Геохимия нефти и газа. Геология и геохимия нефти и газа. Растворимость газа в воде

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).

Месторождения нефти и газа Залежи, содержащие нефть и/или газ, очень редко встречаются как разрозненные объекты по разрезу и по площади, они обычно концентрируются в определенных участках земной коры. Эти участки различны по структуре и генезису, но обладают общей важнейшей чертой: их строение обеспечивает формирование залежей нефти и газа и их сохранность (консервацию). Месторождение нефти и(или) газа - совокупность залежей данных полезных ископаемых, контролируемых единым структурным элементом и заключенных в недрах одной и той же площади (И. O. Брод). Месторождение нефти и/или газа – участок земной коры, заключающий обособленную совокупность залежей (одиночную залежь) нефти или газа в ловушках (ловушке), формирование которых обусловлено генезисом и строением этого участка (В. Б. Оленин) Более короткое определение - месторождение нефти u (или) газа - участок земной коры, содержащий в недрах совокупность залежей, объединяемых общими признаками, определяющими нефтегазонакопление (О. К. Баженова). Понятие месторождение включает не только совокупность залежей, но и весь объем земной коры, в котором заключены залежи нефти и(или) газа Месторождения не являются собственно местами их «рождения» , а представляют собой только участки их скопления.

Размеры месторождений нефти и газа Разные залежи одного месторождения могут быть разобщены в плане, но при этом контролироваться одной структурой. Не контролироваться одной структурой, например, нижний структурный этаж - складчатый (пластово-сводовая залежь), верхний моноклинальный (литологически экранировнная залежь). Они находятся в пределах одного участка земной коры, в недрах одной площади, т. е. обе залежи являются составной частью одного месторождения. Гигантское месторождение Боливар (Венесуэла), содержащее 325 залежей, сначала рассматривали как ряд независимых месторождений: Тиа-Хуана, Ла-Сали Лагунильяс, Ла-Роса и др. С позиций разведки и разработки месторождение - это отдельная залежь или группа залежей, имеющих в проекции на земную поверхность полное или частичное перекрытие их контуров нефтегазоносности. Площадь месторождений обычно находится в пределах от первых десятков до сотен км 2 , но известны и гигантские месторождения, площадь которых превышает 1000 км 2

Классификация месторождений нефти и/или газа Месторождения нефти и/или газа подразделяют по разным признакам: по запасам УВ-сырья; числу залежей; генезису и строению структурных форм, с которыми они связаны; составу флюидов; геотектоническому положению и др. По величине запасов УВ-сырья месторождения в России подразделяются на мелкие, средние, крупные и уникальные. м 3

Классификация месторождений нефти и/или газа В США по официально принятой классификации, предусматриваются следующие категории месторождений по величине начальных извлекаемых запасов: Крупные (large) - более 50 млн. баррелей (6, 8 млн т) нефти или более 300 млрд куб. футов (8, 5 млрд м 3) газа; Средние (medium) - от 25 до 50 млн баррелей (3, 4 -6, 8 млн т) нефти или 150 -300 млрд куб. футов (4, 2 -8, 5 млрд м 3) газа; Мелкие (small) -от 10 до 25 млн баррелей (1, 4 -3, 4 млн т) нефти или 60 -150 млрд куб. футов (1, 7 -4, 2 млрд м 3) газа; Очень мелкие (very small) - от 1 до 10 млн баррелей (0, 14 -1, 4 млн т) нефти или 7 -60 млрд куб. футов (0, 2 -1, 7 млрд м 3) газа; Мельчайшие (tiny) - от 0, 1 до 1 млн баррелей (0, 01 -0, 14 млн т) нефти или 1 -7 млрд куб. футов (0, 03 -0, 2 млрд м 3) газа; Нерентабельные (insignificant) - менее 0, 1 млн баррелей (0, 01 млн т) нефти или 1 млрд куб. футов (0, 03 млрд м 3) газа; Различия в количественном выделении категорий вызваны тем, что в России и США месторождения значительно разнятся по размерам. В России много месторождений с запасами более 60 млн т нефти, поэтому этот показатель принят для выделения категории крупных месторождений.

