Файл: Горючие полезные ископаемые.pdf

Отличается тем, что ОВ генерирует газоконденсат и газ.
В конце этой фазы образуется метан, но в отличии от ГФН он имеет более тяжёлый изотопный состав.
Для нефтеобразования эта фаза является затухающей.
1 4
Основные гипотезы неорганического происхождения УВ
Существуют две основные гипотезы происхождения нефти: гипотеза органического происхождения (М.В.
Ломоносов, Н.Д. Зеленский) и неорганического происхождения (Д.И. Менделеев)
Гипотезы неорганического происхождения нефти, в свою очередь, подразделяются на карбидную, космическую и вулканическую (глубинного происхождения)
1) Автором карбидной гипотезы был Д.И. Менделеев: он считал, что нефть это продукт гидролиза различных карбидов железа.
2FeC+3H20=Fe2O3+C2H6 – Реакция Энглера
Атмосферные осадки проникают по разломам в глубинные слои земли и взаимодействуют с карбидами металлов при большой температуре и образуют УВ.
Таким образом, нефть минерального происхождения образовавшаяся в земных глубинах по трещинам поднимается вверх и напитывает пористые пласты
2) Вулканическая (глубинная): эта гипотеза была впервые высказана в 1805 году известным ученым и путешественником Александром Гумбольдтом, который наблюдал нефть, битумы и нефтяные газы при извержениях вулканов. К сожалению, это вскоре было забыто.
Н.А. Кудрявцев считал, что из углерода и водорода, имеющихся в магме, образуются радикалы СН, СН2, СН3, которые выделяются из магмы и служат исходным материалом для образования нефти в более холодных зонах земной коры. По мнению Кудрявцева, нефть и газы из мантии Земли по глубинным разломам поднимаются вверх в осадочную оболочку Земли
В.Б. Порфирьев полагал, что нефть поступала из глубинных зон Земли не в форме углеводородных радикалов, а со всеми свойствами, присущими естественной нефти. Флюиды поднимались в сильно нагретом состоянии и под огромным давлением прорывались в пористые породы. Таким путем образовались все нефтяные месторождения.
Правда, где и на каких глубинах находилась нефть до ее миграции по разломам, было не ясно, но Порфирьев полагал что где-то в “подкоровых” зонах.
Сегодня гипотеза глубинного происхождения нефти существует в нескольких модификациях
Преимущественно она сводится к модификациям представлений Кудрявцева Н.А. Т.е. на больших глубинах в условиях очень высокой температуры углерод и водород образуют углеводородные радикалы СН, затем по глубинным разломам они поднимаются вверх, ближе к земной по¬верхности. Благодаря уменьшению температуры, в верхних слоях Земли эти радикалы соединяются друг с другом и с водородом, в ре¬зультате чего образуются различные нефтяные углеводороды.
3) Космическая: Космическую теорию происхождения нефти – выдвинул в 1892 году русский геолог Н.Соколов. Он считал, что углеводороды изначально существовали в первозданном веществе Земли или образовались на ранних высокотемпературных стадиях ее формирования. С охлаждением Земли нефть поглощалась и растворялась в жидкой расплавленной магме. Впоследствии, когда возникла земная кора, из магмы выделялись углеводороды,

