Файл: Что входит в понятие каустобиолит, классификация каустобиолитов.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.10.2023
Просмотров: 180
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
-
По фазовому состоянию месторождение может быть одно- и двухфазным
-
По отношению объема нефтенасыщенной части залежи (Vн) к объему всей залежи двухфазные залежи подразделяются на:
а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (Vн > 0,75);
б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50 < Vн < О,75);
в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < Vн < 0,50);
г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой (Vн < 0,25).
-
По величине извлекаемых запасов нефти (млн.т) и геологических запасов газа (млрд.м3):
а) очень мелкие - менее 1 млн.т или менее 1 млрд.м3,
б) мелкие – 1-5 млн.т или 1-5 млрд.м3,
в) средние – 5-30 млн.т или 5-30 млрд.м3,
г) крупные – 30-300 млн.т или 30-300 млрд.м3,
д) уникальные – более 300 млн.т или более 300 млрд.м3 .
-
По сложности геологического строения:
а) простые
Однофазные месторождения, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин коллекторов и фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу.
б) сложные
Одно- и двухфазные месторождения, продуктивные пласты характеризуются невыдержанностью толщин коллекторов и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов по площади и разрезу либо наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо развитием тектоническими нарушений.
в) очень сложные
Одно- и двухфазные месторождения, продуктивные пласты характеризуются невыдержанностью толщин коллекторов и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов по площади и разрезу, наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, развитием тектонических нарушений.
17. Основные признаки месторождений платформ и месторождений геосинклинальных областей.
Месторождение нефти и газа представляет собой одну или несколько залежей, приуроченных к ограниченной площади, генетически связанных между собой и обязанных происхождением общим геологическим факторам.
В зависимости от количества продуктивных горизонтов месторождение может быть одно-и многопластовым.
Классификация по тектоническому признаку. В зависимости от того, с каким крупным элементом земной коры связано формирование скоплений углеводородов их подразделяют на:
- месторождения платформ;
- месторождения складчатых областей.
Платформа - это крупный, относительно устойчивый и тектонически спокойный участок земной коры. Характеризуется равнинным рельефом, отсутствием или редкими проявлениями вулканической деятельности, очень слабая сейсмичность.
Складчатые области - тектонические подвижные участки земной коры, в пределах которых слои горных пород смяты в складки. Отличаются интенсивными тектоническими поднятиями и опусканиями, формированием магматических отложений при извержении вулканов и накоплением осадочных пород в понижениях рельефа.
ОСНОВНЫЕ ПРИЗНАКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПЛАТФОРМ:
1.Угол падения крыльев структур измеряется единицами градусов и минутами.
2. Приуроченность к пологим антиклинальным формам.
3. Широкое развитие карбонатных комплексов и связанных с ними рифовых зон.
4. Наличие зон соляного диапиризма.
5. Широкое распространение литологического и стратиграфического экранирования.
6. Обширные площади нефтегазовых и водонефтяных контактов.
7. Незначительные дизъюнктивные нарушения, либо их отсутствие.
8. Ненарушенность покрышек и благоприятные условия сохранения залежей.
9. Площадь крупных поднятий до сотни квадратных километров.
10. Широкое распространение газовых залежей.
ОСНОВНЫЕ ПРИЗНАКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СКЛАДЧАТЫХ ОБЛАСТЕЙ:
1. Угол падения крыльев измеряется десятками градусов.
2. Крутые, резко выраженные структуры, крылья которых осложнены дизъюнктивными нарушениями.
3.Преимущественно терригенный (песчано-глинистый) разрез.
4.Небольшие по размерам тектонически экранированные и сводово-пластовые залежи.
5.Низкая герметичность покрышек, обусловленная наличием тектонических нарушений.
6.Широкое распространение нефтяных залежей.
18. Органическая гипотеза происхождения нефти и газа. Стадии преобразования рассеянного органического вещества.
Гипотезы органического происхождения нефти и газа
М.В.Ломоносов, 1759 г. «О слоях земных». Нефть и газ образуются из остатков животных и растительных организмов под воздействием высоких температур и давления без доступа кислорода. Остатки животных и растительных организмов при высокой температуре и давлении разлагаются. В результате образуются углеводороды как основная составная часть нефти и газа.
К.Энглер (немецкий химик) в 1888 г. выдвинул гипотезу о происхождении нефти из животного жира. Он получил нефтеподобные продукты, нагревая жиры морских животных при давлении 1 МПа до температуры 320-400 0С.
В.И.Вернадский, начало XX века. Разработал геохимическую теорию взаимодействия углерода с живым веществом биосферы. Наибольшие ресурсы углеводородов расположены в породах геологических периодов с активной жизнедеятельностью организмов биосферы.
И.М.Губкин, 1932 г. монография «Учение о нефти» По мере погружения пласта, обогащенного органическими остатками, в нем возрастают температуры и давления. Эти процессы, приводят в конце концов к преобразованию органики в нефть.
Основные положения теории: в застойных низменных бассейнах в огромных количествах скапливались живые организмы, осаждаясь на дне бассейнов, образовывали мощные слои органического ила – сапропеля (с греч. «гнилой ил»).
Сапропелевые отложения под воздействием давления, температуры, при наличии кислорода и минерализованной воды затем превращались в метановые, нафтеновые, ароматические углеводороды и кислородные соединения - кетоны. Эти соединения, растворяясь в массе жирных кислот, образуют смолообразную массу – первичная нефть.
