8. Осадочно-миграционная теория происхождения нефти. Теория миграции нефти


Теория - миграция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Теория - миграция

Cтраница 1

Теория миграции основывается на индуктивном переносе энергии возбуждения, который существен для молекул с перекрывающимися спектрами флуоресценции и поглощения. Часть переходов, увеличивающаяся с уменьшением расстояния между молекулами, сопровождается тушением. Обычно для объяснения концентрационного тушения привлекаются обе теории.  [2]

Теория миграции энергии объясняет изменения поляризации люминесценции и времени затухания, наблюдаемые параллельно с концентрационным тушением, однако сил по учитывает фнзпко-химн-ескнх ir - ме-неннн.  [3]

В теории миграции процессы массопереноса в подземных водах описываются физико-математическими моделями, разработанными применительно к нескольким типам фильтрационного строения горных пород. В этой модели, кроме того, возможен учет влияния проточных и застойных зон, сор бционных и других физико-химических процессов.  [4]

Из теории миграции известно, что миграцию нефти в пористой среде обуславливают такие факторы, как поверхностное натяжение, капиллярность, удельный вес нефти, газа, воды, уплотнение горных пород и другие факторы.  [5]

Основным в теории миграции атомов является вопрос о том, каким образом атомы находят энергию для отрыва от кристаллита и перехода на поверхность носителя. Как уже обсуждалось выше, высокая теплота сублимации платины ( 564 кДж / / моль) и малая теплота адсорбции атома платины на носителе [4.40] [ устанавливают пределы величины наблюдаемой энергии активации спекания, при которой этот процесс протекает с существенной скоростью. Значение энергии активации миграции атома платины по поверхности носителя должно находиться между нулем и величиной теплоты адсорбции. Такая бесконечно малая скорость роста кристаллитов является следствием очень большой теплоты сублимации платины и малой величины теплоты ее адсорбции на носителе.  [6]

Очень интересна эволюция теорий миграции нефти.  [8]

Исследователи, занимающиеся теорией миграции, выделяют первичную миграцию из нефтематеринских ( нефтегазопро-водящих) толщ в различные пористые и проницаемые породы коллекторы ивторичную - передвижение нефти и газа в пределах пласта-коллектора и из одного пласта в другой через толщу пород, в которой различают латеральную ( пластовую) и вертикальную ( межпластовую) миграцию.  [10]

Позднее Рич распространил эту теорию миграции на далекое расстояние. Он полагал, что вода может увлекать нефть и газ на большие расстояния по пористым песчаникам, например, дакота и вудбайн. Во время этого движения нефть и газ стараются занять положение ближе к кровле пласта-проводника. Различия в пористости оказывают фильтрующее воздействие: позволяют воде двигаться, но задерживают нефть и газ.  [11]

Вопросы, связанные о теорией миграции подземных вод, в последнее десятилетие получили интенсивное развитие в СССР и 88 рубежом. Вместе о тем, методики полевых исследований I определения миграционных параметров освещены в атих работах недостаточно, хотя число публикаций по этим вопросам ва последние годы продолжает расти.  [12]

Следует указать, что подробно теории миграции изложены в цитируемой в настоящем параграфе литературе, поэтому нет необходимости их детально излагать.  [13]

В заключение отметим следующее: теория миграции энергии достаточно хорошо описывает наблюдаемое концентрационное тушение лишь при достаточно низких концентрациях люминесцирующего объекта; при увеличении количества частиц пренебрежение возможными физико-химическими процессами, уменьшающими выход люминесценции, вряд ли оправдано.  [14]

Физико-математическое описание рассматриваемых здесь процессов базируется на теории миграции вещества, влаги и тепла в горных породах, находящихся в состоянии полного ( водоносные комплексы) или частичного ( зона аэрации) водонасыщения.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

8. Осадочно-миграционная теория происхождения нефти.

Эта теория предполагает в качестве источника образования нефти осадочные толщи, а именно – рассеяное органическое вещество (РОВ), содержащееся в осадочных породах. Впервые гипотеза органического происхождения нефти была высказана М.В.Ломоносовым, отметившим, в частности, образование битумов из углей при нагревании без доступа кислорода.

Органическое происхождение нефти и природного газа ныне признается большинством геологов и химиков. Геологическое доказательство этой теории базируется на закономерностях в размещении залежей нефти и газа в земной коре. 99,9% известных скоплений нефти и газа локализовано в осадочных толщах. Причем, залежи нефти и газа приурочены не ко всякой осадочной толще, а лишь к определенным их частям. Геологическим доводом в пользу этой теории является также наличие нефти в линзах проницаемых пород внутри непроницаемых толщ.

Химические доказательства базируются на сходствах органических соединений нефтей с органическими соединениями битумоидов, извлекаемых из рассеянного органического вещества осадочных горных пород различными растворителями. Особенно близкое сходство имеют строения молекул липоидов и некоторых углеводородов нефтей. Кислородные, азотистые и сернистые соединения нефтей имеют явно биогенное происхождение. В золе нефтей обнаруживаются те же микроэлементы, что и в золе каменных углей, органическое происхождение которых не вызывает сомнения.

Одним из доказательств в пользу органического происхождения нефтей является их оптическая активность. Полученные же в результате неорганического синтеза искусственные нефти оптически не активны. На генетическое родство нефтей и рассеянного органического вещества указывает и близость изотопного состава углерода нефтей и изотопного состава углерода органических веществ. Вертикальные зональности в изменении изотопов серы нефтей и вмещающих их осадочных толщ почти полностью идентичны.

В лабораторных условиях из органических соединений холестерина, олеиновых и стеариновых кислот под действием хлористого аммония еще в 1927-31г г. академиком Н.Д. Зелинским при температуре около 200°С получена искусственная нефть, содержащая типичные представители нафтено-метановых углеводородов, из которых состоит природная нефть. Повторные опыты показали, что процесс превращения хлопковых масел, олеиновых кислот в жидкие углеводороды при воздействии глин, песков, мела в качестве катализатора достаточно интенсивно происходит уже при температуре около 100°С.

Углеводородные соединения обнаружены в современных осадках Черного моря. Восстановленная часть рассеянного органического вещества осадков древнего Каспия содержит углерода 80%, водорода 10%, кислорода с азотом-10%. Для сравнения: содержание углерода в нефтях составляет 85%, водорода-11%, кислорода-4%, т.е. этим битумам остается потерять около 5-7% кислорода, чтобы достигнуть элементарного состава нефти. Эти явления, очевидно, представляют собой начальную стадию процессов нефтеобразования.