Классификация месторождений нефти и/или газа В США количество открытых месторождений очень велико - 31383 (из 41174 общего числа открытых в мире) нефтяных и 20290 (из 26557) газовых. Размеры их запасов преимущественно составляют от 1 до 100 млн баррелей (0, 14 -13, 7 млн. т). Поэтому в классификации месторождений по величине запасов очень дробно разделены месторождения с запасами менее 50 млн баррелей (6, 8 млн т). Аналогичная картина и для категорий месторождений газа. К градации " месторождение-гигант ". Этот термин (giant , monster oil field) был предложен в 1968 г. Б. Бибом и Б. Кертисом для месторождений с начальными извлекаемыми запасами свыше 100 млн баррелей (13, 7 млн т) нефти и 100 млрд куб. футов (2, 8 млрд м 3) газа. Для стран Ближнего и Среднего Востока, Африки, использование этой градации неприемлемо, здесь Р. Бурке и Ф. Гарднер к гигантам относят месторождения с запасами более 1 млрд баррелей (137 млн т) нефти и 1 трлн куб. футов (28 млрд м 3) газа. В обобщающей работе о гигантских месторождениях нефти всего мира, изданной под редакцией М. Хэлбути, в общемировом масштабе принят критерий 500 млн баррелей (68, 5 млн т).

Количество нефтяных и газовых месторождений в мире и их распределение по величине начальных извлекаемых запасов (ВНИИЗарубежгеология, 2003) Более всего в мире мельчайших месторождений -16838 (из 41174) нефтяных и 12700 (из 26557) газовых, менее всего мегагигантских - всего 2 нефтяных (газовые пока не открыты) и супергигантских - 50 нефтяных и 16 газовых.

Крупнейшие газовые месторождения мира (2000 г.) Из 23 -х крупнейших газовых месторождений мира начальные запасы которых на 2000 год составляли не менее 1 трлн м 3, почти половина (11) находится в России. Самое крупное, однако, принадлежит Катару Из остальных 11 месторождений еще 5 находятся на Ближнем Востоке (в том числе три в Иране), два в Европе (Норвегия и Нидерланды) и по одному в США, Алжире, Казахстане и Туркменистане. Большинство самых крупных газовых месторождений мира (28 из 44) было открыто в течение одного десятилетия: 1965 -1975 г. г.

Запасы нефти и газа Основная доля запасов нефти сосредоточена в месторождениях с начальными извлекаемыми запасами более 50 млн т нефти или 50 млрд м 3 газа, а большинство нефтяных месторождений мира содержат начальные извлекаемые запасы менее 10 млн т нефти или менее 10 млрд м 3 газа.

Классификация месторождений по типу флюида По типу флюидов месторождения подразделяются согласно фазовому составу таковых в залежах, т. е. выделяются нефтяные, газовые, газоконденсатные, если все залежи имеют один фазовый состав. Чаше встречаются месторождения, в которых присутствуют флюиды разного типа. При характеристике месторождения такого типа на первое место ставится флюид с наименьшей величиной запасов.

Классификации месторождений нефти и/или газа по генетическому и морфологическому признакам В основу типизации месторождений нефти и газа используются два основных признака - генетический и морфологический (основа классификация В. Б. Оленина). Типы выделяются на генетической основе, т. е. по процессам, приводящим к формированию тех или иных структурных форм-ловушек, которые доминируют в пределах данного месторождения. Классы - на основании характеристики строения структурных элементов, которыми выражены месторождения, причем в одних типах этот признак является морфологическим в других - генетическим, а чаще - морфогенетическим, т. е. морфология ловушки и залежи определяется генезисом того или иного структурного элемента. Совокупность ловушек, характерная для каждого класса месторождений, была установлена В. Б. Олениным на основе анализа хорошо изученных, характерных и по возможности крупных месторождений. По генетическому принципу выделяются семь типов месторождений, каждый из которых подразделяется на классы и подклассы

Тип I - месторождения структурных элементов голоморфного (полного) складкообразования. Залежи в этих месторождениях связаны с ловушками, представляющими собой нормальные складки с различным наклоном крыльев, косые и опрокинутые складки, образованные в результате тангенциального сжатия. Такие месторождения широко распространены в молодых складчатых областях, например, на Северном Сахалине, в Таджикистане, в Южной Туркмении, в Калифорнии; они приурочены к складчатым бортам краевых прогибов (Сев. Кавказ), к межгорным впадинам (Фергана). 2 класса месторождений: 1) линейных антиклиналей и брахиантиклиналей, не нарушенных разрывами; 2) линейных антиклиналей и брахиантиклиналей, осложненных разрывами. Месторождения второго класса гораздо более многочисленны, чем первого

