- •По дисциплине «Геология и геохимия нефти и газа»
- •Часть I. Геохимия нефти и газа
- •1.1 Общие сведения о горючих ископаемых – каустобиолитах 7
- •1.2 Состав, свойства и классификации нефтей 18
- •1.3. Состав, свойства и классификации природных газов 36
- •1.4 Происхождение нефти и газа 60
- •1.5 Литогенез и образование нефти и газа 69
- •Часть II. Геология нефти и газа
- •2.6. Природные резервуары и нефтегазоносные комплексы 94
- •2.7. Формирование и разрушение месторождений (залежей)
- •2.8. Залежи и месторождения нефти и газа, их классификации и
- •2.9. Нефтегазогеологическое районирование и закономерности
- •2.10.3. Контроль знаний модуля 2_10
- •Контроль знаний модуля Введение
- •Общие сведения о горючих ископаемых – каустобиолитах
- •Контроль знаний модуля 1.1.
- •Состав, свойства и классификации нефтей
- •2.1 Элементный и компонентный состав нефтей
- •2.2 Физические свойства и фракционный состав нефтей
- •2.3 Геохимическая эволюция и физическая дифференциация нефтей
- •1.2.4 Классификации нефтей
- •3.Состав, свойства и классификации природных газов
- •3.1 Основные физические свойства природных газов
- •3.2 Характеристика компонентов природных газов
- •3.3 Классификации природных газов
- •3.4 Химический состав газов газовых залежей
- •3.5 Формирование газоконденсатных систем, их состав и свойства
- •3.6 Химический состав газов газонефтяных и нефтяных залежей
- •3.7 Газовые гидраты
- •1.3.8. Контроль знаний модуля 1_3
- •1.4.Происхождение нефти и газа
- •4.1. Развитие представлений о происхождении нефти и газа и их значение для науки и практики
- •4.2 Различия органических и неорганических концепций. Основные гипотезы и факты неорганической концепции
- •4.3 Основные положения и факты органической теории
- •4.4 Варианты решения проблемы происхождения нефти и газа в органической теории. Гибридные представления о происхождении нефти газа
- •Контроль знаний модуля 1_4
- •5.Литогенез и образование нефти и газа
- •5.1 Круговорот углерода в природе, его энергетические источники и значение для образования нефти и газа
- •5.2 Исходное органическое вещество осадочных пород
- •5.3 Седиментогенез и диагенез органического вещества
- •5.4 Состав преобразованного органического вещества
- •5.5 Генетические и геохимические типы нерастворимого органического вещества
- •5.6 Концентрации органического вещества в осадочных породах разных формаций
- •5.7 Формы нахождения органического вещества, фациальные условия формирования и формационный состав основных нефте- и газообразующих осадочных пород
- •5.8 Катагенез органического вещества и его факторы
- •5.9 Шкала градаций катагенеза органического вещества
- •5.10 Вертикальная геохимическая или термобарическая зональность процесса нефте- и газообразования
- •5.11 Характеристика главных зон нефте- и газообразования
- •5.12 Нефте- и газоматеринский потенциал осадочных пород
- •5.13.Контроль знаний модуля 1_5
- •6.Природные резервуары и нефтегазоносные комплексы
- •6.1 Породы-коллекторы
- •2.6.1.1 Основные свойства пород-коллекторов
- •2.6.1.2 Классификации пород-коллекторов
- •2.6.1.3 Изменение коллекторских свойств пород с глубиной
- •2.6.2 Флюидоупоры и ложные покрышки
- •2.6.3 Природные резервуары
- •2.6.4 Ловушки нефти и газа
- •2.6.5 Нефтегазоносные комплексы
- •2.6.6 Термобарические условия в природных резервуарах и нефтегазоносных комплексах
- •2.6.6.1 Горное и пластовое давление
- •2.6.6.2 Причины образования аномальных пластовых давлений
- •2.6.6.3 Геотермические условия в природных резервуарах и нефтегазоносных комплексах
- •2.7. Формирование и разрушение месторождений (залежей) нефти и газа
- •2.7.1 Первичная миграция нефти и газа
- •2.7.2 Вторичная миграция. Классификация миграционных процессов
- •2.7.3 Факторы вторичной миграции нефти и газа
- •2.7.4 Масштабы и направление миграции нефти и газа
- •2.7.5 Аккумуляция нефти и газа в ловушке
- •2.7.6 Время, продолжительность и скорость формирования залежей нефти и газа
- •2.7.7 Методы определения времени формирования залежей нефти и газа