Вывод: гипотеза органического происхождения нефти доказывается достаточно убедительно как геологическими факторами, так и химическими исследованиями, и, благодаря научным анализам советских ученых-геологов, по праву получила название осадочно-миграционной теории происхождения нефти.

Любая осадочная горная порода в том или ином количестве содержит рассеянное органическое вещество: остатки планктона, бактерий, водорослей, макро- и микрофауны, рыб, наземных растений и животных, захороненные в илах на дне морей, озер, рек. Среднее содержание органического углерода в морских глинах составляет 2-3%, в песчаниках – 1-1,5%. Некоторые разновидности осадочных пород, такие, как битуминозные глины, сапропелиты, горючие сланцы содержат органический углерод в количестве от 20 до 50%.

Органические остатки растительного мира относятся, в основном, к гумусовому типу, животного мира - к сапропелевому ряду.

В зависимости от конкретных условий преобразование органических остатков горных пород может происходить в трех разных направлениях:

1) тление - при свободном доступе кислорода

2) гумификация - при ограниченном доступе кислорода

3) гниение - при отсутствии доступа кислорода

При всех этих процессах происходит образование газов (в том числе и углеводородных), жидкого и твердого вещества. В условиях недостаточного кислорода происходит брожение вещества под действием микробов. Часть новообразованных продуктов через поры пород удаляется в атмосферу и гидросферу,  другая часть сохраняется в породе. Преобразование органического вещества в осадке до почти бескислородных углистых или битуминозных веществ может происходить лишь в восстановительной или слабо восстановительной среде. Само органическое вещество в процессе своего разложения создает в породе восстановительные условия.

Битумоид, извлеченный из породы хлороформом, по существу представляет собой "микронефть" - дисперсную нефть, находящуюся в породе в рассеянном состоянии. Однако полного сходства битумоидов с нефтями нет, хотя они состоят из тех же метано-нафтеновых и ароматических углеводородов.

Фито- и зоопланктон поставляет главную массу исходного для нефти органического вещества, но в образовании компонентов нефти могут участвовать и другие водные организмы и вообще все живое вещество планеты. Исследованиями установлено, что в I м3 современных осадков Черного моря содержится около 100 граммов углеводородов (микронефти).

studfiles.net

VIII.3 Осадочно-миграционная теория происхождения нефти

Эта теория предполагает в качестве источника образования нефти осадочные толщи, а именно – рассеяное органическое вещество (РОВ), содержащееся в осадочных породах. Впервые гипотеза органического происхождения нефти была высказана М.В.Ломоносовым, отметившим, в частности, образование битумов из углей при нагревании без доступа кислорода.

Органическое происхождение нефти и природного газа ныне признается большинством геологов и химиков. Геологическое доказательство этой теории базируется на закономерностях в размещении залежей нефти и газа в земной коре. 99,9% известных скоплений нефти и газа локализовано в осадочных толщах. Причем, залежи нефти и газа приурочены не ко всякой осадочной толще, а лишь к определенным их частям. Геологическим доводом в пользу этой теории является также наличие нефти в линзах проницаемых пород внутри непроницаемых толщ.

Химические доказательства базируются на сходствах органических соединений нефтей с органическими соединениями битумоидов, извлекаемых из рассеянного органического вещества осадочных горных пород различными растворителями. Особенно близкое сходство имеют строения молекул липоидов и некоторых углеводородов нефтей. Кислородные, азотистые и сернистые соединения нефтей имеют явно биогенное происхождение. В золе нефтей обнаруживаются те же микроэлементы, что и в золе каменных углей, органическое происхождение которых не вызывает сомнения.

Одним из доказательств в пользу органического происхождения нефтей является их оптическая активность. Полученные же в результате неорганического синтеза искусственные нефти оптически не активны. На генетическое родство нефтей и рассеянного органического вещества указывает и близость изотопного состава углерода нефтей и изотопного состава углерода органических веществ. Вертикальные зональности в изменении изотопов серы нефтей и вмещающих их осадочных толщ почти полностью идентичны.

В лабораторных условиях из органических соединений холестерина, олеиновых и стеариновых кислот под действием хлористого аммония еще в 1927-31г г. академиком Н.Д. Зелинским при температуре около 200°С получена искусственная нефть, содержащая типичные представители нафтено-метановых углеводородов, из которых состоит природная нефть. Повторные опыты показали, что процесс превращения хлопковых масел, олеиновых кислот в жидкие углеводороды при воздействии глин, песков, мела в качестве катализатора достаточно интенсивно происходит уже при температуре около 100°С.

Углеводородные соединения обнаружены в современных осадках Черного моря. Восстановленная часть рассеянного органического вещества осадков древнего Каспия содержит углерода 80%, водорода 10%, кислорода с азотом-10%. Для сравнения: содержание углерода в нефтях составляет 85%, водорода-11%, кислорода-4%, т.е. этим битумам остается потерять около 5-7% кислорода, чтобы достигнуть элементарного состава нефти. Эти явления, очевидно, представляют собой начальную стадию процессов нефтеобразования.

Вывод: гипотеза органического происхождения нефти доказывается достаточно убедительно как геологическими факторами, так и химическими исследованиями, и, благодаря научным анализам советских ученых-геологов, по праву получила название осадочно-миграционной теории происхождения нефти.

Любая осадочная горная порода в том или ином количестве содержит рассеянное органическое вещество: остатки планктона, бактерий, водорослей, макро- и микрофауны, рыб, наземных растений и животных, захороненные в илах на дне морей, озер, рек. Среднее содержание органического углерода в морских глинах составляет 2-3%, в песчаниках – 1-1,5%. Некоторые разновидности осадочных пород, такие, как битуминозные глины, сапропелиты, горючие сланцы содержат органический углерод в количестве от 20 до 50%.

Органические остатки растительного мира относятся, в основном, к гумусовому типу, животного мира — к сапропелевому ряду.

В зависимости от конкретных условий преобразование органических остатков горных пород может происходить в трех разных направлениях:

1) тление — при свободном доступе кислорода

2) гумификация — при ограниченном доступе кислорода

3) гниение — при отсутствии доступа кислорода

При всех этих процессах происходит образование газов (в том числе и углеводородных), жидкого и твердого вещества. В условиях недостаточного кислорода происходит брожение вещества под действием микробов. Часть новообразованных продуктов через поры пород удаляется в атмосферу и гидросферу, другая часть сохраняется в породе. Преобразование органического вещества в осадке до почти бескислородных углистых или битуминозных веществ может происходить лишь в восстановительной или слабо восстановительной среде. Само органическое вещество в процессе своего разложения создает в породе восстановительные условия.

