе, сероуглероде. Элементный состав (%): С - 76-86, Н - 8-12, S - 0,25-9, N - 0,3-1,8, О - 2-9. Характерно высокое содержание Асфальтенов (до 70%) и относительно невысокое содержание масел (до 30%). Среди Асфальтитов различают гильсониты (плотность 1050-1150 кг/м3, t плавления 100-200°С) и более высокомолекулярные грэемиты (плотность 1150-1200 кг/м3, плавятся с разложением при t 200-300°С). 70
Слайд 71
ОЗОКЕРИТ
ОЗОКЕРИТ, горный воск (от греч. ozo - пахну и keros - воск) - минеральное вещество, природная смесь твёрдых углеводородов парафинового ряда (CnH2n+2) с жидкими нефтяными маслами и смолистыми веществами. Элементарный состав (%): С 84-86; Н 13,5-15. Представляет собой парафинистый осадок, выпадающий из нефти при её охлаждении в результате подъёма к поверхности по трещинам. Образует жильные заполнения пустот. Цвет от светло-жёлтого до почти чёрного. Консистенция от мягкой, пластичной до твёрдой, хрупкой. Плотность 850-1000 кг/м3. Плавится обычно при температуре 50-85°С, иногда выше. Крупнейшие месторождения в бывш. CCCP - на Украине (Львовская область), в Туркмении (полуостров Челекен), Узбекистане (Фергана); за рубежом - в Румынии и США (штат Юта). Озокерит используется в радио- и электротехнике как электроизоляционный материал, в химической промышленности при производстве лаков, в медицине для изготовления вазелина, мазей, кремов и др., а также для теплолечения (озокеритолечение). Разновидности: гумбед, бориславит, нефтегиль, цитризикит и др. 71
Слайд 72
Асфальты и тяжелая нефть
Под природным асфальтом понимается, в соответствии с зарубежными классификациями, группа вязких и твердых битумов, характеризующаяся удельным весом 1,0-1,1 г/cм3 и содержанием масел 25-50 %. Иногда в англоязычной литературе их называют еще “сверхтяжелой нефтью” (extraheavyoil) и “природными битумами” (naturalbitumen). Правда, в последнее время за рубежом и в отечественных классификациях наметилась тенденция к разделению двух названных продуктов. Например, в последних ежегодных обзорах Всемирного энергетического совета (ВЭС) сверхтяжелой нефтью считается естественный УВ-продукт со средней плотностью 1,018 г/см3, тогда как к природным асфальтам отнесены УВ со средней плотностью 1,037 г/см3. Соответственно меняется и содержание асфальтов в сырце: 61,9 и 69,6 %. Кроме того, природные асфальты характеризуются высокой динамической вязкостью – порядка 10 000 мПас 72
Слайд 73
Высоковязкие нефти, природные битумы и битуминозные пески относятся к группе трудноизвлекаемых полезных ископаемых и отличаются от обычных нефтей повышенной вязкостью и комплексным составом. Для промышленного освоения месторождений этих типов УВ требуются специальные технологии добычи, транспортировки и переработки, требующие повышенных энергетических и материальных затрат. 73
Слайд 74
Геологические обстановки формирования асфальтов и тяжелых нефтей
Поскольку природный асфальт является, как правило, продуктом разрушения нефтяных месторождений, то его залежи встречаются практически во всех нефтегазоносных бассейнах. Крупнейшие месторождения сверхтяжелой нефти и природных асфальтов приурочены к платформенным осадочным свитам, перекрывающим континентальные кратоны. Поднятие и эрозия подобных массивов создают условия для деградации УВ, преимущественно бактериальной, нефтяных скоплений и образованию сверхтяжелых и сверхвязких УВ (мальт и асфальтов) . Скопления природных асфальтов, различных по объемам запасов и ресурсов, выявлены во многих странах практически на всех континентах 74
Слайд 78
Составляющие среднесуточной добычи нефти в Канаде по годам (Искрицкая, 2006)
78 Основной прирост добычи – за счет битуминозных песков Объемы добычи песков и тяжелых нефтей больше чем легких
Слайд 79
Месторождения битуминозных песков Канады Нефтеносные пески Атабаски - большие месторождения битуминозных и нефтеносных песков (Битуминозные пески) расположены на севере провинции Альберта в Канаде, которые содержат в себе сырую нефть, кварцевый песок, глинозем и воду. Из трех месторождений в Альберте, месторождение Атабаски больше всего; есть также месторождения в Пис-ривер и Колд-лейк. Общая площадь нефтеносных песков Альберты 141 000 кв. км. Месторождение нефтеносных песков (Kalb)названо в честь реки Атабаска, которая течет по его центру: следы тяжелой нефти можно найти просто в устье этой реки. В первый раз нефтеносные пески описаны европейцами в 1788 году; залежи находятся на север и к северо-востоку от города Эдмонтон. 79
Слайд 80
Месторождения вязкой нефти и битумов на западе Канады
Южнее месторождений битуминозных песков имеются месторождения тяжелой нефти 80
Слайд 81
