69. Механизмы формирования, условия сохранения и разрушения залежей нефти и газа. Процесс формирования нефти


Процесс - формирование - залежи

Процесс - формирование - залежи

Cтраница 1

Процессы формирования залежей и характер их размещения определяются положением в разрезе материнских толщ, характером плохопроницаемых покрышек, их мощностями, выдержанностью по площади, соотношением с пластами-коллекторами. Существенно влияет также степень преобразованности пород и вторичные изменения в них, о чем уже говорилось в предыдущих главах.  [1]

Процесс формирования залежей углеводородов сопровождался вытеснением воды из пор, каверн и трещин.  [2]

Процесс формирования залежей нефти в фундаменте по времени можно, вероятно, разделить на два основных этапа. Первый - охватывающий юрский, меловой и первую половину палеогенового периода, следует рассматривать как накопительный, когда нефтяной флюид различными путями проникал и насыщал породы фундамента. Второй - начавшийся с олигоцена и, вероятно, не закончившийся до сих пор, можно трактовать как миграционный этап формирования залежей. Он тесно связан и обусловлен оживлением тектоники в пределах южного шельфа Вьетнама, да и всего Зондского шельфа.  [3]

О связи горизонтов в процессе формирования залежей свидетельствуют и одинаковые начальные пластовые давления в нижнем ангидритовом горизонте ( 235 4), свите медистых песчаников ( 241 2) и верхнем карбоне ( 247 9), различающееся только на вес столба газа.  [5]

Изучение условий образования связанной нефти проливает свет на процессы формирования залежей. В связи с этим возникает целесообразность в детальном исследовании этого процесса, включая вопросы качественной и количественной характеристики нефти, геологии, физики и термодинамики пластовых систем, содержащих связанную нефть.  [6]

Насыщенные газоконденсатные пластовые системы образуются, если в процессах формирования залежей имеются источники снабжения газовой фазы высококипящими углеводородами.  [7]

Фазовое обособление нефти и газа может происходить либо в процессе формирования залежей, либо при последующем их переформировании и расформировании.  [8]

Здесь, пишет он, наблюдается такая картина: формирование нефтяных и газовых залежей завершается при погружении предполагаемых материнских свит на сравнительно небольшие глубины, а когда эти глубины возрастают, процессы формирования залежей в тех же свитах уже не возобновляются [ 42, с. Следовательно, для образования залежей нефти, по-видимому, достаточны давление до 104 ат и температура около 25 С.  [9]

Наиболее тесно поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений связаны с геологией каустобиолитов и учением о нефти, в которых изучают процессы образования в земной коре нефти, углеводородных газов и твердых битумов, процессы формирования залежей этих ископаемых, закономерности пространственного размещения и условия их сохранности. Учение о нефти является теоретической основой поисков и разведки.  [10]

При очередном изменении общего тектонического плана отложений, заключающих нефть, флюиды должны вновь претерпеть изменения в условиях залегания. Процессы формирования залежей могут продолжаться и в периоды затишья тектонических процессов под влиянием уже других факторов, допустим, гидравлического при условии наличия областей питания и разгрузки коллекторов нефти от воды.  [11]

В истории земли эпохи энергичного движения ее коры, эпохи складкообразования сменяются периодами относительного затишья в проявлении тектонических сил. Периоды относительного покоя отражаются и на процессе формирования залежей нефти и газа. Условия, вызывающие внерезервуарную миграцию, не исчезают полностью, уменьшается лишь их значение; внерезервуарная миграция не исчезает полностью, а лишь сокращается. Основное значение начинает приобретать внутрирезер-вуарная миграция, которая в периоды относительного покоя имеет основное значение в формировании залежей, хотя она существует и в периоды складкообразования.  [12]

В истории земли эпохи энергичного движения ее коры, эпохи складкообразования, сменяются периодами относительного покоя, периодами относительного затишья в проявлении тектонических сил. Периоды относительного покоя отражаются и на процессе формирования залежей нефти и газа. В периоды затишья значительно ухудшаются условия, вызывающие внерезервуарную миграцию. Эти условия не исчезают полностью, а уменьшается лишь их значение; внерезервуарная миграция не исчезает полностью, а лишь сокращается. Основное значение начинает приобретать внутрирезервуарная миграция. Внутрирезервуарная миграция в периоды относительного покоя выступает на первый план в условиях формирования залежей, хотя она существует и в периоды складкообразования.  [13]

Однако из этого правила имеются и исключения. Это вызывает необходимость проверить сделанный вывод о завершении процесса формирования залежей в девоне иным путем. Одним из критериев проверки может быть количество газовой фазы в ловушке.  [14]

Попав из своей горячей купели в пористые породы, нефть начинает новую подземную жизнь. Пока еще нет месторождений, флюиды нефти и газа рассеяны в пластовых водах, но процесс формирования залежей уже начался. Чтобы он благополучно завершился необходимо стечение целого ряда обстоятельств. Посмотрим, в чем они заключаются.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

69. Механизмы формирования, условия сохранения и разрушения залежей нефти и газа.

Согласно наиболее распространенному в настоящее время пред­ставлению об образовании нефтяных месторождений нефть перво­начально возникла в особых материнских породах, откуда в даль­нейшем мигрировала в пористые пласты-коллекторы и образовала залежи, явившиеся объектом промышленной разработки.

Этот процесс по И. М. Губкину происходил еще до возникнове­ния антиклинальных складок. Образование последних привело к со­зданию нефтяных залежей, причем нефтесборной площадью были не только участки, расположенные в границах вновь возникших антиклиналей, но и соседние синклинальные зоны, зоны депрессий, откуда нефть и газы, находившиеся подводой, устремлялись к наи­высшим точкам поднятая.

Дальнейшие тектонические движения могли вызвать изменение форм возникших антиклиналей и даже образование новых складок, что неизбежно должно было привести к перераспределению уже об­разовавшиеся внутри структуры нефтяных залежей, так как по­следние все время приспособляются к новым структурным условиям.

Разрушение структур в результате денудационных процессов влечет за собой разрушение нефтяных залежей. Однако разрушение последних происходит не только вследствие денудации. Несомненно, большую роль в этом отношении играют явления химического по­рядка, способствующие превращению нефти в малоподвижные твердые и полутвердые углеводороды, а также бактериальные процессы, которые в конечном итоге могут привести: к полному уни­чтожению нефти как полезного ископаемого.

На то, что процессы разрушения нефтяных залежей бактериями действительно происходят в природе, указывает образование в озокеритовых месторождениях альгаритов, являющихся продук­тами бактериального разложения озокеритов. Общеизвестна также способность некоторых бактерий окислять в сравнительно корот­кий срок значительные количества нефти до воды или углекислоты.

Однако разрушением залежи нефти в результате денудации и биохимических процессов не исчерпываются те факторы, которые в конечном итоге приводят к уничтожению нефтяной залежь.

Естественное истощение нефтяной залежи может начаться еще до того, как вмещающие ее породы будут выведены на поверхность, вследствие образования трещин, по которым может происходить в достаточной мере интенсивная миграция нефти и газа из недр.

При отсутствии трещин сколько-нибудь значительное продвиже­ние жидкой нефти поперек напластования пород вряд ли возможно.

Для газа возможности миграции, несомненно, более благопри­ятны. Однако мало вероятно, что они могут при ненарушенном тре­щинами, разрывами залегании пород привести к истощению за­лежи.

В толще осадочных пород, расположенных над нефтегазовыми залежами, встречаются пласты, все поры и трещины которых за­полнены водой, а также пласты, норы и трещины которых частично или полностью свободны, т. е. содержат газ под тем или иным да­влением. Через пласты, имеющие свободные, сообщающиеся между собой поры и трещины, происходит эффузия газа, а через вещество породы — диффузия. При наличии сплошных и пористых слоев явления эффузии и диффузии тесно сочетаются друг с другом.

В результате этих явлений сохранность газовой залежи при отсутствии интенсивных процессов, восполняющих потери газа была бы за геологическое время совершенно невозможной. Однако, поскольку практически нельзя допускать, что в пределах какой-либо осадочной толщи отсутствуют прослои, насыщенные водой, процессы эффузии в природе в таких масштабах не происходят, а диффузия газа по сравнению с эффузионным потоком весьма незначительна. Этим, повидимому, можно объяснить тот факт, что до настоящего времени в палеозойских отложениях известны ог­ромные промышленные скопления газа.

Передвижение углеводородов сопровождается дальнейшими хими­ческими и физическими преобразованиями, в результате которых и возникают разнообразные углеводородные соединения.

Длинный путь ведет от рыхлого песка и ила к образованию плотного песчаника, сланцеватой глины или известняка. Жизнь углеводородных соединений не отделима от жизни и развития со­держащих их отложений. Это происходит не потому, что глины служат катализатором при образовании битумов, и не только потому, что образовавшиеся масла, смолы и асфальтены входят в химическое взаимодействие с окружающей породой, но и потому, что превра­щение осадка в породу меняет его физические свойства, а следова­тельно, меняет и его взаимоотношение с содержащимися в нем подвижными веществами. При погребении осадка происходит все большее его уплотнение и перемещение насыщающих его подвиж­ных веществ в менее уплотненные зоны. Если нефтематеринская формация содержит в себе прослои и линзы песков или включения каких-нибудь других мало уплотняющихся осадков, то подвижные вещества перемещаются в них. Этому содействует капиллярный фактор. Более проницаемые породы с заключенными в них подвиж­ными веществами оказываются окруженными слабопроницаемыми породами с субкапиллярными порами, заполненными водой. При та­ком сочетании вода стремится вытеснить нефть в более крупно­пористые зоны и во всяком случае удержать в них нефть. Подвижные вещества дифференцируются. Газ и нефть всплывают над водой, образуя залежи этих полезных ископаемых.

Примером залежей нефти, образовавшихся, по-видимому, в мате­ринской свите по описанной выше схеме, могут служить залежи в песчаных скоплениях, которые заключены в толще глин олиго-ценового возраста (майкопская свита) Кавказа.

В тех случаях, когда возникновение нефтяных углеводородных соединений связано с карбонатными илами, природным резервуаром может служить в целом толща, в которой произошло образование нефти и газа.

На первом же этапе формирования залежей может происходить не только их образование, но и разрушение. Процессы образования и разрушения тесно переплетаются между собой. Те же причины, которые вначале способствуют образованию залежи, а в дальнейшем могут явиться причиной ее разрушения.

Так, в период формирования нефти биологические процессы, т, е. всевозможные биохимические реакции, помогают образованию нефти и газа. Но те же процессы при развитии бактерий, разлага­ющих углеводороды, могут привести к превращению нефти целиком в газ, а иногда к уничтожению и газообразных углеводородов.