Битумоид, извлеченный из породы хлороформом, по существу представляет собой "микронефть" — дисперсную нефть, находящуюся в породе в рассеянном состоянии. Однако полного сходства битумоидов с нефтями нет, хотя они состоят из тех же метано-нафтеновых и ароматических углеводородов.

Фито- и зоопланктон поставляет главную массу исходного для нефти органического вещества, но в образовании компонентов нефти могут участвовать и другие водные организмы и вообще все живое вещество планеты. Исследованиями установлено, что в I м3 современных осадков Черного моря содержится около 100 граммов углеводородов (микронефти).

 

VIII. 4. Главная зона нефтеобразования (ГЗН)

 

К числу факторов, обеспечивающих превращение рассеянного в осадках органического вещества (РОВ) в нефть, относятся температура, давление, катализаторы, деятельность микробов, зараженность бассейна сероводородом и др. Нефть представляет собой глубоко восстановленный продукт, поэтому наличие восстановительной среды для нефтеобразования является обязательным. Сероводород (h3S) рассматривается как индикатор восстановительной среды: чем его больше, тем восстановительнее среда.

Температура влияет благоприятно на процесс нефтегазообразования только до предела 300-500°С, свыше этой температуры начинается разрушение нефтяных углеводородов. Катализаторами в процессах нефтеобразования являются глины и продукты жизнедеятельности бактерий. На первых этапах преобразования РОВ из него удаляется углекислота и вода, затем аммиак и сероводород. С исчезновением запасов легко отщепляемого кислорода и водорода в виде СО2, Н2О, Н2, Nh4 наступает очередь удаления основной массы водорода в виде метана (СН4).Последующая потеря водорода приводит к образованию угля и графита.

Первые порции нефтяных углеводородов в осадках образуются еще на стадии раннего диагенеза осадка. Однако ввиду малой мощности и хорошей проницаемости перекрывающих толщ образовавшиеся углеводороды рассеиваются в гидро- и атмосфере. Гипотезы раннедиагенетического происхождения нефти придерживались В.В. Вебер, П.З. Смит, К.А. Юркевич и др. К.П. Калицкий (1923) пришел к выводу, что нефть генерировалась из отложений морских водорослей и накапливалась на месте ее образования.

В настоящее время господствующей является гипотеза катагенетического образования нефти, где главная роль отводится температуре. Исследованиями в МГУ в 60-х годах XX века было установлено возрастание битумоидного коэффициента в хлороформенных битумоидах, начиная с температуры 50-6О°С и при давлении 120-150 ат, что соответствует глубинам 1200-1500м. На этих глубинах составы углеводородов микронефти и макронефти становятся близкими. Период увеличения содержания битумоидов и углеводородов в глинистых отложениях при погружении бассейна, когда происходит образование значительного количества жидких углеводородов и массовая первичная миграция микронефти, Н.Б. Вассоевич в 1967 году назвал главной фазой нефтеобразования (ГФН), а зона глубин, соответствующая этой фазе, позднее была названа главной зоной нефтеобразования (ГЗН).

 

 

Рис.9 Главная зона нефтеобразования. По Н.Б.Вассоевичу, 1969; С.Г.Неручеву, 1973; Преображенскому и др., 1971.

 

Горные породы, участвовавшие в эксперименте: 1 – терригенный девон Волго-Урала; 2 – бавлинские отложения Волго-Урала; 3 – кембрий Восточной Сибири, 5 – сапропелево-гумусовое органическое вещество Западной Сибири.

 

Наступление ГФН зависит от типа ОВ. На глубине 1,5-2,0 км, на длиннопламенной стадии метаморфизма ОВ наступает скачкообразное возрастание жирности газов, что означает наступление главной фазы нефтеобразования. Образование жидких УВ достигает максимума на глубине около 3,0 км. На рубеже жирных и коксовых стадий метаморфизма 0В, что соответствует глубинам 3,5-4,0 км, ГФН завершается. Образовавшиеся нефтяные углеводороды вместе с газами мигрируют вверх по восстанию слоев, повышая концентрацию УВ в пластовых водах и давая начало аккумуляции в ловушках в виде залежей как в самой ГЗН, так и выше нее. Основные запасы нефти в нефтегазоносных бассейнах действительно залегают с некоторым смещением вверх от ГЗН с проявлением максимума на глубине примерно 2 км (рис.9).

Современные глубины залегания нефтей в России составляют: 25% — на глубине 0,5-1,0 км, 40% — на глубине 1-2 км, 20% -на глубине 2-3 км. По данным Л.К. Лендса (США), из общего числа залежей, открытых в период с 1949 по 1965 гг. на глубине свыше 4570 м, 4/5 оказались газовыми и газоконденсатными, и только 1/5 — нефтяными. Лендс считает нижней границей промышленной нефтеносности зону с температурой 177°С.

Без первичной миграции образование залежей нефти происходить не может. С учетом этого теория органического происхождения нефти по предложению Н.Б. Вассоевича была названа теорией осадочно-миграционного происхождения нефти. Многие исследователи допускают возможность миграции углеводородов в растворенном в воде состоянии. Как газообразные, так и жидкие углеводороды в той или иной мере растворимы в воде, причем растворимость жидких углеводородов возрастает с увеличением температуры. Движение подземных вод в проницаемых пластах происходит при уплотнении глин, сопровождающемся отжатием из них седиментационных вод. На этом этапе движение вод направлено к краям бассейна — в зоны меньших температур и давлений (Карцев, 1975). На пути такой миграции подземных вод при снижении температуры и давления происходит выделение растворенных углеводородов в свободную фазу. Нефтяные углеводороды могут мигрировать также в форме, растворенной в газах. После выделения в свободную фазу начинается струйная миграция нефти по порам и трещинам горных пород до достижения ловушек – барьеров на путях миграции.

"Нефть — детище литогенеза, органически связанная с осадочным процессом, но образуется только в результате миграции", — отмечает Н.Б. Вассоевич. "Теория утверждает, а практика подтверждает, что все более или менее крупные области устойчивого опускания земной коры, выполненные нормальными субаквальными отложениями достаточной мощности (1,5-2,0 км) и более, являются зонами нефтегазогенерирования… Исходя из осадочно-миграционной теории происхождения нефти можно давать оценку прогнозных запасов нефти, предсказывать закономерности зон нефтегазонакопления, типы нефтей на различных глубинах и т.д." (Вассоевич, 1967, с. 152-153).

 

refac.ru

Осадочно-миграционная теория происхождения нефти

Осадочно-миграционная теория происхождения нефти.

 

Эта теория предполагает в качестве источника образования нефти осадочные толщи, а именно – рассеяное органическое вещество (РОВ), содержащееся в осадочных породах. Впервые гипотеза органического происхождения нефти была высказана М.В.Ломоносовым, отметившим, в частности, образование битумов из углей при нагревании без доступа кислорода.