Добычу песков проводят главным образом карьерным, шахтным или скважинным способом. В настоящее время компании Shell, BP и прочие ещё не могут производить много нефти из нефтяных песков, но ими ведутся разработки в этом направлении. Производственные издержки на добычу из битуминозных песков только одного барреля нефти составляют от 18 до 23 долл. Специалисты банка Citibank исходят из того, что разработка нефтеносных песков целесообразна только тогда, когда цены на нефть не опускаются ниже 40 долл. США за баррель. 81
Слайд 82
Нефтеносные пески Альберты
82 20% могут быть добыты открытым способом (при глубине залегания до 100м) 80% требуют разработки пластов с помощью скважин: - гравитационного дренажа с закачкой пара - циклической закачки пара в пласт - закачки воздуха
Слайд 83
Открытая разработка обычно применяется к породам с содержанием битума больше чем 7%, хотя ключевые критерии для того, чтобы гарантировать устойчивую подачу на обогатительную фабрику включают в себя и сорт, и содержание шлама в несортированной руде, и распределение частиц по размерам. При карьерном способе добычи песок поступает на обогатительную фабрику, где с помощью горячей воды и каустической соды (NaOH) отделяют битум от песка и глины. После всех стадий переработки две тонны породы дают один баррель синтетической нефти. Очищенный песок ссыпают назад в карьеры (рекультивация земель), а жидкий шлам накапливают в хвостохранилищах (экологические проблемы). 83
Слайд 84
Технологии подземной добычи
Для получения вязкой нефти в Канаде используется ряд различных способов, включая обычную разработку первичными методами, закачку воды в грунт, нетрадиционную разработку первичными методами (холодная добыча) и, в меньшей степени, различные термические способы добычи с обработкой на месте. Задача нетрадиционных подземных способов добычи – снизить вязкость (и/или плотность) нефтепродуктов, что позволяет выводить их на поверхность скважинами. Многие приемы используемые для добычи тяжелой нефти применимы и для повышения нефтеотдачи традиционных залежей нефти. 84
Слайд 85
Оринокский нефтегазоносный бассейн Первая промышленная добыча нефти была начата в бассейне в 1911г. вблизи асфальтого «озера» Гуанако (о.Тринидат). Извлекаемые запасы нефти в бассейне оцениваются более чем в 5 млрд т (по данным озвученным US GeologicalSurvey 22 января 2010 геологические запасы оцениваются от 380-652 млрд. барелей, газа - свыше 2 трлн м3 (запасы попутного растворенного газа 53-262 трлн кубических футов или 1,5-7,4 трлн. м3). В нефтегазоносном бассейне известно более 250 нефтяных и 19 газовых месторождений, в том числе 70 нефтяных и более 10 газовых на о-ве Тринидад. 85
Слайд 86
Благодарю за внимание
86 Размер имеет значение. Провинция Альберта
РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ
«УТВЕРЖДАЮ»:
Проректор по учебной работе
_______________________ //
200__г.
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ НЕФТИ И ГАЗА
Учебно-методический комплекс
для студентов специальности 070700 «Теплофизика»
«______»___________200__г. д. г.-м. н., профессор
Рассмотрено на заседании кафедры механики многофазных систем 28.08.2008г. Протокол №1 Соответствует требованиям к содержанию, структуре и оформлению.
Объем 11 стр.
Зав. кафедрой ММС ________________________________________//
«______»___________ 200__ г. д. т.н., профессор
Рассмотрено на заседании УМК физического факультета 06.11.2008г. Протокол № 1
Соответствует ФГОС ВПО и учебному плану образовательной программы .
«СОГЛАСОВАНО»:
Председатель УМК _________________________________________//
«______»_____________200__ г. д. т.н., профессор
«СОГЛАСОВАНО»:
Зав. методическим отделом УМУ_______________________/Ф. И.О./
«______»_____________200__ г.
РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
ФИЗИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ
КАФЕДРА МЕХАНИКИ МНОГОФАЗНЫХ СИСТЕМ
ГЕОЛОГИЯ И ГЕОХИМИЯ НЕФТИ И ГАЗА
Учебно-методический комплекс
для студентов 3 курса очной формы обучения
специальности 070700 «Теплофизика»
Издательство
Тюменского государственного университета
В результате изучения курса «Геология и геохимия нефти и газа» студент должен знать: стратиграфический разрез осадочного чехла юрско-мелового возраста Тюменской области ; состав и свойства нафтидов; условия образования нефтегазогенерирующих пород и возможности генерации ими углеводородных флюидов различного фазового состояния и состава; уметь правильно использовать знания и навыки построения геологических, геохимических и др. карт и разрезов для целей открытия месторождений углеводородного сырья. Программа разработана для дневной формы обучения.