Месторождения линейных антиклиналей и брахиантиклиналей, не нарушенных разрывами Типичны сводовые ловушки а) - Нефтегазовое месторождение Ляльмикар, Таджикистан б) - Нефтяное месторождение Санта-фе-Спрингс, Калифорния 1 – нефть, 2 – газ

Месторождения линейных антиклиналей и брахиантиклиналей, осложненных разрывами Типичны ловушки сводовые и экранированные по разрыву Охинское нефтяное месторождение (Сахалин) а - структурная карта по кровле пласта 3; б- геологический разрез; Эхабинское нефтяное месторождение 1 - пески и песчаники; 1 - изогипсы по кровле XIII пласта; 2 - изогипсы кровли пласта, м; 2 - контур нефтеносности; 3 - разрывные нарушения; 3 - разрывы; 4 - нефть; 5 - газ; 4 - нефтеносные горизонты: 6 - глинистые, 7 - песчаные породи 5 - выход пласта на поверхность; 6 - контур нефтеносности.

Месторождения линейных антиклиналей и брахиантиклиналей, осложненных разрывами Типичны ловушки сводовые и экранированные по разрыву Западная Туркмения Месторождения Небитдаг Месторождения Кумдаг. 1 - сбросы; 2 - нефть.

Месторождения линейных антиклиналей и брахиантиклиналей, осложненных разрывами Южно-Каспийский НГБ (Азербайджан) Нефтяное месторождение Банка Дарвина с глубоко размытой продуктивной свитой на своде, осложненное продольным нарушением: а - в плане (стратоизогипсы проведены по кровле надкирмакинской глинистой толщи б – в поперечном сечении.

Месторождения структурных элементов диапиризма Структурные элементы диапиризма формируются длительное время в процессе седиментации, неравномерный рост поднятий сопровождается перерывами в осадконакоплении и размывами. Для них свойственно увеличение мощности на крыльях, а также прорыв и выжимание пластичных пород, сопровождающееся образованием разрывов. Ловушки и залежи, характерные для этого типа, разнообразны: пластовые сводовые, осложненные разрывами, экранированные разрывом, стратиграфически экранированные (поверхностью несогласия) и литологически экранированные, в том числе ядром диапира. Выделяется 3 класса: 3) непрорванных соляных куполов, 4) закрытых диапиров, 5) открытых диапиров

Непрорванных соляных куполов Непрорванные соляные купола не являются собственно диапирами, так как соляное ядро не находится в тектоническом контакте со слоями крыльев, но генетически они тесно связаны с соляными диапирами и отражают начальную стадию их развития, за которой следует образование закрытых, а затем открытых диапиров. Типичны ловушки сводовые, экранированные по разрыву, по поверхности несогласия, выклинивающиеся. Нефтяное месторождение Макат Прикаспийский НГБ

Класс закрытых диапиров Типичны ловушки экранирования ядром диапира, по разрыву, по поверхности несогласия, выклинивающиеся, сводовые, линзы выветривания Структурные ловушки, связанные с солью Нефтяное месторождение Косчагыл Прикаспийский НГБ 1 – песчаники; 2 – нефтяная залежь; 3 - соль Нефтегазоконденсатное месторождение Песчаный-море (Южно-Каспийский НГБ). 1 - грязевой вулкан;

Класс закрытых диапиров Геологический разрез месторождения Кенкияк Типичны сводовые ловушки, экранирования: ядром диапира, по разрыву, по поверхности несогласия 1 - соленосные отложения; 2 - песчаники; 3 - залежи нефти; 4 - известняки; 5 - сбросы

Класс открытых диапиров Типичны ловушки экранирования ядром диапира, по разрыву, по поверхности несогласия, выклинивающиеся. Южно-Каспийски НГБ Нефтегазоконденсатное месторождение Нефтяные Камни 1 - разрывные нарушения; Нефтяное месторождение Зых 2 - нефть; 3 - газ; Брахиантиклиналь, осложненное грязевым 4 - брекчированные породы вулканом

Тип III, месторождения отраженного складкообразования Наиболее распространенный тип месторождений; Включает 2 класса месторождений: 6) куполов, брахиантиклиналей и антиклиналей платформенного типа (подклассы: А - пологих складок, Б - флексур) 7) платформенных синклиналей (характерны залежи в синклинальных изгибах).