Органическое происхождение нефти и природного газа ныне признается большинством геологов и химиков. Геологическое доказательство этой теории базируется на закономерностях в размещении залежей нефти и газа в земной коре. 99,9% известных скоплений нефти и газа локализовано в осадочных толщах. Причем, залежи нефти и газа приурочены не ко всякой осадочной толще, а лишь к определенным их частям. Геологическим доводом в пользу этой теории является также наличие нефти в линзах проницаемых пород внутри непроницаемых толщ.

Химические доказательства базируются на сходствах органических соединений нефтей с органическими соединениями битумоидов, извлекаемых из рассеянного органического вещества осадочных горных пород различными растворителями. Особенно близкое сходство имеют строения молекул липоидов и некоторых углеводородов нефтей. Кислородные, азотистые и сернистые соединения нефтей имеют явно биогенное происхождение. В золе нефтей обнаруживаются те же микроэлементы, что и в золе каменных углей, органическое происхождение которых не вызывает сомнения.

Одним из доказательств в пользу органического происхождения нефтей является их оптическая активность. Полученные же в результате неорганического синтеза искусственные нефти оптически не активны. На генетическое родство нефтей и рассеянного органического вещества указывает и близость изотопного состава углерода нефтей и изотопного состава углерода органических веществ. Вертикальные зональности в изменении изотопов серы нефтей и вмещающих их осадочных толщ почти полностью идентичны.

В лабораторных условиях из органических соединений холестерина, олеиновых и стеариновых кислот под действием хлористого аммония еще в 1927-31г г. академиком Н.Д. Зелинским при температуре около 200°С получена искусственная нефть, содержащая типичные представители нафтено-метановых углеводородов, из которых состоит природная нефть. Повторные опыты показали, что процесс превращения хлопковых масел, олеиновых кислот в жидкие углеводороды при воздействии глин, песков, мела в качестве катализатора достаточно интенсивно происходит уже при температуре около 100°С.

Углеводородные соединения обнаружены в современных осадках Черного моря. Восстановленная часть рассеянного органического вещества осадков древнего Каспия содержит углерода 80%, водорода 10%, кислорода с азотом-10%. Для сравнения: содержание углерода в нефтях составляет 85%, водорода-11%, кислорода-4%, т.е. этим битумам остается потерять около 5-7% кислорода, чтобы достигнуть элементарного состава нефти. Эти явления, очевидно, представляют собой начальную стадию процессов нефтеобразования.

Вывод: гипотеза органического происхождения нефти доказывается достаточно убедительно как геологическими факторами, так и химическими исследованиями, и, благодаря научным анализам советских ученых-геологов, по праву получила название осадочно-миграционной теории происхождения нефти.

Любая осадочная горная порода в том или ином количестве содержит рассеянное органическое вещество: остатки планктона, бактерий, водорослей, макро- и микрофауны, рыб, наземных растений и животных, захороненные в илах на дне морей, озер, рек. Среднее содержание органического углерода в морских глинах составляет 2-3%, в песчаниках – 1-1,5%. Некоторые разновидности осадочных пород, такие, как битуминозные глины, сапропелиты, горючие сланцы содержат органический углерод в количестве от 20 до 50%.

Органические остатки растительного мира относятся, в основном, к гумусовому типу, животного мира - к сапропелевому ряду.

В зависимости от конкретных условий преобразование органических остатков горных пород может происходить в трех разных направлениях:

1) тление - при свободном доступе кислорода

2) гумификация - при ограниченном доступе кислорода

3) гниение - при отсутствии доступа кислорода

При всех этих процессах происходит образование газов (в том числе и углеводородных), жидкого и твердого вещества. В условиях недостаточного кислорода происходит брожение вещества под действием микробов. Часть новообразованных продуктов через поры пород удаляется в атмосферу и гидросферу,  другая часть сохраняется в породе. Преобразование органического вещества в осадке до почти бескислородных углистых или битуминозных веществ может происходить лишь в восстановительной или слабо восстановительной среде. Само органическое вещество в процессе своего разложения создает в породе восстановительные условия.

Битумоид,  извлеченный из породы хлороформом, по существу представляет собой "микронефть" - дисперсную нефть, находящуюся в породе в рассеянном состоянии. Однако полного сходства битумоидов с нефтями нет, хотя они состоят из тех же метано-нафтеновых и ароматических углеводородов.

Фито- и зоопланктон поставляет главную массу исходного для нефти органического вещества, но в образовании компонентов нефти могут участвовать и другие водные организмы и вообще все живое вещество планеты. Исследованиями установлено, что в I м3 современных осадков Черного моря содержится около 100 граммов углеводородов (микронефти).

www.oborudka.ru

Геологические условия миграции и аккумуляции

⇐ ПредыдущаяСтр 42 из 52Следующая ⇒

Наши знания о геологической обстановке, преобладающей в нефтегазоносных районах, позволяют построить схему граничных геологических условий, в которую должна укладываться любая теория миграции и аккумуляции нефти и газа. Эти условия включают в общем случае множество различных переменных, как известных нам, так и неизвестных. Они могут быть сформулированы следующим образом.

1. Прежде всего каждая залежь нефти и газа находится в водной среде. Вода может быть свободной или связанной, краевой или подошвенной. Это значит, что проблема миграции теснейшим образом связана с движением воды, изменениями пластового давления и другими вопросами гидрогеологии. Наличие гидродинамического градиента давления между скважинами свидетельствует о том, что вода, насыщающая коллектор в виде непрерывной фазы, находится в движении. Вода движется в направлении снижения гидравлического потенциала, и скорость этого движения зависит как от разницы в величинах гидравлического потенциала областей питания и разгрузки, так и от пропускной способности (проницаемости) водоносных пластов. Скорость воды может быть очень небольшой и измеряться несколькими дюймами или футами в год, но влияние общих гидродинамических условий на миграцию нефти и газа почти всегда очень велико.

2. Нефть и газ обычно не смешиваются с водой и обладают меньшей плотностью, чем окружающие их воды.

3. Нефтегазоносные породы-коллекторы значительно отличаются друг от друга. Их возраст изменяется от докембрия до плиоцена, состав ‑ от кварцевого до карбонатного, происхождение - от осадочного до магматического, пористость ‑ от 1 до 40%, проницаемость ‑ от 1 миллидарси до многих дарси.

4. Характер ловушек для нефти и газа также очень разнообразен. Образование ловушки может быть обусловлено структурным фактором, стратиграфическим фактором или их комбинацией. Одним из существенных факторов улавливания нефти и газа может оказаться градиент потенциала флюида, создающий барьер на пути движения флюидов.