Стадия накопления осадка в морских бассейнах нередко сме­няется эпохой мощных тектонических и горообразующих процессов или колебательных движений сравнительно малого масштаба. Толща пород, заключающая нефтематеринские слои, под действием текто­нических сил сминается в складки. Антиклинальные складки, выведенные на поверхность, подвергаются интенсивному разруше­нию поверхностными агентами и разбиваются многочисленными разрывами. Динамическое давление распределяется по площади неравномерно. При орогенических процессах перемещение подвиж­ных веществ совершается не только под влиянием геостатического, но и динамического давления.

Подвижные вещества могут перемещаться по порам, трещинам и разломам. При передвижении подвижных веществ по трещинам существенную роль приобретает гидравлический фактор. Поток воды, устремляющийся в область наименьшего давления, увлекает за собой различные углеводородные соединения, перенося их на значительные расстояния. При движении этого смешанного потока проявляется новый фактор — гравитационный. Под влиянием раз­ности в плотностях различных веществ, входящих в состав потока, который передвигается по трещинам, они стремятся разделиться — дифференцироваться. Газ, находящийся в свободном (нерастворенном) состоянии, в своем движении обгоняет нефть и воду. Жидкие углеводороды, всплывая над водой, стремятся обогнать ее. Замыка­ние трещин, переходящих неоднократно вновь в зияющие, сопро­вождается резкими перепадами давления и усложнением процесса миграции за счет энергии расширяющегося газа.

В случае сообщения крупной трещины или разлома, по которому происходит подобное движение подвижных веществ, с поверхностью создается наибольший перепад давления; при этом описанный выше процесс протекает наиболее бурно, и на поверхности наблю­даются газовые выбросы, достигающие иногда весьма значительных размеров. Так как при своем движении поток захватывает, растирает и перемешивает породы, то и они вместе с ним в виде грязи извер­гаются на поверхность. Конусообразные скопления грязи на поверх­ности образуют сальзы и грифоны, а иногда огромные грязевые вулканы. Особенно резко такие процессы выражены в геосинкли­нальных областях.

Внерезервуарная миграция, носящая по своему масштабу региональный характер, является естественным следствием динамического и геостатического давлений на горные породы, содержащие углеводородные соединения. Внерезервуарная мигра­ция — передвижение подвижных веществ по тонкопористым поро­дам — не только ведет к перемещению нефти и газа в природные резервуары, но и может вызвать полное уничтожение за­лежей.

Слабее выражается внерезервуарная миграция в платформенных областях. Вместо мощных толщ терригенных отложений геосинкли­нальных областей здесь отлагаются осадки меньшей мощности с преобладанием карбонатов. Результатом проявления тектониче­ских сил являются пологие изгибы осадочных толщ. Образующиеся складки более пологи, углы падения на их крыльях измеряются иногда долями градуса (превышение всего несколько метров на 1 км). Динамический фактор меньше влияет на процесс выжимания подвижных веществ, чем в геосинклинальной области. Внерезер­вуарная миграция затруднена не только из-за ослабления сил, вызывающих ее, но и из-за характера пород, слагающих разрез. Поэтому она протекает спокойнее и медленнее, чем в геосинклиналь­ных областях, и проявляется в значительно меньшем диапазоне разреза.

В истории земли эпохи энергичного движения ее коры, эпохи складкообразования сменяются периодами относительного затишья в проявлении тектонических сил. Периоды относительного покоя отражаются и на процессе формирования залежей нефти и газа. Условия, вызывающие внерезервуарную миграцию, не исчезают полностью, уменьшается лишь их значение; внерезервуарная мигра­ция не исчезает полностью, а лишь сокращается. Основное значение начинает приобретать внутрирезервуарная мигра­ция, которая в периоды относительного покоя имеет основное значение в формировании залежей, хотя она существует и в периоды складкообразования.

Итак, в результате внерезервуарной миграции подвижные ве­щества могут попасть в природные резервуары. Здесь они продол­жают перемещаться, т. е. происходит внутрирезервуарная мигра­ция. При внутрирезервуарной миграции роль различных факторов, определяющих образование скоплений нефти и газа, зависит в основном от проницаемости коллектора, его насыщенности водой и от движения воды. Для хорошо проницаемых коллекторов, насы­щенных водой, которая находится в покое, формирование залежей обусловливается гравитационным фактором. При наличии хотя бы небольшого уклона углеводородные соединения двигаются под кровлей вверх по ее уклону до встречи с ловушкой.

Растворенный газ выделяется из нефти или воды тогда, когда давление оказывается равным давлению насыщения; только в этом случае может образоваться газовая шапка или газовая залежь над водой. В резервуаре жидкость находится, как правило, под гидро­статическим давлением. Наименьшее гидростатическое давление наблюдается в наиболее высоко поднятых частях резервуара, наи­большее — в наиболее опущенных. Следовательно, выделение рас­творенного газа из жидкости (нефти или воды) с образованием свободного скопления будет происходить в приподнятых участках резервуара, в сводах антиклинальных складок, у кровли выступов массивных резервуаров, в головах моноклинально падающих пла­стов (А. Л. Козлов).

При наличии в резервуаре ловушки на пути движения флюидов может образоваться залежь нефти и газа. Если при отсутствии движения воды любая слабо выраженная ловушка может служить местом формирования залежи, то при циркуляции воды условия скопления иные.

Здесь также обнаруживается разница в условиях формирования залежей в платформенных и геосинклинальных областях. В плат­форменных областях ловушками могут служить слабовыпуклые структурные изгибы, а роль экрана могут играть даже незначитель­ные ухудшения проницаемости пород. Например, в Бугурусланском месторождении ловушкой для залежи служит структурный изгиб резервуара с наклоном пород, не превышающим нескольких метров на 1 км.

В геосинклинальных областях при хороню проницаемом коллек­торе и большом градиенте давлений нефть и газ могут образовать скопления далеко не в каждом выпуклом брахиантиклинальном изгибе или экранированной моноклинали. Вследствие этого в пре­делах крупных антиклинальных зон с одним и тем же природным резервуаром в одних поднятиях образуются нефтяные залежи, в других — нефтяные залежи с газовыми шапками или чисто газовые залежи, а в некоторых поднятиях залежи отсутствуют совсем. Различным напором и неравномерной по интенсивности циркуляцией воды объясняется перемежаемость нефтеносных и водо­носных песчаников в мощных песчано-глинистых толщах. Дифференциация нефтей и газов в процессе миграции особенно отчетливо проявляется при рассмотрении цепи ловушек, располо­женных на одном структурном элементе.

При региональном подъеме пласта, вдоль которого расположены структуры одна выше другой, но со значительным прогибом между ними, будут наблюдаться следующие соотношения. В первой, более глубоко погруженной антиклинальной складке или куполе скапли­вается газ, так как ловушки, полностью заполненные газом, улавли­вать нефть не могут. Если свободный газ весь будет израсходован на заполнение первых двух снизу ловушек, то в следу­ющей (третьей), более высоко залегающей, скопится нефть или нефть с остатками свободного газа в виде газовой шапки. В следующей ловушке вверх по восстанию пластов скопится нефть только с растворенным газом или нефть с водой. Если вся нефть оудет израсходована на заполнение предыдущих снизу ловушек, то последующие ловушки по пути движения газа и нефти будут заполнены только водой.

Эта закономерность отмечается в тех стратиграфических комплексах и районах, где пластовые давления в залежах нефти ниже давления насыщения газа.

Если в нефтегазовых залежах давление насыщения газа будет меньше пластового давления, то разделения нефти п газа в ловушках не произойдет. В этом случае самые погруженные ловушки будут заполнены нефтью с растворенным в ней газом. При даль­нейшей миграции но цепочке постепенно повышающихся ловушек нефть может попасть в область, где пластовое давление меньше давления насыщения, тогда газ начнет выделяться из раствора и образовывать либо газовые шапки, либо чисто газовые залежи, оттесняя нефть в расположенные выше ловушки. В этом случае будет следующее распределение нефтяных и газовых залежей: самые погруженные ловушки заполнены нефтью, средние — газом или нефтью с газовыми шапками, выше по региональному подъему пласта ловушки снова заполнены нефтью с относительно повышенной плотностью, а самые верхние ловушки заполнены водой.

Рис. Принципиальная схема дифференциального улавли­вания нефти и газа в последовательной цепи ловушек (по С. П. Максимову).

Распределение нефти и газа в последовательной цепи ловушек подчинено единой закономерности дифференциального улавливания; вариант, изображенный на рис. а, является частным случаем общей закономерности.

Описанное явление, конечно, представляет собой лишь самую общую схему. В действительности процесс протекает в более слож­ных условиях, зависящих прежде всего от конкретной геологической обстановки и ее изменений во времени. Существенные изменения могут вноситься разновременностью образования ловушек, измене­нием направления регионального наклона пластов, глубин залега­ния и в связи с этим давлений и температур в залежах, выводом пластов на поверхность и т. д. Распределение залежей нефти и газа в соответствии с принципами дифференциального улавливания установлено во многих тектонических зонах как в Советском Союзе, так и в других странах.

Сказанное заставляет обратить особое внимание на геологиче­скую историю развития той или иной нефтегазоносной территории. Закономерности распределения в ней залежей (и в частности раз­мещение наиболее крупных залежей) теснейшим образом связаны не только с возникновением локальных поднятий, но и с региональ­ным тектоническим планом и его изменениями во времени.

На первом этапе формирования залежей наиболее заполненными должны оказаться наиболее погруженные ловушки, стоящие на пути миграции углеводородов; расположенные выше ловушки будут заполнены водой. В дальнейшем при изменении структурного плана, наоборот, наиболее приподнятые ловушки могут оказаться местом, где будут концентрироваться углеводороды, поступающие за счет разрушения погруженных залежей. Размер и сохранение залежей в погруженных зонах будут определяться в этом случае размером и сохранением соответствующих ловушек. Таким образом, палео-тектонический анализ является одним из наиболее важных моментов, позволяющих установить закономерности распределения залежей нефти и газа в той или иной области. А знание таких закономер­ностей — это наиболее короткий и верный путь к открытию новых крупных залежей нефти и газа.

Ранее было отмечено, что при миграции углеводородов могут не только образовываться, но и разрушаться залежи нефти и газа. Многообразные процессы уничтожения углеводородов и разрушения их залежей М. К. Калинко (1964) условно разделил на две группы: 1) физические и 2) химические и биохимические.