Месторождения куполов, брахиантиклиналей и антиклиналей платформенного типа В 6 класс объединяют месторождения, структура которых сформировалась вследствие отраженной или глыбовой складчатости. Ловушки могут быть как конседиментационными, так и постседиментационными. Во всех случаях их формирование связано с вертикальными движениями блоков фундамента. Это могут быть структуры облекания выступов фундамента, изгибы слоев, возникающие над разрывами, флексуры. Как правило, это симметричные, пологие складки с наклоном крыльев от долей до нескольких градусов. С глубиной их наклон обычно увеличивается, иногда достигая 5 -10°, преимущественно это брахиантиклинали, купола.

Месторождения куполов, брахиантиклиналей и антиклиналей платформенного типа Часто присутствуют неправильные формы, осложненные структурными носами и раздувами типа плакантиклиналей. Наряду с одновершинными структурами встречаются более сложные, в которых каждая объединяет несколько замкнутых вершин. Складка часто выражена не по всем горизонтам, возрожденные и погребенные поднятия - типичные структуры платформ. Месторождений этого класса известно около 20 тысяч, среди которых есть гиганты (Ромашкинское, Уренгой, Самотлор, Штокмановское) и очень крупные (Усть- Балыкское, Ново-Елховское, Бованенковское и др).

Месторождения куполов, брахиантиклиналей и антиклиналей платформенного типа Типичны ловушки сводовые (а), как пластовые, так и массивные; экранирования: по поверхности несогласия (б) , выклинивающиеся (в), седиментационные линзы (г) Усинское нефтяное месторождение (Тимано-Печорский НГБ) А – пологих структур; Б - флексур Месторождения распространены на платформах, но такие структуры свойственны и заключительным стадиям развития межгорных впадин, платформенным бортам краевых прогибов.

Самотлорское нефтегазоконденсатное месторождение Максимальная амплитуда складки 160 м (по валанжину), вверх убывает до 40 м. На месторождении расположено 19 залежей, все сводовые, шесть из них осложнены литологическим экранированием. Залежь пластов АВ 1 -АВ 5 образуют крупную сводовую массивную газонефтяную залежь, высота ее 100 м. Высота газовой шапки до 40 м. Залежи пластов БВ 8 и БВ 10 – пластово сводовые. Крупнейшее в Западно-Сибирском НГБ и в России месторождение нефти. Доказанные запасы - 2, 7 млрд т. Открыто в 1965 г. Разрабатывается с 1969 г. Залежи на глубине 1750- 2230 м. Начальный дебит нефти - 47- 200 т/сут. Пик добычи нефти (около 150 млн т. в год) - начало 80 -х годов XX века. Пробурено 16 700 скважин, добыто более 2, 3 млрд т нефти.

Ромашкинское месторождение Было первым в России гигантом. Это крупная (65 x 70 км) пологая складка, осложняющая Южно -Татарский свод, амплитуда поднятия по девонским отложениям 50 м. Продуктивность связана с отложениями терригенного девона и карбона. Залежи сводовые, часто с литологическим экранированием и литологически ограниченные со всех сторон. Крупнейшее месторождение Волго-Уральского НГБ Открыто в 1948 году. Доказанные извлекаемые запасы - 2, 3- 2, 7 млрд т. Залежи на глубине 0, 6- 1, 8 км. Плотность нефти 0, 80- 0, 82 г/см³, содержание серы 1, 5- 2, 1 %. На 2006 г. выработано более, чем на 80 % (около 1, 9 млрд т.)