5. В широких пределах изменяются такие сложные факторы, как размер пор, характер их сообщаемости и степени извилистости, определяющие величину пористости и проницаемости, а также химические особенности пород.

6. Минимальное время, необходимое для образования нефти и газа, их миграции и аккумуляции в залежи, по-видимому, не превышает 1 млн. лет (см. стр. 59: часть «. Природный резервуар. – А.Ф.). Доказательством может служить установленный факт, что в некоторых плиоценовых залежах ловушка сформировалась ранее плейстоценового времени. С такими ловушками, в частности, связаны залежи нефти и газа на месторождении Кетлмен-Хиллс в Калифорнии. Залежи приурочены к формации Темблор (миоцен). Однако складка не могла образоваться раньше, чем в плейстоцене, поскольку отложения формации Темблор залегают практически параллельно плейстоценовым породам, выходящим на дневную поверхность [1]. Это говорит о том, что данная залежь сформировалась в позднеплейстоценовое или даже в постплейстоценовое время, т.е., вероятно, в промежутке 1000 000-100 000 лет назад. Примером, показывающим, что для приспособления залежи к изменению гео­логических условий требуется относительно небольшой промежуток времени, служит наклонная залежь месторождения Кейро в Арканзасе [2] (см. фиг. 12-8). Наклон водо-нефтяного контакта образовался за 10-12 лет. Если бы смещение залежи продолжалось с такой же скоростью в течение еще нескольких лет, вся нефть, без сомнения, оказалась бы в конечном счете вытесненной из ловушки. Таким образом, время, необходимое для аккумуляции нефти в залежи, может быть геологически коротким, вплоть до тысяч и даже сотен лет.

7. Верхней границей или кровлей любой залежи, образованной в результате действия структурного, стратиграфического, гидродинамического факторов или их комбинаций, является относительно непроницаемая изогнутая поверхность, обращенная выпуклостью вверх. Исключения из этого положения крайне редки и могут быть признаны только в случае бесспорности всех имеющихся данных.

8. Температура в породах-коллекторах может изменяться в пределах 50-100°С (122-212°F), хотя в некоторых нефтегазоносных районах она достигает 163°С (325°F).

9. Пластовое давление также значительно изменяется во времени в зависимости от геологической истории района. Замеренные величины пластовых давлений варьируют от 1 до 1000 атм и более. В течение геологического времени пластовое давление могло неоднократно возрастать и снижаться.

10. Геологическая история ловушки может изменяться в широких пределах - от единичного геологического «эпизода» до комбинации множества различных явлений, накладывавших в течение длительного геологического времени свой отпечаток на залежь. При этом залежи в известняках или доломитах характеризуются теми же особенностями соотношения пластовых флюидов, положения водо- и газо-нефтяных контактов и границ ловушек, что и залежи в терригенных коллекторах. Однако химические соотношения пород и насыщающих их флюидов, явления растворения, цементации, уплотнения и перекристаллизации в этих двух типах природных резервуаров совершенно различны.

 

Дальность миграции

Одним из основных вопросов в проблеме формирования залежей нефти и газа является дальность миграции: формируется ли залежь в основном из местной нефти или эта нефть поступила со стороны и какова тогда вероятная дальность миграции - одна миля или много миль? Некоторые исследователи полагают, что миграция может происходить лишь в очень незначительных масштабах, т.е. нефть и газ образовались фактически на месте своего теперешнего залегания [3]. Если это так, то целиком снимается проблема вторичной миграции, и разведочные работы должны направляться на поиски благоприятных ловушек в областях нефтегазообразования.

Лучшим доказательством местной миграции нефти из вмещающих материнских пород, очевидно, могут служить залежи нефти и газа в изолированных линзах пористых и проницаемых пород, связанных с зонами фациальных замещений, рифовыми и песчаными зонами. Эти линзы возникали, как правило, в высокобитум инозных материнских породах и представляли собой в течение длительного времени наиболее близко расположенный коллектор. Нефть и газ отжимались в этот коллектор вместе с водой по мере уплотнения вмещающих глин и других пород и занимали наиболее крупные поры, поскольку капиллярное давление в этом случае было недостаточным для того, чтобы оттеснить воду из тонкозернистых осадков и заместить ее нефтью. Таким образом, в этих случаях нефть и газ как бы профильтровывались сквозь тонкозернистые породы и аккумулировались в более проницаемых зонах.

С другой стороны, имеется немало доказательств миграции нефти и газа на довольно значительные расстояния до их аккумуляции в залежах. Рич [4], один из наиболее выдающихся сторонников гипотезы дальней миграции, полагает, что нефть выжимается из пород в мобильных, интенсивно деформирующихся зонах земной коры и заполняет водонасыщенные пласты, которые он назвал «пластами-переносчиками». В этих пластах нефть и газ движутся до тех пор, пока не попадут в ловушки.

Можно привести несколько доводов в пользу представлений о способности нефти мигрировать на значительные расстояния по проницаемым породам от областей нефтеобразования в зоны концентрации и аккумуляции, где могут формироваться залежи.

1. Непосредственным указанием на способность нефти и газа к движению являются их естественные выходы на поверхность. В некоторых случаях можно наблюдать движение нефти и газа вместе с водой или даже независимо от последней.

2. Добыча нефти и газа из залежей ‑ тоже доказательство способности нефти и газа двигаться сквозь проницаемые породы. Дальность этого перемещения зависит от расстояний между скважинами, обычно составляющих ¹/8-½ мили (200-800 м) для нефтяных скважин и около 1 мили (1,5-2 км) для газовых скважин. Если период разработки залежи достаточно длителен и сеть скважин редкая, расстояние, которое должны пройти нефть и газ, чтобы быть извлеченными на поверхность, без сомнения, окажется очень большим. Внутри ствола скважины нефть и газ могут двигаться вместе с водой или без воды. Пласты, содержащие до 50% поровой воды, иногда в течение длительного времени отдают чистые нефть и газ.

3. Структурные ловушки нередко образуются значительно позже, чем коллекторы. Залежи, сформированные в ловушках позднего заложения, обычно приурочены к регионально выдержанным пластам. Нефть, сконцентрированная в таких ловушках, несомненно, прошла путь, более длинный, чем нефть, скопившаяся в изолированных линзах внутри толщи битуминозных глин.