В дальнейшем в процессе превращения в нефть органического материала происходят химические процессы, при которых происходит увеличение содержания углерода и водорода и снижение содержания кислорода.
Нефть в виде мельчайших включений пропитывает горную породу, которая со временем подвергается все большему горному давлению из-за увеличения накапливающихся осадочных пород. Под горным давлением она перемещается (мигрирует) в более пористые породы (песчаники, известняки), к месту образования нефтяных залежей.
1. Происходит накопление ОВ в водной среде, в осадках, в условиях анаэробной (без доступа кислорода) обстановки.2. Происходит постепенное преобразование ОВ в УВ нефтяного ряда.
4. Накопление УВ в ловушках, т. е. образуются скопления УВ
5. Сохранение герметичности покрышек над залежью УВ, сохранение замкнутости ловушек.
6. Наступлении условий, нарушающих целостность скоплений.
Факты в пользу органической теории:
- к настоящему времени 99,9 % нефтяных месторождений в мире обнаружены в осадочных породах, содержащих окаменелые останки животных и растений.
- наличие литологически ограниченных залежей в линзах и палеоруслах, со всех сторон, окруженных непроницаемыми породами.
- сходство изотопных составов углерода и серы, содержащейся в нефтях и органическом веществе вмещающих пород, в то время как изотопные составы этих элементов в разных литолого-стратиграфических комплексах даже в пределах одного региона неодинаковы.
Гипотеза органического происхождения считается общепринятой.
Стадии преобразования рассеянного органического вещества.
1. Осадконакопление;
2. Сапропель (многовековые донные отложения водоемов из остатков флоры и фауны);
3. Диагенез (превращение осадков в породу);
4. Кероген (образование тяжёлых орг. материалов, таких как нефтеносные сланцы);
5. Катагенез - главные факторы температура и давление (движение пласта вниз, опускание орг. осадков).
21. Миграция нефти и газа и еѐ виды.
Нефть и газ в начальной стадии своего образования находятся в рассеянном состоянии в глинистых и карбонатных породах. В процессе диагенеза и катагенеза вода из уплотняющихся пород отжимается, захватывая с собой нефть и газ. Рассеянные в породах нефть и газ находятся в этой воде во взвешенном состоянии в виде микроскопических частиц или растворены в ней. Далее для последующего движения нефти и газа необходимо действие внешних геологических сил.
Миграция нефти и газа – перемещение нефти и газа в земной коре в различном агрегатном состоянии. Основными факторами миграции нефти и газа являются сила тяжести, градиенты давления, температура и концентрация углеводородов.
Роль и сила воздействия перечисленных факторов определяется конкретными свойствами геологического пространства и длительности их воздействия. Различают первичную и вторичную миграции.
1)Первичная миграция – это процесс перемещения углеводород из нефтематеринских толщ в породы – коллекторы.
2)Вторичная миграция – это внутри – и межформационное перемещение углеводородов по породам – коллекторам: разрывным нарушениям, трещинам, поверхностям стратиграфического несогласия и тд
Нефть и газ в начальной стадии своего образования находятся в рассеянном состоянии в глинистых и карбонатных породах. В процессе диагенеза и катагенеза вода из уплотняющихся пород отжимается, захватывая с собой нефть и газ. Рассеянные в породах нефть и газ находятся в этой воде во взвешенном состоянии в виде микроскопических частиц или растворены в ней. Далее для последующего движения нефти и газа необходимо действие внешних геологических сил.
Миграция нефти и газа – перемещение нефти и газа в земной коре в различном агрегатном состоянии. Основными факторами миграции нефти и газа являются сила тяжести, градиенты давления, температура и концентрация углеводородов.
Роль и сила воздействия перечисленных факторов определяется конкретными свойствами геологического пространства и длительности их воздействия. Различают первичную и вторичную миграции.
1)Первичная миграция – это процесс перемещения углеводород из нефтематеринских толщ в породы – коллекторы.
2)Вторичная миграция – это внутри – и межформационное перемещение углеводородов по породам – коллекторам: разрывным нарушениям, трещинам, поверхностям стратиграфического несогласия и т.д. (рис.27).
Углеводороды могут перемещаться:
1)вместе с водой в водорастворенном состоянии;
2)в фазово-обособленном, свободном состоянии путем диффузии;
3) в состоянии газоконденсатных растворов.
22. Основные факторы, способствующие первичной и вторичной миграции.
ФАКТОРЫ ПЕРВИЧНОЙ МИГРАЦИИ
Современно представление о факторах первичной миграции и состоянии мигрирующих углеводородов.
1.Образовавшиеся в стадию диагенеза углеводороды выжимаются вместе с водой из осадков при их уплотнении. С погружением пород углеводороды все более нагреваются. Повышение температуры обуславливает увеличение объема нефти и газа и тем самым способствует их перемещению.
2.Движение углеводородов может активизироваться в результате увеличения давления вследствие образования больших объемов новых веществ. При погружении пород на большие глубины усиливается генерация газа, и первичная нефть выносится ими из материнских пород в виде газового раствора. Эмиграция нефтяных углеводородов в виде газового раствора доказана экспериментально.
3.Явление диффузии (переноса) – реальный фактор первичной миграции. Под диффузией подразумевается взаимное проникновение молекул одного вещества в другое вследствие разности концентрации и стремления выравнить их.