которые по трещинам в земной коре поднимались в верхние части, сгущались и там образовали скопления. В доказательство своей теории Соколов приводил факты обнаружения углеводородов в метеоритах…
1 5
Чем отличается нефтегазоносный комплекс от углеводородной системы
Начнем с понятий: Нефтегазоносный комплекс—это литолого-стратиграфическое подразделение осадочного чехла, перекрытое региональной покрышкой. Комплекс может включать один нефтегазоносный горизонт или их группу.
Нефтегазоносным пластом (горизонтом) называется толща проницаемых пород коллекторов, ограниченных сверху
(в кровле) и снизу (в подошве) флюидоупорами. Нефтегазоносный горизонт представляет собой группу перекрытых зональной покрышкой и гидродинамически связанных пластов внутри нефтегазоносного комплекса.
Углеводородная (УВ) система – это природная система, включающая в себя очаг генерации УВ (активную, генерирующую УВ область нефтегазоматеринской (НГМ) породы) и все произведенные в этой области углеводороды, а также все геологические элементы и процессы, которые играли существенную роль в аккумуляции этих УВ. Вся разница заключается в возможности генерации УВ, т.е. НГП не производит углеводороды, а углеводородная система включает в себя очаг генерации УВ. (Отвечая на этот вопрос следует помнить о возможности миграции УВ)
1 6
Основные типы коллекторов
Определения для понимания: 1) Комплексы пород, которые могут вмещать нефть и газ называются коллекторами.
2) Коллекторы-пористая, проницаемая масса горных пород. 3) Коллектор – основным физическим свойством является пористость, т.е. породы должны содержать поры или пустоты таких размеров и характера, которые бы обеспечили возможность содержать нефть или газ. Однако наличия одной пористости еще недостаточно; поры должны быть сообщающимися, чтобы обеспечить фильтрацию флюидов сквозь породу, другими словами должны быть созданы условия для миграции (перетоков) нефти и газа в коллекторе. Типы коллекторов: 1) Поровый 2)
Каверновый (Каверны отличаются от пор только размером, величина которого позволяет жидкости вытекать из породы под действием собственного веса) 3) Трещинный 4)Комбинированный Справка: Поры – пустоты в обломочных породах между зернами (гранулами) – пористость межзерновая (межгранулярная); коллектор - поровый, межзерновой (межгранулярный). Каверны – пустоты, возникающие в результате растворения цемента, выщелачивания каких-либо минералов; особенно характерны для карбонатных пород. Размеры каверн различны.
Биопустоты – внутриформенные (пустоты в раковинах – камеры аммонитов, фораминифер, коралловые скелеты и др.) и межформенные (пустоты между раковинами в известнякахракушняках). Трещины – разрыв сплошности пород - литогенетические и тектонические; подразделяются по протяженности и раскрытию: менее 0,1 мм – микротрещины, более 0,1 мм – макротрещины. Породы-коллекторы подразделяются на три группы: 1) обломочные
(кластические); 2) хемогенные и биохемогенные (осажденные); 3) смешанного происхождения. Типы коллекторов по типу ГП: 1) Теригенные (песчаник, алевролит, известняк, конгломераты, гравелиты) 2) Карбонатные (известняк, доломит) 3)Смешанные. Теригенные известняки встречаются намного чаще, чем карбонатные (хемогенные)*
1 7 фильтрационно- емкостные свойства пород-коллекторов
Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) определяют способность коллекторов вмещать (пористость) и фильтровать (проницаемость) флюиды. Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями: пористостью; проницаемостью; капиллярными свойствами; удельной поверхностью; механическими свойствами. Способность пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды определяется их пористостью, т.е. наличием в них пустот (пор). Общая
(полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых. Пористость открытая

эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ) между собой пор. На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах. Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие. Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25% Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы: субкапиллярные (размер пор < 0,0002 мм) – практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит); капиллярные (размер пор от 0,0002 до 0,5 мм); сверхкапиллярные > 0,5 мм. Каналы, образуемые порами, разделены на три группы: крупные (сверхкапиллярные) – диам. более 0,5 мм; капиллярные – диам. 0,5 – 0,0002 мм; субкапиллярные – менее
0,0002 м. С пористостью связаны величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность, газонасыщенность), нефтенасыщенность, величины, выраженные в долях или в процентах. Проницаемость – это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку. К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией. Различают абсолютную (общую), эффективную (фазовую) и относительную проницаемость горной породы. Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы, т. е. природу самой среды. Эффективная проницаемость характеризует способность среды пропускать через себя жидкость (нефть, воду) или газ в зависимости от их соотношения между собой. Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости. Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной проницаемость пород бывает в тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. В тех случаях, когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (две фазы), эффективная проницаемость для нефти, или, как ее еще называют, фазовая проницаемость, начинает уменьшаться. Когда же по порам породы движутся три фазы — нефть, газ, вода, — эффективная (фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается.
По характеру проницаемости различают коллектора: равномерно проницаемые; неравномерно проницаемые; трещиноватые. По величине проницаемости (мкм2) для нефти выделяют 5 классов коллекторов: очень хорошо проницаемые (>1); хорошо проницаемые (0,1 – 1); средне проницаемые (0,01 – 0,1); слабопроницаемые (0,001 –
0,01); плохопроницаемые (<0,001). Для классификации коллекторов газовых месторождений используют 1–4 классы коллекторов. Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность – наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений. Упругие свойства горных пород и влияют на перераспределения давления в пласте в процессе эксплуатации месторождения. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород, перераспределяется не мгновенно, а постепенно после изменения режима работы скважины. Упругость – свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным.

