Файл: Учебное пособие по дисциплине Геология и геохимия нефти и газа.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 04.12.2023
Просмотров: 852
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
по дисциплине «Геология и геохимия нефти и газа»
2.10.3. Контроль знаний модуля 2_10
Контроль знаний модуля Введение
Таблица 2. Состав нефти (В.В. Доценко; 2007)
1.3.8. Контроль знаний модуля 1_3
5.1 Круговорот углерода в природе, его энергетические
источники и значение для образования нефти и газа
2.7.3 Факторы вторичной миграции нефти и газа
2.7.9. Контроль знаний модуля 1_7
При знании объёмов и продолжительности формирования залежей можно определить скорость, или интенсивность, их формирования. Она определяется как отношение геологических запасов нефти или газа в залежи к продолжительности их формирования, и выражается соответственно в тоннах или кубических метрах в год.
Относительно скорости и продолжительности процесса формирования залежей нефти и газа в настоящее время существует три представления:
1) процесс формирования залежей является очень длительным и многоэтапным;
2) формирование залежей происходит достаточно быстро;
3) залежи формируются с высокими скоростями, сопоставимыми со скоростями отбора УВ при их добычи, или они формируются в течение исторического времени.
Первое представление появилось давно и связано с представлениями об очень низкой скорости генерации и миграции УВ. В настоящее время его развивают В.И. Ларин и И.С. Гутман (2004). Они считают, что залежи нефти и газа формируются в течение отрезка времени, достигающего 100 млн. лет и более. При этом основным фактором формирования залежей является вертикальный диффузионный поток УВ. Свои представления они обосновали соответствующими расчётами.
Второе представление основано на расчётах, которые показывают, что процессы генерации и миграции нефти и газа могут протекать относительно быстро. Оно поддерживается большинством геологов нефтяников, придерживающихся органической теории происхождения УВ.
Расчеты, проведенные Ф.М. Багир-Заде, И.В. Высоцким, А. Леворсеном, Р. Кингом, М. Хэлбути, и др. на примерах нефтяных залежей районов кайнозойской и современной складчатости (Калифорнии, побережья Мексиканского залива, Апшеронского полуострова, Румынии, Бирмы и Индонезии) показали, что продолжительность их формирования составляет от 78 тыс. до 3 млн. лет. Время формирования залежей в условиях данных районов определяется с наименьшими погрешностями, поскольку ловушки нефти и газа имеют молодой возраст. При этом учитывалось только время вторичной миграции и аккумуляции УВ.
С учетом времени генерации и эмиграции УВ продолжительность формирования залежей нефти в тех же нефтегазоносных бассейнах (НГБ) по И.В. Высоцкому и В.И. Высоцкому (1986) составляет от 1 до 12 млн. лет, а скорость формирования залежей нефти составляет от 12 до 700 т/год.
Третье представление развивается как в рамках органической концепции, так и в рамках неорганической концепции происхождений нефти и газа. Процесс нефтегазонакопления здесь представляется геологически мгновенным, способным восполнять потери УВ из залежей в процессе их разработки. Данные представления основаны на фактах чрезвычайно большой скорости генерации УВ как за счёт органических, так и неорганических источников, и большой роли флюидодинамических процессов в вертикальной миграции УВ.
Данные представления были высказаны и развиваются Б.М. Валяевым, Н.А. Гусевой, А.Н. Дмитриевским, П.Н. Кропоткиным, Р.Х. Муслимовым, Д.К. Нургалиевым, Н.Г. Нургалиевой, М.Н. Смирновой, Б.А. Соколовым, В.А. Трофимовым и др. Например, Н.А. Гусева и Б.А. Соколов считают, что если процессы накопления и преобразования ОВ протекают длительно, то процессы генерации и миграции УВ идут интенсивно.
2.7.7 Методы определения времени формирования
залежей нефти и газа
Существуют геологические, геолого-геохимические и физические методы определения времени формирования залежей нефти и газа, среди которых выделяются конкретные способы (табл. 15).
Данные методы имеют различные погрешности и ограничения и поэтому обладают разной степенью достоверности определения времени формирования залежей. При этом геологические методы позволяют определять только время возможного начала формирования залежей, а физические методы позволяют определять время возможного завершения их формирования или установить факт продолжающегося процесса формирования залежей на современном этапе.
В геологическом методе по своей достоверности выделяется палеоструктурный (палеотектонический) способ. Он основан на положении, что залежи нефти и газа начинают формироваться только после образования ловушек. Время образования ловушек определяется в зависимости от их генетического типа:
1) время образования ловушек сводового типа определяется временем появления пликативного тектонического экрана, то есть свода складки;
2) время образования дизъюнктивно экранированных ловушек определяется временем образования дизъюнктивных нарушений;
3) время образования ловушек литологического, стратиграфического и рифового типов определяется временем накопления флюидоупоров, перекрывающих породы-коллекторы.
Палеоструктурный способ считается наиболее надёжным, тем не менее, и он имеет погрешности. Формирование залежей в ловушках древнего заложения могло произойти в течение очень большого промежутка времени. Кроме того, сложным является вопрос определения времени формирования складчатых деформаций. Поэтому точность данного метода зависит от точности метода палеотектонического анализа. Например, большинство исследователей тектоники Терско-Каспийского прогиба считает, что его структурный план сформировался в плиоцен-антропогене. Однако существуют представления о конседиментационном развитии региона и заложении антиклинальных зон ещё в домеловое время (С.И. Афанасьев, 1990).