4. Размеры и типы ловушек во многих случаях остаются неизменными на протяжении всего периода геологического развития региона. В то же время такие процессы, как повторное складкообразование, сбросообразование, наклон слоев, эрозия, поднятие, отложение новых толщ осадков, растворение и цементация, действующие регионально по всему осадочному бассейну или провинции, могут привести к самым различным изменениям гидродинамических условий, температуры и давления и многих других физических свойств пород и флюидов. Изменение каждого из этих факторов вызывает увеличение или уменьшение объема нефти и газа, способного удержаться в ловушке, или изменение положения залежи в этой ловушке. Все это также свидетельствует об относительно свободном перемещении нефти и газа в коллекторе.

Мы знаем, что распределение в настоящее время нефти и газа в залежи по их плотности соответствует современным условиям в ловушке, включая ее современную форму и современный гидродинамический градиент. Если это соответствие справедливо теперь, оно должно было быть справедливым; и в течение всей геологической истории залежи. Иными словами, гравитационное распределение пластовых флюидов в ловушке во все времена должно было соответствовать положению ловушки и изменяться при изменении этого положения. Для того чтобы гравитационное равновесие в залежи сохранялось при изменении пластовых условий, нефть и газ должны более или менее свободно перемещаться по пласту, причем в некоторых случаях дальность такого перемещения может измеряться милями.

Палеозойские отложения в Техасе, Оклахоме и Канзасе характеризуются региональным наклоном на запад. Положение многих залежей изменилось в соответствии с изменением региональной структуры, но гравитационное распределение пластовых флюидов сохранилось. На фиг. 12-1, А

Фиг. 12-1. Схематические разрезы, показывающие залегание пород в пермское (А) и настоящее (Б) время, северная Оклахома [5, стр. 1122, фиг. 7].

Длина разрезов около 75 миль (120 км).

 

показана структура северной части Оклахомы ко времени отложения пермских осадков; подошва перми в данном случае принимается за горизонтальную плоскость. К началу пермского времени мисспсппскпе известняки были регионально наклонены на восток-юго-восток; пенсильванские песчаники, залегающие между пермскими и миссисипскгош отложениями, также оказались наклоненными в восток-юго-восточном направлении. Нефть и газ, находившиеся в этих песчаниках, должны были переместиться в наиболее высокие участки пластов, т.е. к их западным границам. В предмеловое время регион испытал наклон на запад (фиг. 12-1, Б). Пенсильванские песчаники Бербанк-Бартлсвилл-Гленн, ранее погружавшиеся в восточном направлении, в настоящее время погружаются, причем более интенсивно, на запад. Нефтяные залежи в связи с этим ныне располагаются вдоль восточных, наиболее приподнятых границ этих песчаников. Таким образом, в период от пермского до настоящего времени нефть в пенсильванских песчаниках мигрировала от западных границ их распространения до восточных в соответствии с изменением направления погружения слоев [5] (см. также фиг. 7-12). С другой стороны, изменение наклона нижнепенсильванских песчаников Датчер было относительно невелико, направление их погружения все время оставалось восточным, и современные залежи нефти обнаруживаются, как правило, вдоль западной границы их распространения. Следовательно, можно сделать вывод, что в одних случаях совершенно очевидна миграция нефти и газа на короткое расстояние, тогда как в других случаях столь же очевидна их миграция на большое расстояние. По-видимому, если нефть и газ будут перемещаться даже с очень небольшой скоростью, дальность этого перемещения за геологическое время может составить десятки и даже сотни миль, в зависимости от расстояния от области нефтегазообразования до ближайшей ловушки. Если это расстояние невелико, как это обычно бывает, миграция нефти и газа также будет короткой. Когда передвигающиеся нефть и газ не встречают на своем пути препятствия, они мигрируют до тех пор, пока не достигнут ловушки или экрана, способ­ных их удержать, или не выйдут на дневную поверхность. Дальность этого перемещения может измеряться десятками и сотнями миль, однако маловероятно, чтобы на всем этом пути нефть и газ не встретили какой-либо ловушки.

 

Первичная миграция

Наиболее общий случай первичной миграции - это увлечение нефти и газа водой, выжимающейся из глин в процессе их диагенеза, и в меньшей степени - водой, циркулирующей в породах уже после окончания диагенеза. Нефть и газ находятся в воде в виде субмикроскопических и коллоидальных частиц или в растворенном состоянии. Объем их составляет около 10-50 ч. на млн. (0,001-0,005%) от объема воды. В данном случае исключается движение больших масс нефти в результате эрозии нефтяных залежей или обогащенных углеводородами пород (см. стр. 477-478: глава 11, переотложенная нефть. – А.Ф.). Такая нефть иногда может быть снова переотложена непосредственно в будущих коллекторах, например рифах, песчаных барах и т. п.

Предложено несколько теорий первичной миграции нефти и газа вместе с движущейся водой. Это:

1) гидравлическая теория Манна [6],

2) теория всплывания Рича [7], Мразека [8] и Дэли [91,

3) теория седиментационного уплотнения Кинга [10], Монне [11] и Льюиса [12],

4) теория Чени [13], учитывающая как гидравлический фактор, так и уплотнение.

Все эти теории сходятся в одном: предполагается перемещение огромных масс воды, несущей нефть и газ в диспергированном состоянии в ловушки, в которых они аккумулируются в залежи.

Перенос нефти и газа в растворенном состоянии в пластовых водах также изучался многими сторонниками теории первичной миграции. Растворимость природного газа в воде изменяется от 4 куб. фут /баррель при давлении 400 фунт/кв. дюйм до 22 куб. фут/баррель при давлении 2000-6000 фунт/кВ .дюйм [14]. Легкие компоненты нефти также растворимы в воде, причем растворимость их возрастает с увеличением давления. При атмосферном давлении она равна 0,014 куб. фута нефти на 100 баррелей воды и значительно возрастает при давлении 1100 фунт/кв. дюйм [15]. При снижении давления нефть выпадает из раствора. Нефть и газ, встречающиеся в поверхностных водах при опробовании скважин, могут быть именно теми нефтью и газом, которые выделились из пластовых вод при снижении давления от пластового до давления на устье скважины.