Среди физических процессов разрушения залежей нефти и газа М. К. Калинко выделяет: 1) диффузию; 2) внерезервуарную филь­трацию по пустотным пространствам различного типа; 3) внутри-резервуарную фильтрацию под влиянием движения подземных вод или сил всплывания. Здесь автор выделяет два принципиальных случая: а) исчезновение ловушки под влиянием тектонических движений и б) исчезновение ловушки вследствие вскрытия нефте-газосодержащих пластов процессами эрозии. Условия развития этих процессов и их скорости неодинаковы для нефти и газа вслед­ствие различных физических свойств последних.

Развитие химических и биохимических процессов обусловли­вается геотектоническими условиями. Поскольку эти процессы разрушения углеводородов в естественных условиях развиваются сравнительно медленно, конечный эффект во многом зависит от длительности пребывания нефтегазосодержащих пластов в той или иной зоне гипергенеза. Разрушение залежей движущимися водами, химические и биохимические процессы развиваются только на опре­деленных этапах геологической истории того или иного региона, чаще всего во время интенсивных восходящих движений.

Среди всех процессов разрушения залежей, по мнению М. К. Ка­линко, постоянными являются процессы диффузии и фильтрации, и поэтому они оказывают наибольшее влияние на залежи в течение всего времени существования последних. На отдельных этапах гидродинамические, химические и биохимические процессы могут подавлять влияние процессов диффузии и фильтрации и иметь решающее значение, обусловливая полное разрушение или, наобо­рот, сохранение залежи.

studfiles.net

Современные представления о формировании залежей нефти и газа Текст научной статьи по специальности «Геология»

ВЕСТНИК ПЕРМСКОГО УНИВЕРСИТЕТА

2009

Геология

Вып. 11 (3 7)

ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА ГОРЮЧИХ ИСКОПАЕМЫХ

УДК 553.98.061.33

Современные представления о формировании залежей нефти и газа

Т.В.Карасева

Пермский государственный университет , 614990, Пермь, ул. Букирева, 15

E-mail: [email protected]

В статье рассматривается решение проблем формирования залежей углеводородов современной геологией и геохимией нефти и газа. Показано, что выявленные закономерности развития нефтяных систем и стадийность процессов формирования нефтегазоносности создали базу для более объективного прогнозирования залежей УВ на разных этапах геологоразведочных работ. Отмечено, что глубокое и сверхглубокое бурение дало возможность выявить специфические особенности формирования залежей углеводородов на больших глубинах и способствовало развитию нового направления в геологии - «глубинной нефтегазовой геологии».

Ключевые слова: нефть; газ; залежи; прогноз; сверхглубокое бурение; большие глубины.

Введение

Широкое распространение и огромные ресурсы нефти и природного газа определили их ведущую роль в развитии современного мирового сообщества, подчинив себе в какой-то степени направленность прогресса техники и социального благосостояния. В то же время в последние годы в основных районах нефтегазодобычи как в нашей стране, так и за рубежом наблюдается падение темпов прироста ресурсов углеводородов (УВ). Развитие новых направлений геологоразведочных работ (ГРР) на углеводородное сырье в основном связано с геологическими объектами в малоизученных регионах и глубокопогру-женными отложениями в зонах коммерческой добычи нефти и газа.

Отечественная и зарубежная практика геологоразведочных работ на нефть и газ показывает, что их результативность в значительной степени зависит от теоретических аспектов, положенных в основу. Известно много примеров, когда ошибочные теоретические представления задерживали открытие новых месторождений. Так, К.П. Калицкий, не признававший возможность вертикальной миграции УВ, обнаружив проявления тяжелой нефти в пермских отложениях, дал отрицательное заключение о перспективах нефте-газоносности Волго-Урала. Затем долгие годы И.М. Губкин обосновывал возможность вер-

тикальной миграции УВ и нефтеносность каменноугольных и девонских отложений на больших для тех времен глубинах (1500 -2000 м и глубже) - и только в 40-е гг. прошлого века эта нефть была открыта в Самарской области и Башкирии.

В настоящее время можно с уверенностью отметить, что происходившая многие годы дискуссия между сторонниками органической (биогенной) и неорганической теориями происхождения нефти закончилась победой первых. Основным весомым аргументом является тот факт, что вся мировая практика успешных нефтегазопоисковых работ основана на органической теории. Пожалуй, последней попыткой получить какое-то объективное подтверждение представлений о масштабном неорганическом генезисе УВ было бурение в конце 80-х гг. в Швеции скважины Гравберг (6,8 км). Бурение осуществлялось в пределах древнекристаллического щита в зоне кратера Сильян Ринг диаметром 52 км. Под толщей гранитов предполагалось разуплотнение с высоким содержанием газообразных и (или) жидких УВ [9]. Результаты бурения разочаровали ученых и инвесторов, вложивших в эти работы более 60 млн. долл.

Некоторые вопросы остались по глубинному метану, однако и здесь речь идет не о промышленных масштабах его генерации, а о незначительном привносе из глубоких недр.

© Карасева Т.В., 2009

Например, при изучении самой глубокой в осадочных бассейнах России Ен-Яхинской скважины (8250 м) приток растворенного в воде метана был получен с глубины 7,1 км из магматических образований. По изотопному составу углерода этот газ оказался в определенной степени обогащенным тяжелым изотопом 13С, что характерно для неорганического метана. В то же время по изотопному составу гелия (3Не/4Не-10"8=6,2-13) - в настоящее время наиболее надежному методу определения влияния мантийных флюидов - выяснилось, что содержание мантийного метана менее 1% [3].

Сама дискуссия между сторонниками различных теорий имела огромное значение в развитии органической теории, которая в настоящее время известна как осадочномиграционная. Именно сторонники неорганической теории детально исследовали меха-

низм вертикальной миграции УВ, обосновали влияние глубинных флюидных потоков на генерацию и эмиграцию УВ из нефтегазоматеринских (НГМП) пород и показали связь глубинных процессов в земной коре с процессами формирования нефтегазоносности в верхних горизонтах.

Теоретические основы современных представлений о формировании нефтегазоносности

История развития теоретических основ формирования нефтегазоносности насчитывает более 150 лет. В табл. 1 приведены сведения об основных теоретические учениях, на которых в нашей стране и за рубежом базируются современные представления о процессах формирования нефтегазоносности.

Таблица 1. Основные теоретические учения о формировании нефтегазоносности

Теория Главные принципы Применение при прогнозировании нефтегазоносности

1 2 3

Биогенные теории происхождения нефти, в т.ч.: -осадочно-миграционная теория генезиса нефти, -учение о главной фазе (зоне) нефтеобразования, -учение о стадийности процессов нефтегазообразования УВ образуются из массы захороненного органического вещества в процессе погружения при протекании термокаталитических процессов; появление месторождений нефти и газа - результат эволюции осадочного бассейна Приуроченность нефтегазо-носности к эпохам и территориям массовых захоронений организмов; гигантские и крупнейшие зоны нефтегазонакопления на всех континентах приурочены к осадочным бассейнам, областям палеовпадин или палеосводов значительных размеров

Региональный характер, стадийность и периодичность процессов нефтегазообразова-ния и нефтегазонакопления Нефтегазообразование и неф-тегазонакопление - единый, многоступенчатый, естественноисторический и необратимый процесс, протекающий в ходе эволюции мощных осадочных бассейнов в течение всех геологических эпох Прогноз на основе геологической истории образования нефти и газа в осадочном бассейне, установление пространственно-временных взаимоотношений процессов образования и аккумуляции нефти и газа

Г еодинамическая теория нефтегазоносности Образование осадочных бассейнов и приуроченных к ним нефтегазоносных регионов обусловлено дрейфом плит и изоста-тическим выравниванием отдельных их частей Нефтегазоносные бассейны формируются в три главных периода (дивергентный, конвергентный и изостатический), различающиеся масштабами генерации и направлениями миграции УВ

Окончание табл. 1

1 2 3

Теория развития нефтематеринских свит Только отложения, характеризующиеся определенным лито-типом, повышенной концентрацией ОВ и некоторыми другими свойствами, при попадании в необходимые термодинамические условия могут генерировать нефть и (или) газ Диагностические признаки потенциально нефтематеринских и нефтепродуцирующих отложений используется как критерий прогноза нефтегазоносности

Антиклинальная теория Преимущественная приуроченность залежей нефти и газа к положительным локальным антиклинальным и куполовидным структурам Ориентация поисковых работ на обнаружение антиклинальных структур

Учение о нефтегазоносных бассейнах - генераторах и аккумуляторах УВ Нефтегазоносный бассейн -результат эволюции осадочного бассейна Оценка эволюции осадочного бассейна - ключ к выявлению нефтегазоносных бассейнов

Концепция вертикальной зональности нефтегазообразования и нефтегазонакопления В разрезе наблюдается определенная зональность развития процессов нефтегазообразования, с которыми связана зональность нефтегазонакопления Идентификация зон генерации УВ позволяет прогнозировать зоны накопления УВ в разрезе осадочных отложений

Флюидодинамическая концепция нефтегазоносности В формировании залежей нефти и газа участвуют глубинные флюидные потоки, способствующие вымыванию УВ из нефтегазоматеринских пород и процессам вертикальной миграции УВ В последнее время появились первые попытки использования при прогнозе нефтегазо-носности больших глубин

Эти учения в значительной степени дополняют друг друга и используются на различных этапах ГРР на нефть и газ.

По заказу Геологической службы США в 2000 г. с целью анализа потенциальных ресурсов неоткрытых месторождений был про-

веден анализ общих закономерностей развития нефтяных систем на основе исследований крупных нефтегазоносных бассейнов в различных странах. В табл. 2 приведены некоторые из этих закономерностей.