Общий объем курса 45 часов, в том числе лекций -34 часа, индивидуальной и самостоятельной работы студентов – 11 часов.
Программа составлена в соответствии с требованиями Государственных образовательных стандартов высшего профессионального образования РФ. Дисциплина «Геология и геохимия нефти и газа» читается в 6 семестре.
2. Тематический план дисциплины «Основы геологии и геохимии нефти и газа»
Наименование темы | Лекции (кол-во часов) | Индивид. и сам. работа (кол-во часов) | Формы контроля |
|
Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн; его характеристика и районирование. | ||||
Горючие ископаемые - нефть, газ, конденсат. | ||||
Литогенез, его стадии. | ||||
Природный резервуар. Коллекторы. Флюидоупоры. Ловушка. Залежь. Месторождение. | ||||
Физические поля: температура, давление. | ||||
Подземные воды. | Контрольная работа |
|||
Генерация УВ и формирование залежей углеводородного сырья. | ||||
Минерально-сырьевые ресурсы Тюменской области и месторождения строительных материалов . | ||||
Тема 1. Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн; его характеристика и районирование. Западно-Сибирский топливно-энергетический комплекс. Сейсморазведка. Поиск и разведка месторождений углеводородного сырья. Геофизическое исследование скважин. Нефтегазоносный бассейн. Разработка и эксплуатация месторождений нефти, газа, конденсата. Промышленная переработка нафтидов. Представление о стратиграфии мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Индексация продуктивных пластов. - 4 ч. |
Тема 2. Горючие ископаемые - нефть, газ, конденсат. Нафтиды, ценные полезные ископаемые. Геохимия нефти. Элементный, групповой, фракционный состав нефти. Основные физико-химические характеристики: плотность, вязкость, электропроводность , оптическая активность и др. Природный газ, состав. Основные физико-химические характеристики. Формы существования природных газов в природе: свободные, водорастворенные, попутные. Газогидраты. Конденсаты. Состав. Основные физико-химические характеристики. Особенности геохимии конденсатов. Принцип ретроградной конденсации. Первичные и вторичные конденсаты и закономерности распространения в вертикальном разрезе осадочных отложений мезозойского чехла Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. – 4 ч. |
|
Седиментогенез. Рассеянное органическое вещество. Его типы. Условия накопления исходного рассеянного ОВ. Битумоид, битумоидный коэффициент. Диагенез. Основные продукты преобразования РОВ на стадии диагенеза. Биопредшественники углеводородов. Катагенез. Продукты катагенетического преобразования рассеянного органического вещества. – 4 ч. |
|
Классификация. Породы-коллекторы нефти и газа. Классификация. Основные фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов: пористость, проницаемость. Лабораторные методы их определения. Остаточная водонасыщенность. Коэффициенты нефте-, газо - и водонасыщенности. Непроницаемые породы - флюидоупоры (покрышки). Нетрадиционные коллекторы . Ловушки нефти и газа. Основные типы ловушек. Классификация. Структурные и неструктурные ловушки. Принципы графического изображения ловушек. Залежь углеводородов. Элементы пластово-сводовой залежи. Водонефтяной, газонефтяной, газоводяной контакты. Построение структурной карты. Месторождение нефти, газа, конденсата. Классификации месторождений по основным признакам. Типизация месторождений нефти и газа по запасам. Построение геологического разреза месторождения. – 8 ч. |
|
Геотермический режим Западно-Сибирской плиты. Распределение температур в разрезе и на площади осадочного чехла Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Нестационарность геотемпературного поля Западно-Сибирского НГБ и ее причины. Геодинамика литосферы. Давление. Пластовое, горное, поровое давление. Понятие о приведенном давлении. Залежи с нормальным и аномальным (высокое и низкое) давлением. Причины формирования аномальных давлений. Особенности поля давлений мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирского НГБ. – 4 ч. |
Тема 6. Подземные воды. Происхождение. Состав. Классификация подземных вод нефтегазоносных бассейнов. Растворимость углеводородов различного фазового состояния в подземных водах. Возрожденные (элизионные) воды. Воды различных этапов литогенеза. – 2 ч. |
Тема 7. Генерация УВ и формирование залежей углеводородного сырья. Миграция флюидов в литосфере. Первичная, вторичная, третичная миграция углеводородов, их формы и движущие силы. Принцип дифференциального улавливания компонентов природных углеводородных систем на путях миграции и аккумуляции. Межфазовые взаимодействия в пористой среде на границе раздела фаз: а) пластовая вода - скелет коллектора; б) пластовая нефть - скелет коллектора; в) скелет коллектора - пластовая вода - пластовая нефть. Адсорбция электролитов и неэлектролитов в пористой среде. Происхождение нефти и газа. Органическая теория происхождения нефти. Гипотеза неорганического происхождения нефти. Генезис углеводородных и неуглеводородных компонентов природных газов. Современная модель нефтегазообразования и формирования залежей нефти. Стадийность генерации углеводородов различного состава и фазового состояния. Вертикальная геохимическая зональность в распределении углеводородов различного фазового состояния по разрезу осадочного чехла. Нефтегазогеологическое районирование ЗСНГБ. - 6 ч. |
Тема 8. Минерально-сырьевые ресурсы Тюменской области и месторождения строительных материалов. Особенности геологического строения приповерхностных отложений и закономерности размещения в них полезных ископаемых (строительные пески, глины, гравий). – 2 ч. |
4. Самостоятельная работа студентов.