- •2.7.8 Факторы разрушения залежей нефти и газа
- •2.7.9. Контроль знаний модуля 1_7
- •2.8. Залежи и месторождения нефти и газа, их классификации и параметры
- •2.8.1 Масштабы проявления нефтегазоносности на Земле
- •2.8.2 Элементы залежей нефти и газа
- •2.8.3 Классификация и номенклатура залежей нефти и газа по фазовому состоянию
- •2.8.4 Понятие о запасах и ресурсах нефти и газа и их классификации
- •2.8.5 Разделение залежей (месторождений) по величине запасов
- •2.8.6 Классификации залежей нефти и газа по генетическому типу ловушек и по форме природных резервуаров
- •2.8.7. Контроль знаний модуля 1_8
- •2.9. Нефтегазогеологическое районирование и закономерности размещения скоплений нефти и газа в земной коре
- •2.9.1 Цели и основные задачи районирования
- •2.9.2 Принципы и систематические единицы нефтегазогеологического районирования
- •2.9.3 Классификации нефтегазоносных провинций и нефтегазоносных бассейнов
- •2.9.4. Закономерности размещения скоплений нефти и газа в земной коре
- •2.9.5. Контроль знаний модуля 1_9
- •10.Основы разработки нефтяных и газовых месторождений
- •10.1.Объект и система разработки
- •10.2.Классификация и характеристика систем разработки
- •10.3.Контроль знаний модуля 1_10
- •11.Основы технологии переработки углеводородного сырья
- •11.1.Производство бензинов с улучшенными экологическими характеристиками
- •11.2.Улучшение экологических характеристик моторных топлив
- •11.3. Технологические процессы переработки углеводородных систем, улучшающие экологические качества бензинов.
- •11.3.1.Реформулированные моторные топлива
- •11.3.2.Каталитический риформинг
- •11.4 Реактивное топливо
- •2.11.5.Дизельные топлива с улучшенными экологическими характеристиками
- •2.11.5.1.Загрязнение окружающей среды при использовании дизельных топлив
- •2.11.6 Котельные топлива с улучшенными экологическими характеристиками
- •2.11.7.Рациональные направления переработки углеводородных газообразных систем.
- •Контрольные вопросы 11.2:
- •Контрольные вопросы 11.6.1
- •Литература
2.6.1.3 Изменение коллекторских свойств пород с глубиной
Известно, что изменение ФЕС по разрезу осадочного чехла подчинено генетической закономерности. В начале, с увеличением глубины и ростом геостатического давления, они ухудшаются за счет изменения первичной пористости, вторичного минералообразования и цементации. Эти изменения достигают максимальных значений в так называемой критической зоне гравитационного уплотнения (КЗГУ), которая проявляется в разных регионах в различном интервале глубин. Ухудшению ФЕС особенно подвержены терригенные коллекторы.
Ниже КЗГУ коллекторские свойства горных пород начинают улучшаться за счет увеличения вторичной пористости. Главную роль при этом играют геодинамические процессы: тектонодинамические и флюидодинамические. Улучшение коллекторских свойств пород с глубиной происходит легче у карбонатных и других жестких и хрупких пород. Эти породы наиболее сильно подвержены трещинообразованию под воздействием тектонических напряжений и процессам катагенетического изменения.
Таким образом, улучшение ФЕС горных пород происходит в результате их растрескивания, выщелачивания и растворения карбонатного или карбонатно-глинистого цемента под воздействием тектонических напряжений и движения горячих агрессивных вод, насыщенных углекислым газом. Растворение приводит к повышению ФЕС только в случае выноса цемента, поэтому разрывные нарушения стимулируют улучшение коллекторских свойств.
2.6.2 Флюидоупоры и ложные покрышки
Флюидоупоры – это непроницаемые породы, лежащие над коллекторами нефти или газа и препятствующие миграции УВ в верхние горизонты земной коры. Флюидоупоры, которые непосредственно перекрывают залежи УВ, обычно называют покрышками.
Основными факторами, определяющими экранирующие свойства флюидоупоров, являются: проницаемость, литологические особенности, плотность, минеральный состав, характер распространения по площади, толщина и другие. По этим же признакам флюидоупоры и классифицируют.