Таблица 2. Некоторые закономерности развития нефтяных систем

Закономерности нефтегазообразования и нефтегазонакопления Роль в прогнозировании нефтегазоносности

1 2

Нефть концентрируется в ловушках различного типа. Менее половины известных залежей находится в структурных ловушках Необходимо развитие работ по поиску неструктурных ловушек, особенно в старых нефтегазодобывающих районах

Основным источником УВ является органическое гумусово-сапропелевое вещество (II тип) осадочных пород Поиски нефтематеринских отложений значительной мощности с ОВ II типа обеспечат обнаружение новых зон нефтегазонакопления

Наиболее значительны объемы материнских пород в отложения мезозойского возраста Особое внимание при поисках УВ необходимо уделять мезозойским комплексам

Несмотря на недавние успехи в поисках коллекторов в глубоководных отложениях, они имеют меньшее значение; абсолютно доминирует коллекторы в континентальных отложениях Низкая эффективность ГРР в депрессионных зонах и повышенная - в зонах развития регрессивных фаций

Соли - наиболее эффективные и долгоживущие покрышки При ГРР на газ важное значение имеют регионы с солевой тектоникой

Окончание табл. 2

1 2

Большинство нефтяных систем в мире образовалось за счет вертикальной миграции или ограниченной латеральной миграции (около 20 км) Данная закономерность подтверждена многими исследователями в том числе и в России и сужает поиск залежей УВ незначительной удаленностью от зон генерации УВ

Многие значительные газовые системы связаны с крупными нетрадиционными постоянно действующими источниками Тесно связана с флюидодинамической концепцией и требует переориентации ГРР на газ в районы развития рифтов, авлакогенов и других зон с глубинной разломной тектоникой

Следует подчеркнуть, что проведенные автором данной статьи исследования в различных регионах нашей страны, в том числе и Пермском крае, свидетельствуют о правомерности выявленных закономерностей. Применение этих закономерностей значительно конкретизирует и суживает границы ГРР на региональном и поисковом этапах. В частности, ограничение латеральной миграции первыми десятками километров позволяет идентифицировать объекты поиска по удаленности

от источников УВ. К сожалению, в нашей стране, несмотря на очевидные результаты для многих регионов, эту закономерность не всегда учитывают.

Несомненным успехом совершенствования теоретических основ прогнозирования нефтегазоносности является дифференциация процесса формирования нефтегазоносности на стадии. В таб. 3 приведена обобщенная характеристика стадий формирования нефтега-зоносности на современном уровне.

Таблица 3. Характеристика стадий формирования залежей УВ

Стадия Процессы Роль при формировании неф-те-газоносности Основные факторы, способствующие протеканию

1 2 3 4

Формирование НГМП Накопление ОВ в диффузнорассеянной форме в водной среде; биохимический распад ОВ в аквальных условиях в основном в анаэробной геохимической обстановке Определяет исходный тип, концентрацию ОВ и потенциал генерации УВ Устойчивое прогибание и быстрое захоронение под слоем вышележащих отложений, застойный гидрогеологический режим, биохимическое воздействие микроорганизмов и ферментов, восстановительная и слабовосстановительная геохимические обстановки

Г енерация УВ Постепенное преобразование в осадочных образованиях ОВ в УВ нефтяного ряда в основном на стадиях мезокатагенеза Определяет количество, состав и фазовое состояние образовавшихся УВ Действие внутренней химической энергии ОВ и УВ, энергия кристаллизации и перекристаллизации пород, устойчивое прогибание бассейна, тепловой поток, геологическое время, режим региональных тектонических движений

Эмиграция УВ Перемещение диффузнорассеянной микронефти в породы-коллекторы из нефтегазопродуцирующих толщ Определяет переход нефтегазоматеринских свит в нефтегазо-производившие и масштабы возможной аккумуляции нефти и газа Наличие в зоне развития НГМП пород с хорошими коллекторскими свойствами, погружение отложений, гравитационные силы, энергия уплотнения пород, химические процессы, капиллярные силы и др. силы

Окончание табл. З

1 2 3 4

Миграция 'УБ Перемещение ’VB по породам-коллекторам в водогазорастворенном и свободном состояниях; латеральная и вертикальная миграция Определяет направления миграции УВ и развитие зон нефте-газонакопления Гидродинамические и гравитационные силы, диффузия УВ через горные породы, тектонические движения, контролирующие масштабы и направления миграции, капиллярные силы, силы упругого расширения УВ и вмещающих пород и др.

Аккумуляция УВ Сбор значительных количеств УB в коллекторах Определяет-запасы УВ в залежах; является основным процессом образования залежи в ловушках Наличие пород-коллекторов, толщ практически газонефтенепрони-цаемых пород-покрышек над ними, замкнутых ловушек

Консервация залежей УB Сохранение хороших коллекторских свойств вмещающих пород, герметичности покрышек и замкнутости ловушек, а также термобарических и физикохимических параметров среды Определяет сохранность залежей и УВ в них Преимущественно нисходящие тектонические движения, неизменность физико-химических условий среды, благоприятный региональный наклон слоев, нахождение вне зоны химической и физической аэрации, застойный режим подземных вод

Разрушение залежей УB Нарушение целостности покрышек, развитие активного гидрогеологического режима, деструкция нефти (ниже deadline) Определяет масштабы залежей, может приводить к формированию новых залежей в основном в вышележащих комплексах Развитие восходящих тектонических движений, дизъюнктивные нарушения, изменение региональных наклонов, повышение степени катагенеза пород и др.

Научно обоснованный прогноз нефтегазо-носности, в том числе количественная оценка ресурсов УВ, могут проводиться только на основе комплексного изучения всех стадий формирования нефтегазоносности. Наиболее ярким примером практического внедрения представлений о стадийности процессов формирования нефтегазоносности является применение технологии бассейнового моделирования. По результатам моделирования с использованием информационно-компьютерных технологий проводится более объективная качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности различных как освоенных, так и малоизученных территорий. Бассейновое моделирование как бы интегрирует процессы от начала зарождения нефти до ее накопления в ловушках, оно включает

структурно-геомофологический анализ, моделирование палеопрогрева толщ осадочного чехла, выявление глубин и времени проявления главных зон генерации углеводородов, определение направлений миграции углеводородов и зон, благоприятных для аккумуляции и сохранности УВ. Широкое применение бассейнового моделирования за рубежом значительно снижает риски предприятий-недропользователей при поиске залежей нефти и газа. К сожалению, существующие программные комплексы бассейнового моделирования 1,2,3D (Temispack, Basin 1,2 и др.) не учитывают влияние флюидодинамических процессов при формировании нефтегазонос-ности.

Особенности формирования залежей нефти и газа на больших глубинах

Геология нефти и газа, являющаяся одной из самых активно развивающихся отраслей наук о Земле, за последние десятилетия значительно увеличила диапазон исследования верхней части земной коры. Изучение глубо-копогруженных горизонтов осадочного чехла, продиктованное необходимостью поиска новых объектов нефтегазопоисковых работ, внесло существенные коррективы в известные представления о тектоническом строении, механизме формирования структурных элементов, развитии коллекторов и покрышек и распределении нефтегазоносности. В то же время выявились определенные особенности условий и факторов формирования и размещения залежей нефти и газа на больших глубинах, свидетельствующие о появлении нового направления в геологии - «глубинной нефтегазовой геологии» [1, 2].

Известно два главных направления формирования залежей УВ на больших глубинах: 1)за счет генерации УВ в нефтегазопроизводящих толщах, которые вследствие различных причин не исчерпали своего нефтегазоматеринского потенциала при погружении на большие глубины и 2) за счет залежей нефти и газа, образовавшихся ранее на более высоких гипсометрических уровнях и оказавшихся в течение дальнейшей геологической истории в зоне больших глубин в результате регионального или зонального погружения. В случае первого направления специфические особенности проявляются на всех стадиях формирования залежей УВ.

Как и на обычных глубинах, основными факторами процессов генерации УВ на больших глубинах являются наличие НГМП, тип и достаточная степень катагенеза ОВ пород. В то же время проявление и динамика генерации УВ на больших глубинах имеют ряд особенностей. На реализацию нефтегазоматеринского потенциала более значительное влияние оказывают скорости прогибания бассейна и мощности осадочного чехла. При высоких скоростях (более 50 м/млн. лет) зональность катагенеза бывает более растянутой, и основная реализация потенциала происходит на значительно больших глубинах, чем при небольших скоростях. «Охлаждающее» воздействие мощных карбонатных и особенно соленосных толщ (вследствие их относительно высокой теплопроводности) на тепловое

поле бассейна приводит к задержке процессов трансформации ОВ в таких породах. При этом их генерационные свойства пород могут сохраняться на больших глубинах. Наиболее глубокое погружение главной зоны нефтеоб-разования (ГЗН) устанавливается в бассейнах с солянокупольными структурами и в бассейнах с большой скоростью осадконакопления палеоген-неогеновых отложений.

Для интенсивного газообразования на больших глубинах необходимо длительное и значительное по площади прогибание территории, обеспечивающее накопление мощных толщ (более 3-5 км) пород с преобладанием ОВ гумусового (III) типа. Не случайно в таких зонах открыты гигантские газовые месторождения, например Уренгойское. Углеводородные газы на глубинах более 4-5 км могут образовываться не только за счет ОВ, а также вследствие деструкции нефтей под действием высоких температур. В результате образуется дополнительный УВ газ, что приводит к увеличению газового фактора нефтей и газоносности больших глубин. Существенное влияние на катагенетическое преобразование ОВ и устойчивость нефтяных УВ оказывает широко распространенное на больших глубинах аномально-высокое пластовой давление (АВПД), тормозящее и консервирующее деструктивные процессы в органических компонентах. Особенно активно влияние АВПД проявляется при образовании газообразных компонентов, когда происходит увеличение объема полученных продуктов. Кроме того, процесс нефтегазообразования на больших глубинах может иметь импульсный характер, когда возобновление генерации и эмиграции УВ в разрезе наступает неоднократно.

Процессы эмиграции и миграции УВ, тесно связанные с особенностями среды пребывания УВ, на больших глубинах также имеют свою специфику. На глубинах обычно свыше 3-4 км уплотнение пород достигает предельных значений, в связи с чем движение пластовых вод крайне замедляется. В результате процессы эмиграции УВ из НГМП и миграции УВ часто затруднены, что приводит к появлению сингенетичных залежей. В то же время на больших глубинах вследствие роста температур процессы миграции УВ в однофазном газовом или водорастворенном состоянии значительно облегчаются вследствие повышения растворяющей способности свободной и связанной воды, снижения влияния капиллярных сил, увеличения объемов и уп-

ругости образующихся в поровых пространствах пластов-генераторов сингенетичных газов, которые способны растворять жидкие УВ. При миграции в водорастворенном виде в условиях АВПД возрастает растворимость метановых и других УВ и неУВ компонентов в воде; газ становится особенно активным растворителем нефти, если он содержит гомологи метана с большой молекулярной массой и углекислоту [8]. Обладая низкой вязкостью, однофазный газоводяной флюид относительно легко мигрирует в вертикальном и/или латеральном направлениях, «смывая» жидкие и твердые вещества, которые могут быть в породах в ничтожных количествах. Даже в условиях очень больших глубин (более 9-10 км), где генерация газа идет на убыль, газ аккумулирует незначительные количества жидких гомологов метана виде конденсата. Во многих работах [2,4,7] показано, что основная масса УВ газов образуется на глубине 4-6 км, а залежи их встречаются на небольшой глубине, что обычно объясняется вертикальной миграцией газа из нижних частей разреза осадочного бассейна в верхние. Существует мнение [5], что в пределах нижних горизонтов осадочного чехла роль процессов вертикальной миграции весьма ограничена, решающая роль при формировании зон нефтегазонакоп-ления на больших глубинах принадлежит ограниченной по масштабам латеральной миграции, однако пока не получено этому весомых подтверждений.