Тема 3. Литогенез, его стадии.
Построение литологических полосок на примере геологических разрезов конкретных месторождений углеводородного сырья Тюменской области. Построение отложений осадочного чехла и выделение продуктивных пластов и горизонтов.
Тема 4. Природный резервуар. Коллекторы. Флюидоупоры. Ловушка. Залежь. Месторождение.
Построение карт, отображающих различные параметры залежей нефти, газа и конденсата.
Тема 5. Физические поля: температура, давление.
Выделение на картах геотемпературного поля и давлений участков распространения нефтепродуцирующих толщ, генерирующих углеводороды.
5. Контрольные вопросы.
1. Нефть, газ, конденсат - нафтиды. Общая характеристика углеводородных флюидов.
2. Химический состав и физические свойства нефти.
3. Химический состав и физические свойства природного газа.
4. Химический состав и физические свойства конденсата.
5. Природный резервуар. Порода - коллектор. Состав и коллекторские свойства горных пород.
6. Пористость: абсолютная, открытая, эффективная. Методы определения.
7. Проницаемость: абсолютная, диэлектрическая, фазовая, фазовая относительная.
8. Гранулометрический состав пород.
9. Неоднородность продуктивных пород.
10. Нефте - и газонасыщенность горных пород.
11. Подземные воды. Химический состав и физические свойства. Происхождение. Классификация.
12. Воды нефтяных и газовых месторождений.
13. Давление в нефтяных и газовых месторождениях.
14. Фазовые превращения в газоконденсатных залежах.
15. Температура в осадочном чехле. Тепловой поток. Геотермическая ступень. Геотермический градиент. Формирование геотемпературного поля в нефтегазоносных бассейнах.
16. Геотермический режим нефтегазоносных пластов.
17. Нефтеотдача и газоотдача пластов.
18. Химический состав и физические свойства газогидратов.
19. Молекулярно-поверхностные свойства системы: нефть - газ - вода - порода.
20. Взаимодействие в пористой среде на границе раздела фаз: пластовая вода - скелет горной породы.
21. Межфазовое взаимодействие на границе раздела фаз: пластовая нефть - скелет горной породы.
22. Явления, возникающие на контакте фаз: скелет коллектора - пластовая вода - пластовая нефть в пористой среде.
23. Адсорбция неэлектролитов в пористых средах.
24. Адсорбция электролитов в пористых средах.
25. Современные представления о генерации углеводородов и формировании их залежей.
26. Стадийность генерации углеводородов различного состава и фазового состояния.
27. Вертикальная геохимическая зональность.
28. Нефтегазогеологическое районирование.
30. Месторождения строительных материалов в Тюменской области.
31. Закономерности размещения полезных ископаемых в приповерхностных отложениях Уральского Федерального округа.
6. Перечень основной и дополнительной литературы.
Основная литература
1. , и др. Геология и геохимия нефти и газа. М.: Недра, 1982.
2. Вендельштейн разрезов скважин. методом потенциалов собственной поляризации. М.: Недра, 1966.
3. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика. М.: Недра, 1983.
4. Кобрамов свойства горных пород. М.: Гостехиздат, 1962.
5. Дахитов и магнитные методы исследования скважин. М.: Недра, 1980.
Дополнительная литература
1. Гужин -гамма метод исследования нефтяных скважин. М.: Недра, 1975.
2. , Кузнецов метод исследования скважин. М.: Недра, 1978.
II. Методические указания по Геологии и геохимии нефти и газа. ТюмГУ, 2008, 7с. (Электронный вариант).
III. Дидактические материалы для самоконтроля, текущего контроля знаний и