Наиболее полной классификацией, которая включает основные характеристики коллекторов, является классификация Э.А. Бакирова (табл. 12).
Таблица 12. Классификация пород-флюидоупоров (по Э.А. Бакирову, 1969)
По площади распространения |
|
Региональные |
Распространены в пределах нефтегазоносной провинции или большей её части |
Субрегиональные |
Распространены в пределах нефтегазоносной области или большей её части |
Зональные |
Распространены в пределах нефтегазоносного района или зоны нефтегазонакопления |
Локальные |
Распространены в пределах отдельных месторождений |
По соотношению с этажами нефтегазоносности |
|
Межэтажные |
Перекрывают этаж нефтегазоносности в моноэтажных месторождениях или разделяют их в полиэтажных месторождениях |
Внутриэтажные |
Разделяют продуктивные горизонты внутри этажа нефтегазоносности |
По литологическому составу |
|
Однородные (глинистые, карбонатные, галогенные) |
Состоят из литологически однородных пород |
Неоднородные – смешанные (песчано-глинистые, глинисто-карбонатные, терригенно-галогенные и другие) |
Состоят из пород различного литологического состава, не имеющих четко выраженной слоистости |
Неоднородные – расслоенные |
Состоят из чередующихся слоев различных литологических разностей пород |
По характеру распространения в ней выделяются региональные, субрегиональные, зональные и локальные флюидоупоры.
По отношению к этажам нефтегазоносности или нефтегазоносным комплексам выделяются межэтажные и внутриэтажные флюидоупоры. Межэтажные флюидоупоры имеют большую толщину и разделяют или перекрывают этажи нефтегазоносности. Внутриэтажные флюидоупоры имеют меньшую толщину и разделяют продуктивные пласты внутри этажа нефтегазоносности.
По литологическому составу выделяются однородные и неоднородные флюидоупоры. Однородные флюидоупоры представлены глинистыми, карбонатными и галогенными породами.
Неоднородные флюидоупоры делятся на неоднородные смешанные и неоднородные расслоенные. Неоднородные смешанные флюидоупоры состоят из пород различного литологического состава, например, песчано-глинистого, глинисто-карбонатного, терригенно-галогенного и другого, которые не имеют четко выраженной слоистости. Неоднородные расслоенные флюидоупоры состоят из чередующихся слоев различных пород.
Флюидоупорами являются глины, каменная соль, гипсы, ангидриты и некоторые разновидности карбонатных пород. Наиболее широко распространены глинистые флюидоупоры. Хорошими экранирующими свойствами обладает каменная соль, благодаря своей пластичности.
Основным объективным показателем флюидоупора является низкая проницаемость. Нижний предел проницаемости коллекторов равен 10-15 -10-16 м2. В зависимости от проницаемости по газу А.А. Ханин разделил глинистые породы на пять групп, от весьма низкой, меньше 10-17 м2, до высокой, больше 10-21 м2 (табл. 13).
Таблица 13. Группы глинистых пород по экранирующим свойствам (по А.А. Ханину, 1969)
Группа флюидоупоров |
Максимальный диаметр пор, мкм |
Экранирующая способность |
Абсолютная проницаемость по газу, м2 |
Давление прорыва газа, МПа |
А |
≤ 0,01 |
Весьма высокая |
≤ 10-21 |
≥ 12 |
В |
0,05 |
Высокая |
10-20 |
8 |
С |
0,3 |
Средняя |
10-19 |
5,5 |
D |
2 |
Пониженная |
10-18 |
3,3 |
Е |
>10 |
Низкая |
> 10-17 |
< 0,5 |
В нефтегазоносных комплексах широко распространены породы, которые из-за малого объема пустотного пространства не могут быть коллекторами, но способны пропускать флюиды по сети трещин. Если такая порода залегает между коллектором с промышленной залежью УВ и флюидоупором, то её называют ложной покрышкой (Б.В. Филиппов, 1963). Высота залежи и соответственно уровень её газоводяного (водонефтяного) контакта в таких случаях контролируется кровлей ложной покрышки (рис. 14). Следовательно, эффективная высота залежи оказывается меньше на толщину ложной покрышки, поскольку в ложной покрышке УВ рассеиваются.
Рисунок 14 - Схема газовой залежи с ложной покрышкой:
1 – газовая залежь; 2 – ангидрит (ложная покрышка); 3 – соль; положение газоводяного контакта: 4 – ожидаемое, 5 - фактическое