Процессы аккумуляции УВ на больших глубинах еще недостаточно изучены, но некоторые тенденции уже можно отметить. Известно, что при погружении осадочных пород на большие глубины в целом их поровое пространство уменьшается, а фильтрационноемкостные свойства ухудшаются, что затрудняет аккумуляцию УВ. В жестких термобарических условиях воздействие нагрузки вышележащих отложений, взаимодействие с подземными водами и другие факторы приводят к уплотнению пород с деформацией объема, а также к их физико-химическим преобразованиям, причем все это в той или иной мере сопровождается запечатыванием пор. Однако на фоне этих процессов может происходить и разуплотнение пород. Значительную роль в формировании коллекторов на больших глубинах играют постседиментационные процессы, которые происходят главным образом в водоносных породах. Высокая пористость в прослоях песчано-алевролитовых пород мо-

жет возникать в результате вторичных процессов, вызванных доломитизацией, децементацией, выщелачиванием и растрескиванием пород под влиянием тектонических нагрузок [6].

Сохранение и возникновение хороших емкостных и фильтрационных свойств карбонатных коллекторов на больших глубинах объясняется формированием вторичной пористости за счет растворения хемогенного цемента, развития макро- и микротрещиноватости, перекристаллизацией и доломитизацией известняков и формированием в них ка-верновых полостей, воздействием агрессивных горячих вод, насыщенных углекислотой. Известно о достаточно большой емкости и проницаемости отдельных зон и частей разреза в результате выщелачивания межслоевой водой, отжатой из глин и содержащей диоксид, насыщающий эту воду уже в поровом пространстве, а также первичной пористости гранулярных коллекторов. Одним из факторов, способствующих образованию пустотно-сти, может быть дилатация - растрескивание пород под действием горного давления.

При погружении залежей УВ на большие глубины эти процессы практически полностью прекращаются в ловушках. Поэтому в глубокопогруженных залежах величина пористости может остаться практически такой же, какой была в начале их формирования. Наблюдаемое явление можно объяснить тем, что, аккумулируясь в ловушках, УВ препятствуют процессам, уменьшающим фильтрационно-емкостное пространство пород. Механическое их уплотнение не происходит вследствие практической несжимаемости УВ, а физико-химические преобразования минеральной фазы не проявляются из-за неблагоприятно-сти газо-нефтяной среды для нового постсе-диментационного минералообразования. Таким образом, можно рассматривать УВ как фактор, способствующий сохранению первичной (синаккумуляционной) пористости и консервации коллекторских свойств пород.

Нижняя граница залегания скоплений нефти (“deadline”) достигает в палеозойских отложениях древних платформ 4-4,5 км; в мезозойских отложениях молодых эпипалео-зойских платформ 5,5-6 км; а кайнозойских отложениях переходных и складчатых территорий 6,5-7 км [4]. В процессах формировании залежей УВ газов на больших глубинах важную роль играет разгазирование природных подземных вод. Вероятно, на больших

глубинах придется часто сталкиваться с обнаружением растворенного в воде метана. Такой, в частности, является самая глубокая (6,6 км) газовая залежь, вскрытая в нашей стране при бурении Тюменской сверхглубокой скважины на севере Западной Сибири [2].

На больших глубинах зоны генерации и аккумуляции УВ в латеральном плане находятся, скорее всего, более близко, чем на обычных глубинах; в вертикальном разрезе расстояние между зонами зависит от положения флюидоупоров. В большинстве залежей на больших глубинах флюидоупоры представлены глинистыми породами, что свидетельствует о сохранности их экранирующих свойств даже при жестких термобарических условиях. Существенное влияние на сохранность залежей нефти на больших глубинах оказывает АВПД, тормозящее термическую деструкцию жидкой УВ фазы. Влияние температурных условий залегания нефти на ее состав очень сложное и неоднозначное. Можно сказать только, что лишь тогда, когда залежь нефти попадает в более жесткие температурные условия, чем они были при генерации, и находится там длительное время, деструкция (в том числе метанизация) нефти может быть существенной. Частая встречаемость АВПД на больших глубинах свидетельствует о слабой гидродинамической связи залежей УВ.

Библиографический список

1. Белоконь Т.В. Проблемы нефтегазоносности больших глубин // Геология нефти и газа, 1998. №4. С. 13-20.

2. Белоконь Т.В. О глубинной нефтегазовой геологии // Результаты глубокого и сверхглубокого бурения, проблемы нефтегазоносности и рудоносности / КамНИИКИГС, Пермь 2000. С.5-13.

3. Карасева Т.В., Горбачев В.И.,Титова Г.И., Фрик М.Г. Изотопно-геохимические критерии газоносности больших глубин севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений 2009. №6. С. 20-30.

4. Максимов С.П., Дикенштейн Г.Х., Лоджев-ская М.И. Формирование и размещение залежей нефти и газа на больших глубинах. М.: Недра, 1984. 287 с.

Процесс трансформации аккумуляционных свойств пород c глубиной протекает нелинейно, имеет волновой колебательный характер и может быть выражен в виде затухающей синусоиды, что обеспечивает возможность существования залежей УВ на больших глубинах [4].

Заключение

Таким образом, современные теоретические представления о формировании месторождений нефти и газа в последнее время значительно обогатились и характеризуют весь процесс в соответствии с литогенезом, что позволяет использовать эти знания (и они уже отчасти используются) при поисках залежей углеводородов. Дальнейшим приоритетным направлением исследований является разработка оптимального комплекса литоло-го-стратиграфических, геотектонических, геохимических, гидрогеологических и других критериев оценки перспектив по стадиям формирования нефтегазоносности. Кроме того, существенное значение имеет выявление особенностей образования залежей нефти и газа на больших глубинах, что будет способствовать росту ресурсной базу УВ в регионах с развитой инфраструктурой добычи УВ.

5. Немченко Н.Н., Ровенская А.С., Шоелл М. Происхождение природных газов гигантских газовых месторождений севера Западной Сибири // Геология нефти и газа, 1999. №1-2. С. 45-56.

6. Сиротенко Л.В. Глубинные нетрадиционные коллекторы - новый перспективный объект для поисков углеводородов // Разведка и охрана недр, 2003. №6. С. 14-18.

7. Geologic controls of deep natural gas resources in the United States/ Edited by T.S. Dyman, D.D. Rice, P.A. Westcott. US gov. of., Washington, 1997. 239p.

8. Price L.C., Clayton J.L., and Rumen L.L. Organic geochemistry of the 9.6 km Bertha Rogers 1, Oklahoma // Journal Organic Geochemistry, 1981. Vol. 3. Р. 59-77.

9. Thomas G. Swedens Silyan wing well evaluates // Oil and Gas J. 1991. №2. P.76-78.

Up-to date view to petroleum and gas deposits forming

T.V. Karaseva

Perm State University, 614990, Perm, Bukirev St., 15, E-mail: [email protected]

The article observes the solution of hydrocarbon deposits forming problems by up-to date petroleum and gas geology and geochemistry. It is shown, that the established regularities of petroleum systems generation and phasic development of petroleum and gas forming processes created the base of objective prognosis on the different stages of geological exploration.It is noticed that deep and ultradeep drilling made it possible to reveal specific peculiarities of petroleum and gas deposits forming at the greater depth , that promoted the new direction in geology - «deep petroleum and gas geology».

Key words: petroleum; gas; deposit; ultra-deep drilling; prognosis.

Рецензент - кандидат геолого-минералогических наук М.Г. Фрик

cyberleninka.ru

ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ФОРМИРОВАНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ НЕФТЯНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

Нефть представляет собой природный объект, состав которого является следствием перераспределения энергии углеводородов и других составляющих ее компонентов в результате различных внешних факторов в обстановке нефтяного месторождения /1/. Нефть не является термодинамически равновесной системой и не характеризуется четко выраженной детерминированностью состава и свойств. Часто составы нефтей из различных горизонтов одного месторождения оказываются различными, а иногда такая картина наблюдается и по простиранию территории месторождения. Поэтому каждый анализ состава нефти в действительности соответствует лишь какому-то определенному этапу превращения нефти.[ ...]

Перманентное изменение состава нефти происходит не только в условиях нефтяного залежа, но продолжается также в любых других условиях существования нефти: в процессе ее добычи, транспортировки и хранения, вплоть до переработки, когда она перестает быть природным объектом и распадается на ряд техногенных продуктов. Такое изменение состава нефти, как правило, сопровождается появлением новых макрофаз в системе. Количество и состав новых фаз определяются составом самой нефти и зависят от физико-химических условий ее существования.[ ...]

Наиболее сложную картину представляет процесс формирования новой твердой макрофазы, в котором могут участвовать такие физикохимические процессы, как: седиментация механически взвешенных частиц, укрупнение и осаждение диспергированных компонентов, насыщение мо-лекулярно растворенных компонентов и образование кристаллов, адсорбция компонентов системы стенкой и другие. Такое разнообразие участвующих физико-химических процессов резко увеличивает количество факторов, влияющих на процесс образования новой твердой макрофазы. Кроме того, на практике процесс образования твердой фазы редко достигает равновесного состояния, поэтому на количество и состав новой фазы часто влияют чисто механические факторы, такие, как: конструкция аппарата, материал стенки, скорость и характер потоков и др.[ ...]

Процесс выделения твердой макрофазы из природной нефти всегда является следствием влияния большого числа разнообразных термодинамических, гидродинамических и других факторов. В реальных производственных условиях все эти факторы так или иначе сказываются, однако в каждом конкретном случае доля вклада каждого из них существенно различна , что делает механизм процессов образования новой макрофазы из нефти чрезвычайно сложным и трудно поддающимся широким обобщениям и, как следствие, сильно затрудняет прогнозирование динамики образования твердых отложений в реальных условиях.[ ...]

Такое деление достаточно условное, т.к. фундаментальной причиной, определяющей в целом состояние нефти как системы, в том числе и вероятность выделения твердой макрофазы, безусловно является компонентный состав самой нефти. Однако такая вероятностная зависимость возможности образования новой твердой макрофазы от химсостава нефти не означает однозначную реализацию ее в любых условиях. Она может быть реализована лишь через вторую группу причин, определяющих состояние нефти (выделение кристаллов и формирование оптимальных дисперсных частиц), при определенном сочетании третьей группы причин (оптимальные температура, скорость потока, наличие диспергента и др.). Предлагаемая классификация причин, влияющих на процесс формирования новой твердой макрофазы, позволяет широкий спектр случаев выделения твердых нефтяных отложений рассматривать более обобщенно с единых позиций.[ ...]