Ново-Елховское нефтяное месторождение (Волго-Уральский НГБ) Ново-Елховское месторождение - многопластовое. Продуктивны песчаники и алевролиты Д 3 (пашийский, кыновский горизонты), С 1 (бобриковский, тульский горизонты) и карбонатные отложения С 1 -2 (турнейский, башкирский и московский ярусы). Основные запасы нефти содержатся в терригенных пластах кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона. Пластово-сводовые, сводовые массивные и литологически ограниченные залежи

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение Крупнейшее в России по запасам газа (10200 млрд. м 3) месторождение. Залежь газа в верхнем апт-сеноманском комплексе – сводовая массивная, Залежи неокомского комплекса – пластовые сводовые и литологически ограниченные.

Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение (Лено-Тунгусский НГБ) Приурочено к центральной части Камовского свода Байкитской антеклизы Сибирской платформы Месторождение нефтегазоконденсатное, залежь массивная, литологически и тектонически экранированная, коллекторы карбонатные, с трещинным и каверновым типом пустотного пространства Нефти метановые, малопарафинистые, легкие Нефтегазовая залежь, приуроченная к докембрийским отложениям, Залежь разбита серией субвертикальных разрывных нарушений на блоки.

Нефтяное месторождение Гхавар, Саудовская Аравия (Закономерн. распред…. , 1976) Крупнейшее по запасам нефти нефтегазовое месторождение-гигант в Саудовской Аравии. Размеры 280 км на 30 км, является крупнейшим разрабатываемым месторождением нефти в мире. Залежи на глубине 1, 5 - 3 км. Начальные запасы нефти 10, 14 млрд. т, газа 1, 01 млрд. м³. Плотность нефти 0, 85 г/см³, содержание серы 1, 66%.

Тип IV, месторождения разрывообразования Включает три класса: 8 8) приразрывных моноклинальных участков; 9 9) приразрывных 10 трещиноватых участков, Типичны ловушки: 10) горсты. 8) сводовые, экранированные по разрыву 9) линзы тектонической трещиноватости; Месторождения 10) пластовые и массивные тектонически этого типа экранированные немногочисленны.

Тип V, биогенные 11) Рифовых массивов Типичны ловушки: сводовые, биогенные выступы, выклинивающиеся Харьягинское месторождение, Тимано-Печорский НГБ 1 - песчаники и алевролиты; 2 - глины и аргиллиты; 3 - известняки; 4 - рифогенные известняки; 5 - доломиты; 6 - известняки глинистые; 7 -- нефть

Рифовых массивов Месторождения этого класса включают как единичные рифовые массивы (а) - единичные рифовые постройки, атоллы, так и цепочки (б) а барьерных рифов, архипелаги Ишимбаевское месторождение 1 - изогнисы по поверхности артинских известняков; 2 - контур нефтеносности; 3 - скважины б Приурочено к сложному рифовому массиву (Р 1), состоящего из пяти рифов, образующих единую залежь Столяровское нефтяное месторождение а - структурная карта; б - профиль по линии АБ: 1 - изогипсы; 2 - контур нефтеносности; 3 - скважины, давшие нефть; 4 - законтурные

Рифовых массивов Массивная залежь в биогенном массиве Карачаганакскос газоконденсатное месторождение Разрез массивной залежи в теле рифа. Состав отложений резервуара: 1 - слоистые известняки; 2 - ядра рифовых массивов; 3 - обломочный шлейф; 4 - осадки внутририфовой лагуны; 5 - ангидриты

Массивная залежь в биогенном выступе, экранированная кунгурской соленой покрышкой Месторождение Тенгиз Открыто в 1979 г. Размеры структуры по отложениям башкирского яруса С 2 - 30 x 30 км, высота около 2000 м. Этаж нефтеносности доказан бурением в интервале 3940 - 5400 м. ВНК не вскрыт. Доказанная высота залежи 1460 м. Начальные извлекаемые запасы – 735 млн. т. Начальные дебиты нефти составляют- 150 -600 т/сут. Нефть легка (0, 79 - 0, 80 г/см 3)

Геологический профиль через Каратонско-Тенгизскую зону нефтегазонакопления Месторождение Тенгиз открыто в 1979 г. Массивная залежь в биогенном выступе, экранированная кунгурской соленой покрышкой Размеры структуры по отложениям башкирского яруса С 2 - 30 x 30 км, высота около 2000 м. Этаж нефтеносности доказан бурением в интервале 3940 - 5400 м. ВНК не вскрыт. Доказанная высота залежи 1460 м. Начальные извлекаемые запасы нефти – 735 млн. т. Начальные дебиты нефти составляют- 150 -600 т/сут.