Таблица 15. Классификация методов определения времени формирования залежей нефти и газа (по И.М. Михайлову, 1984)
Метод | Способ | Применим для залежей | Определяется время | |||
нефти | газа | стратиграфическое | абсолютное | относительное | ||
Время возможного начала формирования залежей | ||||||
Геологический | Палеогеологический Историко-геолого-геохимический Регионального наклона пород Палеоструктурный Палинологический | + + + + + | + + + + + | + + + + + | | |
Геолого-геохимический | Литологический Гелий-аргоновый Геохимический | + + + | + + | | + + | + |
Время возможного завершения формирования залежей | ||||||
Физический | Термобарический (объемный) Давления насыщения Диффузионно-хроматографический Диффузионный Аномальных давлений Геотермический аномалий | + + + + + + | + + + + + | + + | + + + + | |
Формирование залежей на современном этапе | ||||||
Потенциометрический Заполненности ловушек Газонасыщенности пластовых вод | + + + | + + + | | | |
В геолого-геохимическом методе выделяются литологический (минералогический) и геохимический способы.
Литологический (минералогический) способ основан на свойстве жидких УВ, сильно замедлять катагенез пород-коллекторов в пределах залежи по сравнению с породами, находящимися за контуром нефтеносности. Установлено также восстанавливающее воздействие УВ на соединения железа в глинах, находящихся на водонефтяных контактах (ВНК). Поэтому аутигенные минералы чётко фиксируют положение древних ВНК и позволяют определять стадии формирования и переформирования залежей нефти.
Таким образом, суть способа состоит в установлении последовательности постседиментационных преобразований пород-коллекторов в пределах контура нефтегазоносности и за его пределами. Большое значение в данном способе имеет выявление морфологических соотношений УВ с аутигенными минералами и включений нефти в пустотах, возникших при растворении карбонатного и сульфатного вещества на разных стадиях катагенеза.
Геохимический способ определения абсолютного возраста нефтей и газов предложен в 1967 году А.Н. Резниковым. Он основан на оценке степени превращённости нефтей и газов во время их нахождения в зоне катагенеза при температурах свыше 100 °С. Недостатком способа является то, что возраст залежи нефти (газа), определяется по продолжительности существования УВ в зоне катагенеза, вне зависимости от уровня их первоначальной превращённости, то есть без учета условий катагенеза органического вещества (ОВ). Учитывая недостатки геохимического способа, в 1986 и 2003 году А.Н. Резников модифицировал его на основе данных геохимической кинетики. По оценке автора кинетико-геохимический способ определения времени формирования нефтяных скоплений позволяет достаточно уверенно датировать начало аккумуляции нефти в ловушке.
В физическом методе наиболее простым является способ аномальных давлений. Однако он применим только для залежей нефти и газа с аномально высокими или аномально низкими пластовыми давлениями (Н.А. Еременко, 1968). Считается, что во время формирования в залежи существовало гидростатическое давление, а современное аномальное давление является условно гидростатическим давлением на уровне первоначального нахождения залежи, которое не успело восстановиться.
В случае повышенного давления величина аномального давления указывает на минимальную глубину нахождения залежи в момент её формирования относительно современного положения, а в случае пониженного давления - на максимальную глубину нахождения.
Формирование залежей на современном этапе. К физическому методу условно относится ряд способов, которые указывают на процесс продолжающегося формирования залежей. Среди трёх способов, приведенных И.М. Михайловым в таблице 15 выделяется способ заполненности ловушек и способ учёта газонасыщенности пластовых вод.
Способ учёта коэффициента заполнения ловушек. Считается, что если ловушки полностью заполнены нефтью или газом, то формирование залежей продолжается в настоящее время (И.М. Михайлов; 1984).
Однако следует учитывать, что неполнопластовые (водоплавающие или водонефтяные) и массивные залежи, которые не полностью заполняют ловушку, также могут находиться на стадии формирования, а не разрушения. Примером являются Николаевское и Убеженское водоплавающие месторождения Центрального Предкавказья, поскольку установлено, что они находятся в процессе формирования.
Способ учета газонасыщенности пластовых вод, или упругости растворенных газов в воде. В 1968 году В.И. Корценштейн, предположил, что газовые залежи, которые окружены пластовыми водами с предельным газонасыщением, находятся в состоянии формирования.
Ряд способов выявления процессов продолжающегося формирования залежей нефти и газа приведен в работе: «Представления о продолжительности и скорости формирования залежей нефти и газа и критерии определения их продолжающегося формирования» (В.В. Доценко; 2006).
1. Резко пониженная минерализация подошвенных и законтурных вод, вплоть до пресных, под газовыми и нефтяными залежами.
Эти воды, получившие также название «конденсационных», являются прямым следствием восходящей миграции гомогенных газожидкостных смесей, а затем их фазовой дифференциации и конденсации водяных паров. Дифференциация и конденсация обусловлены резким снижением температуры и давления.
Со временем минерализация контурных вод увеличивается до фоновой и аномалия исчезает, поэтому наличие ярко выраженной гидрогеохимической аномалии свидетельствует о её геологически недавнем образовании, а время формирования залежи совпадает с началом конденсации вод в свободную фазу.
2. Коэффициент нефтеизвлечения, превышающий 90 % или превышение объёма добываемых УВ в залежи, над объёмом их утвержденных запасов (залежи с так называемыми самовосполняющимися запасами).
3. Присутствие большого количества свободной остаточной воды в залежи нефти или газа. Нефть (газ) ещё не полностью вытеснили воду из ловушки.
4 .Остаточная нефтенасыщенность продуктивных пород в газовых залежах.
5. Вариации состава и свойств нефти и газа в залежах, или отсутствие гравитационной дифференциации флюидов, когда на одном гипсометрическом уровне находятся нефти разной плотности. Связано это с наличием нескольких очагов генерации УВ и пульсирующей во времени активной современной миграцией нефти и газа.