Вернуться к оглавлению

ru-ecology.info

Формирование месторождений нефти и газа

    ФОРМИРОВАНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА [c.347]

    Завьялов В. А.— В кн. Закономерности формирования и размещения месторождений нефти и газа в геотектонических областях территорий [c.235]

    В настоящее время решение многих теоретических и практических проблем геологии уже не может быть эффективным без учета органической составляющей подземных вод. Такими проблемами являются образование нефти, формирование месторождений нефти и газа и гидрогеохимические их поиски миграция и концентрация химических элементов в подземных водах, образование рудных месторождений и промышленных вод бальнеологическое значение минеральных вод питьевое и техническое использование пресных подземных вод и др. [c.3]

    Связь между нефтяными месторождениями, имеющими крупное промышленное значение (Мексика, штат Техас и пр.), и изверженными породами, принимающими участие в строении этих месторождений, несомненно, существует. Характер этой связи, однако, совершенно особый. Он выяснен нами в предыдущей главе, где указано, что изверженные породы играли роль в формировании месторождения, в подготовке места для скопления нефти и в образовании путей для ее движения, но материнской породой, давшей нефть, были не они, а другие породы осадочного происхождения. После сформирования месторождения явления, связанные с изверженными породами, оказали влияние на состав газов и характер сопровождающих ее нефти и вод. Например, наличие в некоторых газах нефтяных месторождений гелия и отчасти азота может быть объяснено реакциями только неорганического характера. Впрочем, иногда сильные колебания в содержании азота и сопровождающего его гелия в природных газах могут быть объяснены и реакциями органического характера. [c.307]

    Наличие некоторых дискуссионных вопросов обусловлено сложностью проблемы происхождения нефти и газа, которые, обладая повышенной миграционной способностью, в отличие от каустобиолитов угольного ряда образуют промышленные скопления на большом удалении от мест их генерации (рождения). Вот почему название месторождение нефти и газа не отвечает действительному смыслу этого выражения и не отражает сути процесса формирования скоплений УВ, так как место их скопления не всегда является местом их рождения в отличие от каустобиолитов угольного ряда. Поэтому А. А. Бакиров (1973 г.) предложил заменить термин месторождение другим, в большей степени отражаюш,им суш,ность понятия, словом место-скопление . [c.20]

    Месторождения объединяют ловушки различной морфологии, приуроченные к различным стратиграфическим подразделениям, к отложениям различного генезиса. Объединение ловушек и залежей нефти и(или) газа в месторождениях обусловлено особенностями геологического строения заключающих эти ловушки участков земной коры. Таким образом, месторождения являются по отношению к ловушкам категорией более высокого ранга и представляют собой самостоятельный элемент нефтегеологического районирования. С учетом этого наиболее правильное определение низшего элемента нефтегеологического районирования с генетических позиций было дано В.Б. Олениным, согласно которому 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. Более короткое определение того же понятия — месторождение нефти и(или) газа — участок земной коры, содержащий в недрах совокупность залежей, объединяемых общими признаками, определяющими нефте-газонакопление. [c.321]

    Рассматриваются условия формирования скоплений нефти и газа в разных типах нефтегазоносных бассейнов, закономерности формирования и размещения месторождений, их тектоническая и литолого-стратиграфическая приуроченность к нефтегазоносным комплексам. Приводятся краткие сведения о запасах нефти и газа, топливно-энергетических ресурсах, их распределении в мире, распределении нефти и газа по странам, по стратиграфическому разрезу. Прослеживается неравномерность и избирательность размещения основных запасов энергетического сырья, динамика его добычи на различных территориях и в акваториях. Подчеркиваются те проблемы геологии нефти и газа, решение которых будет способствовать более рациональному и экономически выгодному комплексному использованию этих полезных ископаемых. [c.8]

    Среди возможных проектов первоочередного внимания заслуживает привлечение иностранных инвестиций и технологий для освоения месторождений шельфа Сахалина. Реализация подготовленных к настоящему времени проектов (соглашений) освоения месторождений нефти и газа на континентальном шельфе даст возможность принципиально по-новому решить проблемы топливно-энергетического комплекса Дальнего Востока путем газификации региона и существенного сокращения строительства дорогостоящих объектов угольной промышленности. Растущее значение Азиатско-Тихоокеанского региона и благоприятное расположение Дальнего Востока по отношению к ряду стран (Китаю, Японии, Корее, Канаде, а также странам юго-восточной Азии) обусловливает широкие возможности кооперации и взаимовыгодной торговли на быстроразвивающемся Тихоокеанском международном рынке. Формирование свободных экономических зон, крупных финансово-промышленных групп, интеграция в тихоокеанский рынок позволит на длительную перспективу решить не только проблемы энергетики региона, но и обеспечить снижение социальной напряженности в регионе за счет создания новых высокооплачиваемых мест, направить значительные средства на развитие социальной инфраструктуры. Таким образом, энергетическая политика на Дальнем Востоке может и должна быть направлена в первую очередь на эффективное использование преимуществ геополитического по- [c.247]

    Как правило, территориально объединенными оказываются месторождения нефти и газа, характеризующиеся общностью условий формирования и сходной морфологией структурных форм. [c.341]

    С генетических позиций этому понятию наиболее соответствует определение В.Б. Оленина (1977), согласно которому зона нефтегазонакопления — это часть земной коры в пределах структурно обособленного элемента последней, обеспечивающая своим строением и развитием общность условий формирования заключенных в них месторождений нефти и газа. В плане зоны нефтегазонакопления бывают линейными и изометричными. [c.342]

    Формирование зон нефтегазонакопления, а в их пределах месторождений нефти и газа определяется тремя группами факторов 1) генетической природой и морфологией зон нефтегазонакопления, 2) пространственно-временными соотнощениями зон и очагов нефтегазообразования, 3) условиями и механизмом улавливания углеводородов. [c.346]

    Для перемещения жидкости или газа по пласту необходимы двг фактора наличие сообщающихся пор (каналов) достаточного диамет ра и перепада давления. Естественно, чем больше диаметр сообщающих ся каналов в горной породе, тем легче перемещается при данном пе репаде давления жидкость или газ по пласту. Способность осадочной горной породы пропускать при данном перепаде давления газ или жид кость называют проницаемостью. При оценке пригодности горных пород для накапливания и перемещения нефти или газа необходимс учитывать оба показателя — как пористость, так и проницаемость, т.е наличия определенной пористости или только проницаемости недоста точно, чтобы данный пласт был продуктивным. Хорошо проницаемы породы — это пески, рыхлые песчаники, трещиноватые известияк и др. Эти же породы обладают и хорошей пористостью. Плохо прони цаемые породы это плотные породы, такие, как глины, гипсы, слан цы и др. Высокопористые и хорошо проницаемые для жидкостей i газа осадочн ью горные породы, способные быть вместилищем для неф ти или газа, называют коллекторами. Однако наличие таких коллек торов в земной коре еще недостаточно для сосредоточения нефти ил1 газа в пластах и формирования месторождения. Необходимо, чтобь сверху и снизу коллектор был перекрыт плотными непроницаемым  [c.32]

    Формирование месторождений зависит от тектонического режима нефтегазоносных бассейнов. Месторождения во внутренних частях платформ обычно формируются в тектонически спокойных условиях, для которых характерны пологие слабо выраженные поднятия, группирующиеся в валы или развитые на обширных сводах. Фазовый состав залежей и соотношение этих фаз со временем изменяется. Ловушки раннего образования первоначально, возможно, заполнялись газом. В процессе дальнейшего погружения и поступления нефтяных углеводородов залежь принимала газонефтяной характер. При еще более глубоком погружении материнских пород в зону преимущественного газообразования усиленное поступление газа трансформирует залежь, нефть будет выжата, легкие углеводороды нефти растворятся в газе, более тяжелые компоненты останутся в порах коллектора. Одним [c.356]

    При рассмотрении вопроса о времени формирования залежей и месторождений нефти и газа возникает вопрос о скорости их формирования. Удовлетворительный ответ найти трудно, так [c.363]

    Б а р с Е. А., Коган С. С. Методика изучения органического вещества подземных вод и основные результаты ее применения. — В кн. Закономерности формирования и размещения месторождений нефти и газа. М., Недра , 1970, с. 66—82. [c.179]

    Ловушки, содержащие нефть и 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 в рассматриваемом аспекте чертой их строение обеспечивает формирование залежей нефти и газа и их сохранность. Такие участки земной коры, с которыми закономерно связаны ловушки, заключающие нефтяные и газовые залежи, называют месторождениями нефти и газа. И.О. Брод определял месторождение нефти и(или) газа как совокупность залежей данных полезных ископаемых, контролируемых единым структурным элементом и заключенных в недрах одной и той же площади. Сходное определение этого понятия давали многие исследователи (А.Г. Алексин, И.В. Высоцкий, И.М. Губкин, А.Я. Креме, К.Г. Ла-ликер, А.И. Леворсен). В современной литературе можно встретить такое же определение месторождения. Многими исследователями (А.А. Бакиров, Н.Б. Вассоевич, H.A. Еременко, М.К. Калинко, К.С. Маслов, В.Б. Оленин) подчеркивалось, что понятие месторождение включает не только совокупность залежей, но и весь объем земной коры, в котором заключены залежи нефти и(или) газа. Следует отметить, что месторождения нефти и газа и других флюидов не являются собственно местами их рождения , а представляют собой только участки их скопления. Так, А.А. Бакиров, А.Э. Бакиров, В.И. Ермолкин вместо термина месторождение нефти или газа говорят о местоскоплениях нефти и газа и относят их не к элементам районирования, а к локальным скоплениям нефти и газа. Термин месторождение нефти или газа исторически возник по аналогии с залежами других полезных ископаемых, в частности руд, хотя далеко не все руды образуют скопления на месте своего рождения, но термин месторождение глубоко укоренился, широко распространен и используется в науке и практике, и, по мнению авторов, не имеет смысла его искоренять из нефтяной геологии. [c.320]

    Под воздействием эпигенетических процессов, вызванных влиянием УВ залежей, над месторождениями нефти и газа на протяжении длительного геологического времени происходит формирование специфического радиогеохимического поля, характеризующегося своеобразными полями распределения общей радиоактивности, уровнями накопления радиоактивных элементов и характером их взаимосвязи. [c.104]