1 8
Основные типы покрышек и характеристики, обеспечевающие их качество
Покрышки – породы-флюидоупоры, которые обеспечивают сохранность залежей нефти и газа. Непроницаемый слой, перекрывающий коллектор (проницаемый слой), называется покрышкой. Покрышка препятствует миграции нефти и газа по вертикали и по горизонтали (латерали). Главное условие для сохранности залежи нефти и/или газа – наличие покрышки, то есть такого литологического тела (пласта, пачки, толщи), которое непосредственно препятствует фильтрации флюидов (газа, нефти, воды) из породы-коллектора и является флюидоупором. Качество покрышек зависит от трещинной проницаемости. Проницаемость пород прямо пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости флюида. Порода может быть непроницаема для жидкости и проницаема для газа. При больших градиентах давления возможна фильтрация любых флюидов через любую породу. Основные свойства необходимые для экранирующих толщ: пластичность и низкая трещиноватость.
Наиболее распространенные типы толщ-экранов: сульфатно-солевые и глинистые. Сульфатно-солевыетолщи представлены горизонтами каменной соли, переслаиванием солей, гипсов и ангидритов, переслаиванием солей и глинистых пород. Соли являются идеальным флюидоупором; 35% месторождений газа имеют солевые экраны. У гипсов и ангидритов экранирующие свойства хуже из-за развития в них трещиноватости. Непроницаемость солевых покрышек снижается при наличии терригенных прослоев. Глинистые покрышки- наиболее распространенный тип экранов, качество глин, как изоляторов, снижается включениями зерен кварца и полевых шпатов. Для глинистых толщ может быть характерна достаточно низкая проницаемость при сравнительно высокой пористости. В этом случае размеры пор весьма мелкие - субкапиллярные, а капиллярные силы сцепления флюида с породой весьма велики. Катагенез ведет к обезвоживанию и, как следствие, к снижению пластичности и росту трещиноватости - т.е. к снижению экранирующих свойств породы (бажениты). Иногда в качестве экрана выступают карбонатные толщи.
В заполярной части Западной Сибири известны покрышки промышленных залежей УВ, образованные вполне пористыми породами, но поры заполнены льдом и газогидратами - криогенные покрышки. На глубинах от 4-5 км и свыше надежным экраном являются только солевые толщи.
1 9
Типы природных резрвуаров
Природные резервуары - естественные вместилища для нефти, газа и воды, внутри которых эти флюиды могут циркулировать, и форма которых обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохо проницаемыми породами. Выделяют следующие типы природных резервуаров: 1. пластовые: - а) пластовые; 2. массивные: б) массивные однородные, в) массивные неоднородны; литологически ограниченные; 3 - литологически ограниченные со всех сторон: г) – прибрежных баров, д) речных долин; 4.Пластово-масивные: е) пластово- массивные. Пластовый резервуар представляет собой коллектор, имеющий значительное распространение по площади (сотни и тысячи квадратных километров) и небольшую мощность (от долей метров до десятков метров).
Они могут быть сложены как карбонатными, так и терригенными образованиями. Очень часто в толще основного горизонта пород они включают линзовидные прослойки непроницаемых пород 3)Массивные природные резервуары представляют собой мощную (несколько сотен метров) толщу пластов-коллекторов различного или одинакового литологического состава. Они бывают сложены терригенными и карбонатными породами. В толще пластов-коллекторов могут быть непроницаемые прослои, однако все пласты проницаемых пород сообщаются между собой, представляя единый природный резервуар. Неоднородные массивные резервуары, это такие резервуары, которые захватывают определенный стратиграфический интервал. В их строении могут принимать участие породы различного литологического состава: пески, песчаники, доломиты, известняки. Достаточно часто

неоднородные массивные резервуары представлены чередованием песчаных пластов с маломощными прослоями глинистых и алеврито-глинистых пород. Литологически ограниченные природные резервуары, практически окружены со всех сторон непроницаемыми породами. Примером такого природного резервуара может служить линза песков в толще глинистых пород. Пластово-массивные резервуары представляют собой серию сближенных пластов, соединенных слабо проницаемыми слоями, в результате чего формируется резервуар с единым водонефтяным контактом.
2 0