 

Читайте также:

lektsia.com

Теория - миграция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Теория - миграция

Cтраница 3

Мартина, А. М. Пчелинцева и др.) и, введя некоторые упрощения ( согласно произведенной оценке их значимости), не вносящие, однако, недопустимых погрешностей, довел расчеты для нескольких наиболее важных для практики случаев до числовых величин, сравнение которых с результатами наблюдений в натуре дает вполне сопоставимые результаты. Из изложенной весьма краткой характеристики основных теорий миграции влаги в промерзающих грунтах вытекает, что процесс миграции воды в грунтах является весьма и весьма сложным природным явлением, обладающим в известной мере большой общностью, отдельные стороны которого уже с успехом описываются теми или иными полученными зависимостями, но интегральная теория миграции влаги в промерзающих грунтах в общем виде еще не разработана. Поэтому в следующем параграфе рассмотрены результаты непосредственных измерений перераспределения влажности в промерзающих и мерзлых грунтах и специальных опытов по изучению ее миграции при промерзании грунтов.  [31]

Роль ассоциации молекул при концентрационном гашении является несомненной. Весьма вероятно, что молекулы при ассоциации хотя и поглощают свет, но становятся неспособными его-излучать. Теория миграции энергии объясняет изменения поляризации люминесценции и времени затухания при концентрационном; гашении, однако она не учитывает физико-химических изменений, происходящих с молекулами, специфичности действия растворителя, изменений спектров флуоресценции и некоторых других явлений.  [32]

Роль ассоциации молекул при концентрационном гашении является несомненной. Весьма вероятно, что молекулы при ассоциации хотя и поглощают свет, но становятся неспособными его излучать. Теория миграции энергии объясняет изменения поляризации люминесценции и времени затухания при концентрационном гашении, однако она не учитывает физико-химических изменений, происходящих с молекулами, специфичности действия растворителя, изменений спектров флуоресценции и некоторых других явлений.  [33]

Одной из основных неразрешенных проблем нефтяной геологии является проблема накопления и миграции нефти. Для объяснения механизма миграции нефти предлагалось немало теорий и гипотез, составивших обширный диапазон всевозможных вариантов. Однако наши представления о многочисленных факторах, влияющих на миграцию нефти, все еще слишком ограничены, чтобы выбрать точно наиболее правильную гипотезу. Большинство теорий миграции сходятся в признании двух стадий, или типов, миграции нефти. Первичная миграция, или аккумуляция, относится к начальному перемещению первичной нефти из материнской породы в коллектор. Перемещение нефти или газа из одного места в коллекторе в другое считается вторичной миграцией.  [34]

Замечание относительно выступления X. Багдасарьяна Как быть с теми веществами, где гибель радикалов наблюдается при 90 К. В этом случае константа скорости миграции валентности должна быть уже не 10 - 22, а 10 - 30 см3 / сек. По этой причине внешне привлекательная теория миграции валентности для большинства объектов, не для всех, конечно, была нами оставлена.  [35]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

VIII.3 Осадочно-миграционная теория происхождения нефти.

Количество просмотров публикации VIII.3 Осадочно-миграционная теория происхождения нефти. - 248

Эта теория предполагает в качестве источника образования нефти осадочные толщи, а именно – рассеяное органическое вещество (РОВ), содержащееся в осадочных породах. Впервые гипотеза органического происхождения нефти была высказана М.В.Ломоносовым, отметившим, в частности, образование битумов из углей при нагревании без доступа кислорода.

Органическое происхождение нефти и природного газа ныне признается большинством геологов и химиков. Геологическое доказательство этой теории базируется на закономерностях в размещении залежей нефти и газа в земной коре. 99,9% известных скоплений нефти и газа локализовано в осадочных толщах. Причем, залежи нефти и газа приурочены не ко всякой осадочной толще, а лишь к определœенным их частям. Геологическим доводом в пользу этой теории является также наличие нефти в линзах проницаемых пород внутри непроницаемых толщ.

Химические доказательства базируются на сходствах органических соединœений нефтей с органическими соединœениями битумоидов, извлекаемых из рассеянного органического вещества осадочных горных пород различными растворителями. Особенно близкое сходство имеют строения молекул липоидов и некоторых углеводородов нефтей. Кислородные, азотистые и сернистые соединœения нефтей имеют явно биогенное происхождение. В золе нефтей обнаруживаются те же микроэлементы, что и в золе каменных углей, органическое происхождение которых не вызывает сомнения.

Одним из доказательств в пользу органического происхождения нефтей является их оптическая активность. Полученные же в результате неорганического синтеза искусственные нефти оптически не активны. На генетическое родство нефтей и рассеянного органического вещества указывает и близость изотопного состава углерода нефтей и изотопного состава углерода органических веществ. Вертикальные зональности в изменении изотопов серы нефтей и вмещающих их осадочных толщ почти полностью идентичны.

В лабораторных условиях из органических соединœений холестерина, олеиновых и стеариновых кислот под действием хлористого аммония еще в 1927-31г ᴦ. академиком Н.Д. Зелинским при температуре около 200°С получена искусственная нефть, содержащая типичные представители нафтено-метановых углеводородов, из которых состоит природная нефть. Повторные опыты показали, что процесс превращения хлопковых масел, олеиновых кислот в жидкие углеводороды при воздействии глин, песков, мела в качестве катализатора достаточно интенсивно происходит уже при температуре около 100°С.

Углеводородные соединœения обнаружены в современных осадках Черного моря. Восстановленная часть рассеянного органического вещества осадков древнего Каспия содержит углерода 80%, водорода 10%, кислорода с азотом-10%. Важно заметить, что для сравнения: содержание углерода в нефтях составляет 85%, водорода-11%, кислорода-4%, ᴛ.ᴇ. этим битумам остается потерять около 5-7% кислорода, чтобы достигнуть элементарного состава нефти. Эти явления, очевидно, представляют из себяначальную стадию процессов нефтеобразования.

Вывод: гипотеза органического происхождения нефти доказывается достаточно убедительно как геологическими факторами, так и химическими исследованиями, и, благодаря научным анализам советских ученых-геологов, по праву получила название осадочно-миграционной теории происхождения нефти.

Любая осадочная горная порода в том или ином количестве содержит рассеянное органическое вещество: остатки планктона, бактерий, водорослей, макро- и микрофауны, рыб, наземных растений и животных, захороненные в илах на дне морей, озер, рек. Среднее содержание органического углерода в морских глинах составляет 2-3%, в песчаниках – 1-1,5%. Некоторые разновидности осадочных пород, такие, как битуминозные глины, сапропелиты, горючие сланцы содержат органический углерод в количестве от 20 до 50%.

Органические остатки растительного мира относятся, в основном, к гумусовому типу, животного мира - к сапропелœевому ряду.

Учитывая зависимость отконкретных условий преобразование органических остатков горных пород может происходить в трех разных направлениях:

1) тление - при свободном доступе кислорода

2) гумификация - при ограниченном доступе кислорода

3) гниение - при отсутствии доступа кислорода

При всœех этих процессах происходит образование газов (в том числе и углеводородных), жидкого и твердого вещества. В условиях недостаточного кислорода происходит брожение вещества под действием микробов. Часть новообразованных продуктов через поры пород удаляется в атмосферу и гидросферу, другая часть сохраняется в породе. Преобразование органического вещества в осадке до почти бескислородных углистых или битуминозных веществ может происходить лишь в восстановительной или слабо восстановительной среде. Само органическое вещество в процессе своего разложения создает в породе восстановительные условия.