    Из-за этого собственно горным породам, по сути, отводится роль каркаса, внутри которого (и независимо от изменения напряженного состояния которого) эволюционирует нафтидная фаза. Однако именно принудительному энерго- и массообмену в системе "водонасыщенная горная порода — ОВ-УВ", происходящим при активизации тектонических движений, может принадлежать решающая роль во всех прюцессах и явлениях, в конечном итоге завершающихся формированием месторождений нефти и газа. То, что вьшос эндогенного тепла (тепловой поток) обеспечивает прогрессирующее преобразование ОВ, еще не означает, что его мощность всегда может быть достаточной и для удельного выхода УВ с интенсивностью, необходимой для крупномасштабного нефтегазонакопления. Во всяком случае выводы о возможности формирования нефтяных и газовых месторождений (особенно крупных и крупнейших) при существенно растянутом во времени процессе преобразования ОВ следует признать далеко не бесспорными. [c.94]

    Следует иметь в виду, что геодинамический взгляд на онтогенез нефти и газа ни в коей мере не отвергает огромных достижений термо-гравитационной теории в ее классическом виде. Однако, верно описав общую схему нафтидогенеза, она столкнулась с множеством трудноразрешимых частных, но очень важных вопросов. В рамках классической парадигмы до сих пор крайне слабо аргументирована энергетическая основа процессов миграции (особенно первичной и собирательной). Остается нерешенной проблема неравномерности нефтегазонакопления в земной коре, оказалась в тупике оценка продолжительности формирования месторождений нефти и газа. [c.95]

    Сергеевич В. И., Жузе Т. П., Есаков Е. А. Растворимость углеводородов в пластовых водах как фактор первичной миграции. — В сб. Закономерности формирования и размещения месторождений нефти и газа в геотектонических областях территории стран СЭВ. М., 1975, с. 58—67. [c.158]

    Поделько Е. Я.— В кн. Закономерности формирования и размещения месторождений нефти и газа в геотектонических областях территории стран-членов СЭВ. М. Недра, 1975, с. 37. [c.234]

    Ретн Ш., Пете А., Ердеи М., Балаж А.— В кн. Закономерности формирования и размещения месторождений нефти и газа " в геотектонических областях территорий стран-членов СЭВ, 1975, с. 8. [c.235]

    Аксенов A.A., Размышляев А>А., Трачук BJ. Условия формирования месторождений-гигантов. "Геол. нефти и газа", [c.116]

    Еюльшую работу по открытию и освоению новых месторождений нефти в Башкирии вел крупный геолог лауреат Государственной премии СССР Гурген Павлович Ованесов. В нефтедобывающей промышленности он работает более 50 лет. С 1952 по 1963 г. Г. П. Ованесов работал главным геологом объединения Башнефть. Обладая обширными знаниями и опытом ведения геологоразведочных работ, он сумел в короткий срок мобилизовать геологов на повышение эффективности разведки нефти. При е10 непосредственном участии были открыты нефтяные месторождения Шкаповское, Арланское, Манчаров-ское, Леонидовское, Введеновское и др. Результаты своих обширных исследований по нефтяной геологии республики он изложил в книге Формирование залежей нефти и газа в Башкирии , за которую ему была присуждена ученая степень доктора геолого-минералогических наук. [c.40]

    Одной из главнейших профилирующих дисциплин высшего нефтегазогеологического образования является курс Геология и геохимия нефти и газа , опирающийся, с одной стороны, на успехи в познании геологических закономерностей размещения месторождений нефти и газа в земной коре, а с другой — на достижения в области органической геохимии, рассматривающей весь путь преобразования исходного органического вещества в литосфере и формирования состава нефти и газа. Курс представляет собой научно-прикладную дисциплину, в задачу которой входит рассмотрение теоретических основ генерации, миграции и аккумуляции углеводородов в виде залежей и месторождений с целью выработки геологических критериев, контролирующих пространственное распространение скоплений нефти и газа на Земле, [c.6]

    Ермакова В. И. Методика спектрального анализа микроэлеменгоа нефтей. — В кн. Закономерности формирования и размещения месторождений нефти и газа. М., 1970, с, 23—29, [c.128]

    Рети Ш., Пете A., Ердег М., Балаж А. Определение микроэлементов (иода, брома, ванадия, бария, стронция, бора) в нефтях. — В кн. Закономерности формирования и размещения месторождений нефти и газа в геотектонических областях территорий стран членов СЭВ. М., 1975, с, 8—20. [c.137]

    Книга предназначена для широкого круга специалистов — нефтяников, геологов, гидрогеологов, занимающихся изучением вовдосов формирования и поисков месторождений нефти и газа. Работа представляет также интерес для исследователей пресных, минеральных, промышленных и термальных подземных вод. [c.184]

    В ряде стран проводится дегазация шахт и откачанный метан с успехом используется. Наряду с сжиганием газа в шахтных котельных, перспективны получение из него метанола, применение сжатого метана в качестве моторного топлива, производство газовьгх гидратов. Утилизация шахтного метана в наиболее газоносных бассейнах — Донецком, Кузнецком, Карагандинском и Печорском — позволит улзп1шить условия труда шахтеров и сэкономить сотни тысяч тонн топлива. Весьма существенна роль газов угленосных толщ в формировании месторождений ПГ и отчасти нефти. Крупные месторождения газа угольной природы известны в Западной Сибири. [c.99]

    Как видно из табл. 1, формирование зоны антропогенного влияния на гидролитосферу в границах Мирового океана протекает с исключительно высокими скоростями (40-91 м/год) и неразрывно связано с достижениями научно-технического прогресса в технике и технологии бурения. Ее зарождение началось с 1 зведаи нефтегазовых месторождений внутренних морей в 30-х годах XX столетия, продуктивность которой достигла максимума в конце вО-х и 70-х годах, чему в немалой степени способствовали последствия знергетического кризиса 70-х годов. К настоящему времени в пределах акватории Мирового океана открыто более 1700 месторождений нефти и газа [126]. Добыча природных углеводородов сейчас ведется на глубинах до 4 км (на глубинах моря до 3 м). Поисковое бурекие достигло глубины 4,41 км при глубине моря 1965 м [66]. Наиболее активное влияние техногенеза на подземную гидросферу отмечается в границах шель4 Антлантического, Тихого и Индийского океанов [140]. [c.13]

    Перечень предметов изучения (вещество, объект, процесс) и методов исследования представлен в табл. 2. Для исследования вещественного состава пород, ОВ и нефти, газа, конденсата и воды применяются точные современные физико-химические методы, включая изучение вещества на молекулярном уровне (хроматография и масспектрометрия). Для описания процессов литогенеза, превращения органического вещества, нефти и газа, а также динамики флюидов используется экспериментальное и математическое моделирование. Изучение процессов формирования коллекторов, флюидоупоров, ловушек, масштабов, времени образования и миграции нефти и газа и в целом формирования месторождений горючих ископаемых дает возможность познания закономерностей пространственного размещения месторождений. Исследование этих вопросов проводится с помощью геологических, геофизических, геохимических и гидрогеологических методов. [c.6]

    Дальнейшее развитие нефтяной промышленности повлекло за собой обострение дискуссии о генезисе нефти, что, в свою очередь, способствовало постановке комплексных геолого-геохимических исследований, нацеленных на выяснение условий образования нефти и газа. К этому времени стало ясно, что раскрытие механизма образования природных углеводородных систем может служить базой для обоснования методов поисков месторождений нефти и газа. Большое значение вопросы происхождения нефти и газа приобрели при разработке методов сравнительной оценки перспектив пефтегазопоспости крупных территорий, а также при подсчете потенциальных ресурсов нефти и газа на генетической основе. Стало очевидным, что раскрытие законов формирования этих полезных ископаемых имеет не только теоретический интерес, но и большое практическое значение. [c.23]

    Выступая в октябре на саммите АТЭС в Бангкоке, президент Владимир Путин сообщил, что в 2007 году будет построен завод по сжижению природного газа на Сахалине - один из крупнейших в мире На долгосрочную основу рассчитана работа по разведке и обустройству месторождений нефти и газа в Восточной Сибири Он предложил деловым людям взять на заметку эту информацию при формировании инвестиционных портфелей [c.21]

    Два последних десятилетия проблема природных газогидратов будоражит энергетиков, геологов, космофизиков, фи-зико-химиков и других специалистов. Энергетиков интересуют потенциальные ресурсы углеводородных газов, сосредоточенных в недрах нашей планеты в гидратном состоянии, величина которых на два порядка превышает мировые разведанные запасы газа. Для геологов открытие скоплений гидратов, их свойства выдвинули необходимость пересмотра ряда принципиальных положений формирования и сохранения месторождений нефти и газа как на материках, так и в акваториях Мирового океана. [c.412]

    Подземные пластовые воды нефтегазоносных территорий содержат основную часть заключенного в недрах метана. Его объемы в водорастворенном и диспергированном состоянии во много раз превосходят ресурсы месторождений свободного газа. Для разных регионов и литолого-стратиграфических комплексов это соотношение неодинаково. Оно зависит от объема, состава и структуры вмещающих пород, геохимической обстановки бассейна, условий формирования газовых месторождений. По оценке Л.М. Зорькина, В.Н. Корценштейна, Е.В. Стад-ника и др. (1980 г.), ресурсы водорастворенных углеводородных газов бывшего СССР составляют около 4000 трлн. м . Однако эта оценка, по-видимому, занижена. Проведенные по ряду регионов подсчеты потенциальных ресурсов нефти и газа объемным и объемно-генетическим способом дали попугные результаты по оценке объема пор, т.е. пластовых вод. В сочетании с данными по газонасыщенности эти результаты позволяют оценивать потенциальные ресурсы водорастворенных углеводородных газов в России в 5-6 тыс. трлн. мЗ. Эти выводы не противоречат соотношению между объемами свободного и водорастворенного газов в хорошо изученных нефтегазоносных районах Предкавказья. По данным В.Н. Корценштейна, в залежах сосредоточено только 2-5% всего углеводородного газа бассейна. [c.429]

    В статье Л. С. Балашова рассмотрены гидродинамические условия и гидрогеохимические обстановки со ранения нефтяных месторождений в межгорном Сурхан-Дарьинском артезианском бассейне, где роль подземных вод в процессах созидания и разрушения месторождений нефти и газа проявилась с поразительной наглядностью. В статье иллюстрируется опыт картирования процесса развития обводнения нефтяных залежей ряда месторождений показана важность регионального изучения динамики и химии вод всего артезианского бассейна для прогнозирования нефтеносности отдельных антиклинальных структур, рассредоточенных по площади бассейна. Новые интересные данные о геохимическом влиянии норовых растворов глинистых толщ на формирование состава подземных вод Западно-Туркменского бассейна приводятся в статье В. В. Красинцевой, Г. А. Борщевского и [c.3]