Месторождения седиментогенных структурных элементов 12) участков выклинивания на моноклинали; 13) локальных песчаных скоплений с подклассами: А (баров), Б (русловых тел) и В (связанный с клиноформами). Месторождения этого типа формируются при движении терригенного материала от источника сноса к бассейну седиментации. Вблизи источника сноса - это в основном литологически ограниченные ловушки в аллювиальных отложениях или руслах палеорек (Б). Более крупные формируются в прирусловых валах, барах и косах (А). Наиболее благоприятные условия для формирования ловушек создаются в дельтовых, авандельтовых отложениях (В).

Локальных песчаных скоплений Западно-Сургутское нефтяное месторождение 1 - песчаники; 2 - алевролиты; 3, 4 - глины; 5 - переслаивание глин и алевролитов Палеогеографический разрез баровых отложений горизонта БС 10 На стороне бара, обращенной к открытому морю, контакт песчаного тела с вмещающими глинистыми отложениями обычно резкий, а на стороне, обращенной к берегу, песчаники постепенно переходят в глины

Локальных песчаных скоплений в руслах древних рек Эти тела отличаются от баров вогнутой нижней поверхностью, извилистой формой в плане, разнородным составом слагающего материала Ловушка речного типа, шнурковая. Волго-Уральский НГБ, Арланское месторождение, алексинскии горизонт (C 1 v)

Клиноформные ловушки Приобское нефтяное месторождение (Западно-Сибирский НГБ). Клиноформные ловушки и связанные с ними месторождения формируются в конусах выноса песчаного материала. Они являются как глубоководными конусами выноса, так и погребенными авандельтами.

Месторождения эрозионно-денудационных структурных элементов 14) погребенных возвышенностей палеорельефа; 15) моноклиналей, срезанных поверхностью углового несогласия; 16) участков распространения трещин и каверн под поверхностью размыва. Образование месторождений погребенных 14 возвышенностей палеорельефа обусловлено эрозией, приведшей к значительному расчленению 15 рельефа. 16 В типичную совокупность ловушек месторождений входят эрозионные выступы погребенных возвышенностей палеорельефа (14 а) , а также сводовые ловушки (14 б) в осадочном комплексе, облекающем эти возвышенности.

Месторождение Хасси-Мессауд - сформировано на вершине эрозионного выступа под поверхностью регионального несогласия. Извлекаемые запасы - более 5 млрд т. Массивная залежь в кровельной части кембрийских отложений (кварцитопесчаники с низкой пористостью). Диаметр структуры 40 -45 км, амплитуда 300 м. Горизонты палеозоя перекрываются мощной глинисто- соленосной толщей триаса и юры. Промышленные притоки нефти получены только на тех участках поднятия, где кембрийские отложения выведены на поверхность несогласия и подверглись предмезозойскому размыву. Мощность залежи 280 м.

Месторождения моноклиналей срезанных поверхностью углового несогласия Стратиграфически экранированная залежь Месторождение Ист-Тексас Месторождение Прадхо-Бей а - структурная карта по кровле песчаников (К 2); 1 - нефть; 2 - газ; 3 - вода; б – геологический разрез; 4 - поверхность 1 - изогипсы, м; 2 - граница залежи: стратиграфического несогласия 3 - нефть; 4 – известняки, 5 - водонасыщенные известняки; 6 - глины: 7 - поверхность стратиграфического несогласия

Месторождения участков распространения трещин и каверн под поверхностью размыва. Месторождения 16 класса очень редки Примером может служить месторождение Халдиманад на северном берегу оз. Эри, в канадской провинции Онтарио. Продуктивные известняки О 2 , отделенные от вышележащих пород поверхностью размыва, участвуют в строении крупной моноклинали. Однако моноклиналь не определяла морфологию месторождения и не контролировала образование заключенных в нем ловушек. Месторождение представляет собой крупный участок распространения линз выветривания под поверхностью размыва, возникших в результате выщелачивания карбонатного комплекса среднего ордовика при осушении этого участка земной коры в послесреднеордовикское время.

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 С1С4меняться в пределах 0,5552,074. 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)