Битумоид, извлеченный из породы хлороформом, по существу представляет собой "микронефть" - дисперсную нефть, находящуюся в породе в рассеянном состоянии. При этом полного сходства битумоидов с нефтями нет, хотя они состоят из тех же метано-нафтеновых и ароматических углеводородов.

Фито- и зоопланктон поставляет главную массу исходного для нефти органического вещества, но в образовании компонентов нефти могут участвовать и другие водные организмы и вообще всœе живое вещество планеты. Исследованиями установлено, что в I м3 современных осадков Черного моря содержится около 100 граммов углеводородов (микронефти).

VIII. 4. Главная зона нефтеобразования (ГЗН)

К числу факторов, обеспечивающих превращение рассеянного в осадках органического вещества (РОВ) в нефть, относятся температура, давление, катализаторы, деятельность микробов, зараженность бассейна сероводородом и др. Размещено на реф.рфНефть представляет собой глубоко восстановленный продукт, в связи с этим наличие восстановительной среды для нефтеобразования является обязательным. Сероводород (h3S) воспринимается как индикатор восстановительной среды: чем его больше, тем восстановительнее среда.

Температура влияет благоприятно на процесс нефтегазообразования только до предела 300-500°С, свыше этой температуры начинается разрушение нефтяных углеводородов. Катализаторами в процессах нефтеобразования являются глины и продукты жизнедеятельности бактерий. На первых этапах преобразования РОВ из него удаляется углекислота и вода, затем аммиак и сероводород. С исчезновением запасов легко отщепляемого кислорода и водорода в виде СО2, Н2О, Н2, Nh4 наступает очередь удаления основной массы водорода в виде метана (СН4).Последующая потеря водорода приводит к образованию угля и графита.

Первые порции нефтяных углеводородов в осадках образуются еще на стадии раннего диагенеза осадка. При этом ввиду малой мощности и хорошей проницаемости перекрывающих толщ образовавшиеся углеводороды рассеиваются в гидро- и атмосфере. Гипотезы раннедиагенетического происхождения нефти придерживались В.В. Вебер, П.З. Смит, К.А. Юркевич и др. Размещено на реф.рфК.П. Калицкий (1923) пришел к выводу, что нефть генерировалась из отложений морских водорослей и накапливалась на месте ее образования.

Сегодня господствующей является гипотеза катагенетического образования нефти, где главная роль отводится температуре. Исследованиями в МГУ в 60-х годах XX века было установлено возрастание битумоидного коэффициента в хлороформенных битумоидах, начиная с температуры 50-6О°С и при давлении 120-150 ат, что соответствует глубинам 1200-1500м. На этих глубинах составы углеводородов микронефти и макронефти становятся близкими. Период увеличения содержания битумоидов и углеводородов в глинистых отложениях при погружении бассейна, когда происходит образование значительного количества жидких углеводородов и массовая первичная миграция микронефти, Н.Б. Вассоевич в 1967 году назвал главной фазой нефтеобразования (ГФН), а зона глубин, соответствующая этой фазе, позднее была названа главной зоной нефтеобразования (ГЗН).

Рис.9 Главная зона нефтеобразования. По Н.Б.Вассоевичу, 1969; С.Г.Неручеву, 1973; Преображенскому и др., 1971.

Горные породы, участвовавшие в эксперименте: 1 – терригенный девон Волго-Урала; 2 – бавлинские отложения Волго-Урала; 3 – кембрий Восточной Сибири, 5 – сапропелœево-гумусовое органическое вещество Западной Сибири.

Наступление ГФН зависит от типа ОВ. На глубинœе 1,5-2,0 км, на длиннопламенной стадии метаморфизма ОВ наступает скачкообразное возрастание жирности газов, что означает наступление главной фазы нефтеобразования. Образование жидких УВ достигает максимума на глубинœе около 3,0 км. На рубеже жирных и коксовых стадий метаморфизма 0В, что соответствует глубинам 3,5-4,0 км, ГФН завершается. Образовавшиеся нефтяные углеводороды вместе с газами мигрируют вверх по восстанию слоев, повышая концентрацию УВ в пластовых водах и давая начало аккумуляции в ловушках в виде залежей как в самой ГЗН, так и выше нее. Основные запасы нефти в нефтегазоносных бассейнах действительно залегают с некоторым смещением вверх от ГЗН с проявлением максимума на глубинœе примерно 2 км (рис.9).

Современные глубины залегания нефтей в России составляют: 25% - на глубинœе 0,5-1,0 км, 40% - на глубинœе 1-2 км, 20% -на глубинœе 2-3 км. По данным Л.К. Лендса (США), из общего числа залежей, открытых в период с 1949 по 1965 гᴦ. на глубинœе свыше 4570 м, 4/5 оказались газовыми и газоконденсатными, и только 1/5 - нефтяными. Лендс считает нижней границей промышленной нефтеносности зону с температурой 177°С.

Без первичной миграции образование залежей нефти происходить не может. С учетом этого теория органического происхождения нефти по предложению Н.Б. Вассоевича была названа теорией осадочно-миграционного происхождения нефти. Многие исследователи допускают возможность миграции углеводородов в растворенном в воде состоянии. Как газообразные, так и жидкие углеводороды в какой-либо мере растворимы в воде, причем растворимость жидких углеводородов возрастает с увеличением температуры. Движение подземных вод в проницаемых пластах происходит при уплотнении глин, сопровождающемся отжатием из них седиментационных вод. На этом этапе движение вод направлено к краям бассейна - в зоны меньших температур и давлений (Карцев, 1975). На пути такой миграции подземных вод при снижении температуры и давления происходит выделœение растворенных углеводородов в свободную фазу. Нефтяные углеводороды могут мигрировать также в форме, растворенной в газах. После выделœения в свободную фазу начинается струйная миграция нефти по порам и трещинам горных пород до достижения ловушек – барьеров на путях миграции.

"Нефть - детище литогенеза, органически связанная с осадочным процессом, но образуется только в результате миграции", - отмечает Н.Б. Вассоевич. "Теория утверждает, а практика подтверждает, что всœе более или менее крупные области устойчивого опускания земной коры, выполненные нормальными субаквальными отложениями достаточной мощности (1,5-2,0 км) и более, являются зонами нефтегазогенерирования... Исходя из осадочно-миграционной теории происхождения нефти можно давать оценку прогнозных запасов нефти, предсказывать закономерности зон нефтегазонакопления, типы нефтей на различных глубинах и т.д." (Вассоевич, 1967, с. 152-153).

referatwork.ru