    Соловьев НЛ. Тектонодинамическая оценка условий формирования месторождений — новое направление изучения нефтегазоносных территорий //Геология нефти и газа. — 1986. — № 1. — С.6-11. [c.133]

chem21.info

Процесс - формирование - залежи

Процесс - формирование - залежи

Cтраница 2

Нам кажется, что при определении времени формирования залежей не следует оперировать только одним методом. По-видимому, обсуждаемая проблема с той или иной долей уверенности может быть решена, во-первых, путем соответствующего учета геологических факторов и физико-химических особенностей флюидов и, во-вторых, путем поисков новых геологических и лабораторно-экспериментальных параметров, несущих информацию о процессе формирования залежей. Нами избран второй путь.  [16]

УВ, которое наблюдается в них в настоящее время. В некоторых районах процесс формирования залежей, возможно, еще не закончен и продолжается аккумуляция нефти и газа или происходит переформирование древних скоплений за счет разрушения одних и образования других.  [17]

В Саратовском Поволжье формирование нефтяных и газовых залежей завершается в ходе погружения предполагаемых материнских пород на сравнительно небольшие глубины. А когда эти глубины возрастают, процессы формирования залежей нефти в тех же породах уже не возобновляются, что указывает на прекращение процессов генерации углеводородов.  [18]

В Саратовском Поволжье формирование нефтяных и газовых залежей завершается в ходе погружения предполагаемых материнских пород на сравнительно небольшие глубины. А когда отп глубины возрастают, процессы формирования залежей нефти в тех же породах уже не возобновляются, что указывает на прекращение процессов генерации углеводородов.  [19]

Принцип дифференциального улавливания применим только при условии, когда объем ловушки значительно меньше объема мигрирующих углеводородов. Этот принцип не является универсальным, объясняющим все многообразные условия формирования залежей. В более поздних работах было показано, что в отдельных геологических районах, в силу специфических особенностей их строения, процесс формирования залежей нефти и газа может происходить по схеме, отличной от теории дифференциального улавливания. Как правило, основные положения этой теории соблюдаются в случае, когда группа ловушек, расположенных гипсометрически одна выше другой, образовалась примерно в одно и то же время. Если же они разновозрастны, то механизм формирования залежей различного флюидального состава оказывается более сложным и определяется не только дифференциацией удельных весов нефти, газа, воды, но и другими причинами.  [20]

Сложнее обстоит дело, когда в зонах расположения газоконденсатных месторождений, а в ряде случаев в разрезе самих месторождений находятся крупные скопления углеводородов, относящиеся к другим фазово-генетическим типам. Наличие подобных, в частности, крупных нефтяных скоплений не всегда согласуется с известной схемой миграции нефти и газа в единой газовой фазе и свидетельствует о более сложном характере процесса формирования залежей, о существенной роли других геологических факторов в этом процессе. Поэтому при изучении процессов формирования залежей возникает необходимость выполнения различных исследований, освещающих возможную роль этих факторов в образовании залежей.  [21]

Из рис. 97 видно, что пику добычи пластовых вод предшествует пик по добыче конденсата. Следует отметить, что для Ленинградского, Майкопского и Кущевокого месторождений объем фактической добычи конденсата превышает потенциальные запасы конденсата с учетом его выделения из газа на промысле и конечной газоотдачи пласта. Последнее свидетельствует о том, что в процессе активного продвижения контурных вод приобретает подвижность конденсат, как выпавший в пласте за период падения давления в процессе разработки, так и рассеянный в пласте до начала разработки в процессе формирования залежей. В главе II было показало, что в результате диффузионного рассеивания газовых углеводородов в процессе формирования газоконденсатных залежей из пластового газа может выделяться конденсат.  [23]

Известные ныне промышленные скопления нефти и газа в недрах земной коры приурочены в основном к осадочному комплексу пород, сформировавшихся в морских или полуконтинентальных условиях. В силу этого до появления в них нефти и газа они были полностью или частично заполнены водой. В зависимости от палеогеографической и гидрогеологической обстановки, особенностей литогенеза и формирования залежей нефти и газа в начальный период, указанная вода могла сохраняться или многократно замещаться поверхностными или глубинными водами. Следовательно, процесс формирования залежей нефти и газа так или иначе сопровождался вытеснением воды и газопаровой фазы из пор, каверн и трещин.  [24]

Сложнее обстоит дело, когда в зонах расположения газоконденсатных месторождений, а в ряде случаев в разрезе самих месторождений находятся крупные скопления углеводородов, относящиеся к другим фазово-генетическим типам. Наличие подобных, в частности, крупных нефтяных скоплений не всегда согласуется с известной схемой миграции нефти и газа в единой газовой фазе и свидетельствует о более сложном характере процесса формирования залежей, о существенной роли других геологических факторов в этом процессе. Поэтому при изучении процессов формирования залежей возникает необходимость выполнения различных исследований, освещающих возможную роль этих факторов в образовании залежей.  [25]

Образование связанной нефти в газовой зоне пластов является одной из характерных особенностей сложного, многогранного процесса формирования газоконденсатных залежей. Явление наличия связанной нефти имеет региональную природу и присуще подавляющему большинству газоконденсатных месторождений. Образование связанной нефти может быть обусловлено как первоначальной нефтенасыщенностью, так и вторичными процессами ее накопления. Важнейшим условием при этом являются особенности геологического развития структуры и процесса формирования залежей. Ниже рассматривается несколько возможных схем накопления этой нефти в газовой зоне пластов.  [26]

Месторождения нефти и газа и разломы Персидского залива и прилегающих территорий. а - граница Аравийской платформы и гор Загроса. б - предполагаемые разломы. в - месторождения газа. г - месторождения нефти. 1 - Ага-Джари, 2 - Гечсаран, 3 - Румейла, 4 - Раудатайн, 5 - Большой Бурган, 6 - Сафания-Хафд - жи, 7 - Гавар, 8 - Абкайк, 9 - Марун, 10 - Манифа, 11 - Катиф, 12 - Ферейдун-Марджан.  [27]

Месторождения словно четки нанизаны на прямые линии разломов. Положение разломов небеспорядочно, они создают своеобразную диагональную сетку. В узлах этой сетки располагаются самые крупные месторождения: Бурган, Сафания, Гавар, Абкайк и ряд других. Воздержимся пока от ответа, посмотрим вначале, что представляют собой разломы и какое влияние могут они оказывать на процесс формирования залежей УВ.  [28]

По-видимому, обе эти точки зрения ошибочны и не могут быть распространены на все нефтегазоносные области. Объясняется это односторонним рассмотрением сложных вопросов формирования и переформирования залежей. Указанные выше противоречия во взглядах на время формирования залежей Саратовского Поволжья, Самарской Луки и прилегающих районов лишь кажущиеся. В одних случаях в исследуемых ныне залежах более отчетливо выражены условия их начального формирования. В других случаях условия начального формирования залежей в значительной степени затушеваны более поздним i процессами продолжавшегося формирования залежей, их переформирования и разрушения.  [29]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Формирование - скопление - нефть

Формирование - скопление - нефть

Cтраница 1

Формирование скоплений нефти и газа происходит в замкнутых ловушках, которые являются припятствием для мигрирующих УВ.  [1]

Рассматриваются условия формирования скоплений нефти и газа в разных типах нефтегазоносных бассейнов, закономерности формирования и размещения месторождений, их тектоническая и литолого-стратиграфическая приуроченность к нефтегазоносным комплексам. Приводятся краткие сведения о запасах нефти и газа, топливно-энергетических ресурсах, их распределении в мире, распределении нефти и газа по странам, по стратиграфическому разрезу. Прослеживается неравномерность и избирательность размещения основных запасов энергетического сырья, динамика его добычи на различных территориях и в акваториях. Подчеркиваются те проблемы геологии нефти и газа, решение которых будет способствовать более рациональному и экономически выгодному комплексному использованию этих полезных ископаемых.  [2]

Современные процессы формирования скоплений нефти и газа и влияние сейсмического фактора на их активизацию / / Докл.  [4]

Единство условий формирования скоплений нефти и газа в пределах НГК обеспечивается гидродинамической взаимосвязанностью всей проницаемой части НГК и наличием единых главных источников УВ.  [5]

Единство условий формирования скоплений нефти н газа в пределах НГК обеспечивается гидродинамической взаимосвязанностью всей проницаемой части НГК и на - личием единых главных источников УВ.  [6]

Флюидодинамический режим является ведущим фактором формирования скоплений нефти и газа. Режим трансформируется в различных тектонических условиях. Для внутриплатформен-ных синеклизных и главным образом окраинно-платформенных рифтовых бассейнов характерны мощные восходящие потоки высоко нагретых флюидов.  [7]

Роль гидротермальных факторов в эволюции углеродистых веществ и формировании скоплений нефти и газа / / Журн.  [8]

Процессы миграции практически завершаются в ловушках, где начинается формирование скоплений нефти и газа одновременно с оттоком из них воды. Здесь же происходит расслоение углеводородной массы.  [9]

Почти одновременно с возникновением антиклинальной теории появились работы, отрицающие или значительно снижающие роль структурного фактора в формировании скоплений нефти и газа.  [10]

В капитальном труде Учение о нефти ( 1932 г.) им были изложены основные положения об условиях образования и закономерностях формирования скоплений нефти.  [11]

Порфирьева о двух фазах миграции нефти - в до-палеозойское время и в конце третичного периода - также не обоснован анализом конкретных геологических условий формирования скоплений нефти в отдельных областях и провинциях регионального нефтегазо-накопления.  [12]

Порфирьова о двух фазах миграции нефти - в до-палеозойское время и в конце третичного периода - также по обоснован анализом конкретных геологических условий формирования скоплений нефти в отдельных областях и провинциях регионального пефтегазо-накоплепия.  [13]

К числу нефтегазопоисковых гидрогеологических показателей А.А. Карцев относит: 1) наличие залежей газа и нефти; 2) наличие нефти и газа; 3) условия формирования скоплений нефти и газа; 4) условия сохранения и разрушения скоплений нефти и газа; 5) наличие ловушек нефти и газа.  [14]

Согласно этим расчетам при исходном содержании ОВ 0 5 % эмиграция УВ из нефтегазопроизводящих пород происходит только в водо-растворенном состоянии, а при изменении термобарических и гидрогеологических условий часть водорастворенных УВ выделяется в коллекторы в свободную фазу и принимает участие в формировании скоплений нефти и газа. Следовательно, несмотря на региональный характер процесса нефтегазообразования, далеко не повсеместно в осадочном чехле он происходит в таких масштабах, при которых обеспечивались бы первичная миграция нефтегазовых УВ и скопление их в ловушках в виде залежей.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru