ЛИТОЛОГИЯ - наука о современных осадках и осадочных породах, их составе, строении, происхождении и закономерностях пространственного размещения.

В своем развитии литология прошла 4 этапа:

1. Изучение осадочных отложений как составной части стратиграфического разреза.

2. Сбор данных по осадочным породам и их предварительная интерпретация.

3. Развитие петрографии осадочных пород как самостоятельной дисциплины с использованием микроскопических методов исследования и лабораторных анализов рыхлых осадков.

4. Трехмерный анализ осадочных отложений как современных, так и древних.

Главная задача литологии заключается в выявлении закономерностей распределения различных типов осадочных пород и полезных ископаемых в общем ходе процессов породообразования на протяжении геологической истории Земли.

Основным путем решения этой задачи является генетический (фациальный) анализ осадочных пород, их естественных парагенетических сочетаний — осадочных формаций, палеогеографических обстановок их накопления.

К настоящему времени в литологии обособились

два важнейших раздела:

1 - учение о седиментогенезе (седиментология)

2 - учение о закономерностях превращения осадков в породы и изменений последних внутри стратисферы (учение о литогенезе)

Многие осадочные горные породы являются полезными ископаемыми. Это руды железа, марганца, алюминия (бокситы), фосфора (фосфориты), стронция, никеля; торф, бурые и каменные угли, графит, горючие сланцы; пески — россыпи золота, платины, олова, титана, алмазов и др. ценных минералов; пески кварцевые, стекольные, формовочные и строительные, глины огнеупорные, кирпичные и бентонитовые, цементное сырьё, гипс, природные соли.

Кроме того, осадочные породы вмещают залежи нефти и горючего газа, руды меди, свинца, цинка, ртути, артезианские воды — питьевые, минеральные лечебные, рассолы.

ОСАДОЧНЫЕ ГОРНЫЕ ПОРОДЫ — горные породы, возникшие путём осаждения вещества в водной среде, реже из воздуха и в результате деятельности ледников на поверхности суши, в морских и океанических бассейнах.

Осаждение может происходить

механическим путём (под влиянием силы тяжести и изменения динамики среды),

химическим (из водных растворов при достижении ими концентраций насыщения и в результате обменных реакций),

биогенным (под влиянием жизнедеятельности организмов)

Осадочная горная порода - это геологическое тело, возникшее из продуктов физического и химического разрушения литосферы, в результате химического осаждения и жизнедеятельности организмов, или того и другого одновременно.

Генетическая классификация осадочных пород

Обломочные осадочные горные породы образуются за счет накопления продуктов механического разрушения ранее существовавших пород.

Глинистые породы на 50 % и более состоят из глинистых минералов и тонкодисперсного материала (частиц размером < 0,01 мм) – пелита.

Группу хемогенных пород составляют породы, образовавшиеся в результате выпадения веществ из истинных и коллоидных водных растворов.

В группу органогенных выделяют продукты жизнедеятельности организмов, главным образом скелетные остатки морских, реже пресноводных беспозвоночных.

Смешанное происхождение имеют осадочные породы, состоящие из обломочного и какого-либо другого материала (химического или органического происхождения).

В связи с этим осадочные породы представляют собой скопления минерального или органического вещества, образующиеся в условиях земной поверхности (на дне водоемов или на поверхности суши) как результат действия экзогенных процессов.

Генезис осадочных горных пород

Процесс формирования осадочной горной породы можно представить в виде схемы:

возникновение исходных продуктов (путем выветривания или другим способом)

перенос и частичное осаждение материала на путях переноса

осаждение вещества в водных бассейнах

преобразование осадков и превращение их в осадочные породы

Стадии литогенеза

Стадии литогенеза - ряд последовательных закономерных геологических процессов:

Гипергенез (выветривание) – экзогенные процессы, приводящие к разрушению минералов и горных пород

Седиментогенез – стадия накопления осадков, их перенос (ветром, водами, льдом, организмами) и аккумуляция на дне водоемов и во впадинах на суше

Диагенез – процесс превращения осадка в осадочную породу при уплотнении в верхней зоне земной коры Происходит при низких температурах и давлениях, существенно биохимический (с участием бактерий)

Катагенез – изменение пород в верхней части стратисферы под действием возрастающих температур, давления и химических реакций

Метагенез – глубокое преобразование осадочных пород в земной коре

Источником вещества для образования осадочных горных пород являются:

продукты выветривания магматических, метаморфических и более древних осадочных пород, слагающих земную кору;

растворённые в природных водах компоненты; газы, различные вещества, возникающие при жизнедеятельности организмов;

вулканогенный материал (твёрдые частицы, горячие водные растворы и газы);

В современных океанических осадках и в древних осадочных породах встречается также космический материал. В настоящее время главнейший источник осадочного материала – литосфера.

В настоящее время главнейший источник осадочного материала – литосфера.

Образование осадочного материала в литосфере происходит вследствие механического раздробления и химического разложения пород различного состава и генезиса за счет действия различных факторов -

влияния колебаний температуры, воздействия атмосферы, воды и организмов на горные породы и т.д.

Все эти процессы приводят к изменению и разрушению пород и объединяются одним термином выветривание или гипергенез.

Процессы выветривания горных пород и минералов происходят на суше и на дне водных бассейнов. При этом на суше выветривание протекает интенсивнее, чем под водой.

Различают следующие типы выветривания:

механическое (раздробление пород происходит в самой верхней части литосферы вследствие тектонических процессов, деятельности воды, ветра, льда, под влиянием силы тяжести и других причин)

физическое (морозное) выветривание протекает под влиянием колебаний температуры.

Продукты механического раздробления в виде обломков различной формы и размера, а также коллоидные частицы представляют собой уже готовый осадочный материал.

химическое (основными факторами этого типа выветривания являются атмосферная и грунтовая вода, свободные кислород и углекислота, растворенные в воде органические и некоторые минеральные кислоты). Химическое разложение протекает одновременно с механическим раздроблением.

биологическое выветривание осуществляется под воздействием живых организмов. Место бурного развития растительных и животных организмов – приповерхностная часть литосферы. Продукты их жизнедеятельности являются важной составной частью осадков.

СЕДИМЕНТОГЕНЕЗ 1. ПЕРЕНОС ОСАДОЧНОГО МАТЕРИАЛА

Вновь образованный рыхлый материал и минералы могут оставаться на месте своего формирования (кора выветривания) или перемещаться.

В зависимости от расстояния, скорости перемещения, объема и размеров переносимого материала и ряда других факторов могут продолжаться дальнейшее разрушение и начаться частичная аккумуляция (или осаждение) переносимого материала.

Разрушение при транспортировке - это:

• превращение крупных обломков в мелкие,

• превращение угловатых обломков в окатанные,

• сортировка обломочного материала по размерам (вертикальная и латеральная).

Перенос осуществляется главным образом с помощью воды и ветра; кроме них заметную роль в перемещении осадков играют движущиеся ледники, айсберги и прибрежные льды, а также связанные с проявлением силы тяжести оползни, осыпи, обвалы; некоторую работу по переносу осадочного материала осуществляют и живые организмы.

2. Накопление осадочного материала(аккумуляция)

Начнем рассмотрение со среды осадконакопления. Она может быть водной и воздушной. Общий облик осадка и его физико-химические признаки определяются с одной стороны качеством и количеством поступающего осадочного материала, с другой – физико-географической обстановкой и свойствами среды, в которой происходит седиментогенез.

• Водная среда - озера, реки и главным образом моря. Здесь формируются осадки трех типов- обломочные, биогенные и хемогенные.

Воздушная среда - участки суши вне водной среды. Осадки здесь представлены обломочными и хемогенными типами.

В значительной степени на процессы седиментогенеза влияет рельефа местности. Его влияние заключается в следующем:

1. В общем плане все пониженные участки рельефа являются потенциальными областями аккумуляции осадков.

2. Рельеф влияет на мощность осадков.

3. Зональное распределение обломочного материала.

В ложе Мирового океана выделяют несколько областей - прибрежная, мелководная, батиальная (глубоководная) и абиссальная. Поступающий с континента обломочный, рыхлый материал в условиях неровностей рельефа начинает разделяться по размеру и весу обломков. Легкие и мелкие обломки уносятся в более глубокие пониженные области, а крупные оседают в прибрежных, мелководных зонах.

Осадочная дифференциация вещества

В процессе переноса и отложения осадочного материала происходит его разделение по размеру частиц (сортировка), плотности, химическому составу и химическому сродству. Выделяют следующие виды дифференциации:

● механическая – заключается в разделении по размеру обломков (сортировка)

глыбы→валуны→галька →гравий →песок →алеврит → пелит

● химическая – заключается в последовательном осаждении соединений из растворов согласно их растворимости.

Вещества, находящиеся в коллоидном и истинном растворе, выпадают только вследствие химических процессов. Основными причинами химической дифференциации являются:

• изменение pH в природных водах,

• различие в ЕН- т.е. окислительно-восстановительного потенциала в зоне осадкообразования.

Так установлено, что последовательность осаждения гидрооксидов металлов из природных вод происходит при изменении рН cреды:

Окислительно-восстановительный (Eh) потенциал определяет форму минеральных соединений - окисную, силикатную или карбонатную. Эти переходы, т.е. дифференциация также имеет направленность:Саша побережье море.

ВНЕШНИЕ ФАКТОРЫ ОСАДОЧНОЙ ДИФФЕРЕНЦИАЦИИ

- рельеф поверхности суши и дна водных бассейнов в зоне транспортировки;

- климат;

- среда переноса (вода, атмосфера, ледники);

- режим движения среды переноса (замедление, ускорение, пульсация скорости);

- количество областей питания осадочным материалам и расстояние от них до места седиментации;

- соленость бассейна осадконакопления и количественные соотношения растворенных компонентов;

- жизнедеятельность организмов.

На ход осадочной дифференциации влияют и физико-химические свойства осадочного материала: степень дисперсности, плотность, механическая устойчивость; химическая активность; растворимость; количество осадочного материала на путях переноса.

Генетическое значение дифференциации заключается в том, что все виды осадочной дифференциации могут проявляться в одном месте одновременно, но в определенный момент времени начинает преобладать один какой-либо вид дифференциации, тем самым определяя вид будущей осадочной горной породы

Таким образом, продукты выветривания распределяются по всей поверхности Земли, подвергаются при этом сортировке и, наконец, отлагаются в виде осадков в самых глубоких местах или на материках, или (преимущественно) в морских бассейнах.

На стадии седиментогенеза закладываются основные свойства осадков - это минеральный состав, размер и форма обломочных частиц и условия их залегания.

ДИАГЕНЕЗ

Свежесформированные осадки образуют рыхлые слои, обводненные и насыщенные химически активными соединениями. Для такого осадка характерно отсутствие физико-химического равновесия между твердыми, жидкими и газообразными компонентами. Начинается новая стадия, называемая диагенез, в которую рыхлые осадки под действием совокупности процессов переходят в твердую сцементированную осадочную породу.

Диагенез (от греч. dia — приставка, означающая здесь завершённость действия, и …генезис - происхождение) - совокупность природных процессов преобразования рыхлых осадков на дне водных бассейнов в осадочные горные породы в условиях верхней зоны земной коры.

Понятие диагенеза введено в науку немецким геологом В. Гюмбелем (1888), который вкладывал в него всю совокупность изменений осадка от первоначального его вида вплоть до превращения в метаморфические горные породы. Позднее (немецким геологом Й. Вальтером, советским геологом А. Е. Ферсманом и др.) понятие "диагенез" было сужено. Под диагенезом понимается только преобразование осадка в собственно осадочную породу.

Первичный рыхлый морской осадок в большинстве случаев представляет многокомпонентную неуравновешенную систему, в состав которой могут входить: обломочные частицы; иловые частицы; химически и биохимически осажденные соединения; органические вещества; живые бактерии; органические остатки; реликтовые (остаточные) воды, заполняющие поры.

При этом равновесие отсутствует как между разнородными частицами осадка, так и у частиц осадка с придонными водами океана. Уже в самой начальной стадии существования осадка начинается взаимодействие отдельных его частей друг с другом, с остаточными иловыми водами и средой их накопления.

Характеристика осадка

1. Высокая влажность осадков, имеющая огромное значение в перераспределении отдельных элементов в осадке и обусловливающая диффузное перемещение вещества в вертикальном и горизонтальном направлениях, что способствует взаимодействию различных составляющих и образованию новых диагенетических минералов.

2. Наличие многочисленных бактерий, главная масса которых сосредоточена в верхних первых сантиметрах осадков. Бактерии играют различную роль в преобразовании вещества. В одних случаях они разлагают углеводороды и органические соединения, создают новые реактивы и изменяют химизм среды. В результате деятельности различных бактерий происходят сложные процессы - окисление закисных соединений и чаще, наоборот, перевод окисных соединений в закисные. В других случаях бактерии служат главным источником накопления органического вещества в верхней части слоя.

3. Иловые растворы, пропитывающие осадок, существенно отличаются от состава наддонной воды океана более высокой минерализацией, уменьшенным содержанием сульфатного иона, присутствием железа, марганца и других элементов. Различие состава иловых растворов и придонной океанской воды вызывает обмен веществ между ними. При большой концентрации ряда веществ в иловых растворах в осадке образуются новые диагенетические минералы.

4. Органическое вещество, большое скопление которого в осадке вызывает дефицит кислорода, появление углекислого газа и сероводорода, т. е. создает восстановительные условия.

5. Окислительно-восстановительный потенциал зависит от содержания органического вещества и от гранулометрического состава осадка. В мелководных зонах, где преобладают водопроницаемые пески с отсутствием или ничтожным содержанием органического вещества, создаются окислительные условия среды, наблюдающиеся и в глубине осадка. В этом случае возможны единичные новообразования гидроксидов железа или бурых корок вокруг зерен песка.

Формирование осадочных горных пород — сложный природный процесс, происходящий в различных условиях, которые определяются разнообразными факторами и силами земной и космической природы. Среди них ведущую роль играют тектонические процессы. Огромное влияние на осадкообразование оказывают климат, рельеф, жизнедеятельность животных и растительных организмов. Кроме того, на образование осадочных пород накладывают отпечаток газовый состав атмосферы, солевой состав и минерализация вод гидросферы, рН среды, интенсивность и формы проявления вулканической деятельности, состав пород в областях питания и др.

Тектонические колебательные движения способствуют трансгрессии и регрессии морских водоемов и, следовательно, перемещение береговых линий. Это отражается на составе и строении отлагающихся осадков.

Существенную роль в формировании осадочных пород играет рельеф поверхности суши и дна водоемов. В горных районах может образовываться и перемещаться крупный обломочный материал — от первых миллиметров до нескольких метров. В равнинных областях обычно формируется мелкий обломочный материал, составляющий доли миллиметра.

В морских условиях рельеф дна бассейна в значительной мере определяет характер распределения осадка.

Климат также оказывает большое влияние на формирование осадочных пород. Сам он определяется многими причинами и факторами, среди которых ведущую роль играют интенсивность солнечной радиации, положение участков поверхности Земли относительно Солнца, прозрачность и состав атмосферы, гипсометрия суши, соотношение площадей суши и моря, интенсивность теплового потока Земли и т. д. Все эти факторы в значительной мере определяются тектоническими причинами.

Типы литогенеза по климатическому признаку (Н. М. Страхов)

№	Тип литогенеза	характеристика
1	Гумидный – распространен во влажных, умеренно-влажных зонах, в тропиках и субтропиках, в экваториальных областях обоих полушарий. Преобладание положительных температур большую часть года, превышение количества выпадающих осадков над испарением, богатая органическая жизнь.	Гипергенез – широко развиты процессы физического, химического и биологического выветривания; Седиментогенез - главным агентом переноса является вода, второстепенными – ветер и сила тяжести; Диагенез – образуются практически все классы осадочных горных пород.
2	Аридный – проявляется в пустынях, полупустынях. Господство положительных температур, дефицит влаги, бедная органическая жизнь.	Гипергенез - преобладают процессы физического выветривания, химические и биологические - подавлены. Седиментогенез - главным агентом переноса является ветер, второстепенными вода и сила тяжести; Диагенез - процессы очень сложны. Образуются преимущественно обломочные и хемогенные породы.
3	Нивальный - проявляется в полярных и высокогорных областях . Преобладают низкие температуры, характерен дефицит влаги, бедная органическая жизнь.	Гипергенез – преобладают процессы физического выветривания, химические и биологические – подавлены; Седиментогенез – главным агентом переноса является лед, второстепенными – вода и сила тяжести; Диагенез – проявляется главным образом в уплотнении пород.

Постдиагенетические преобразованияПостдиагенетические преобразования

К постдиагенетическим (стадии преобразования осадочных горных пород) изменениям осадочных горных пород относятся: катагенез (греч. "ката" - вниз) и метагенез (греч "мета" - после).

Под катагенезом понимаются процессы, протекающие при прогибании территории, когда горные породы оказываются погруженными на значительные глубины, где испытывают влияние повышенных давлений и температур, а также минерализованных подземных вод. Чем больше температура и давление вышележащих слоев, тем больше происходят уплотнение и изменение осадочных горных пород. Особенно большое уплотнение наблюдается в глинах.

Доминирующие процессы - физико-механические, т.е. уплотнение пород под нагрузкой вышележащих толщ, мощность которых от первых сотен (иногда десятков) метров до 4-6 км, что определяет и глубину зоны катагенеза в литосфере. Температура у кровли зоны 30-50⁰C, а у подошвы - вероятно, 150-200°С, давление - от первых сотен до 1200-2000 атм. Длительность - от сотен миллионов до 1-1,5 млрд лет, т.е. время геологическое и намного более длительное, чем у диагенеза и других стадий.

Условия катагенеза, таким образом, весьма различные, но стабильные в пространстве и во времени (изменяются весьма медленно, в течение миллионов лет). За это время минеральное вещество вызревает структурно, например кристаллическая структура упорядочивается, размер кристаллов увеличивается, химический состав становится определеннее. Все эти изменения - начало эндогенеза в минерало- и породообразовании; дальше они прогрессивно продолжаются в метагенезе и метаморфизм.

При прогибании до 4,5-5,0 км пористость глин изменяется от 49-50 % (изначальная) до 5 % и менее и они превращаются в аргиллиты. Высокие температура и давление, и наличие минерализованных вод способствуют процессам растворения, образованию новых вторичных минералов, частичной перекристаллизации вещества. Существенные преобразования претерпевает органическое вещество.

В условиях катагенеза образуется каменный уголь высокой степени преобразования, содержащий до 82-90 % углерода и антрацит - свыше 95 % углерода. Со средними и поздними стадиями катагенеза Н. Б. Вассоевич и другие исследователи связывают образование нефти и газа за счет планктонных животных и растительных организмов. Некоторые углеводороды в рассеянном виде образуются из органического вещества еще в осадках на дне водоемов при их захоронении и последующем диагенезе.

Установлено, что больше всего микронефти находится в горных породах, формировавшихся в восстановительной обстановке и содержащих сапропелевое вещество. Такие породы, обогащенные сапропелевым веществом, называются, возможно, нефтематеринскими. Это преимущественно глинистые и алеврито-глинистые породы. Образование собственно нефти и ее крупных скоплений возможно при значительном тектоническом прогибании земной коры, сопровождающемся накоплением новых мощных осадков, захороняющих прежние. В позднем катагенезе, когда нефтематеринские породы оказываются на глубинах 3 - 4 км, в условиях повышенных давлений и температур (80 - 150^o С) происходят выжимание и миграция углеводородов в хорошо проницаемые песчаные или трещиноватые горные породы, называемые коллекторами. Такая миграция происходит до встречи с водонепроницаемыми породами, под которыми при благоприятных условиях накапливается нефть, формируются залежи.

Под метагенезом понимаются дальнейшие преобразования горных пород, близкие к начальным стадиям метаморфизма. Они протекают, когда горные породы оказываются на большей глубине и при более высоких температурах. По данным Н. В. Логвиненко, метагенез в геосинклинальных областях происходит при мощности осадочной толщи свыше 7 - 8 км, вызывающей высокое давление (от 1500-2000 до 3000-4000 атм) при температуре 200 - 300^o С и наличии минерализованных растворов. В этих условиях протекают процессы растворения, перекристаллизации, взаимодействия циркулирующих растворов и минералов, в результате происходит метасоматоз - процесс замещения одних минералов и горных пород другими.

Основные процессы в метагенезе уже не физико-механические, а физико-химические и химические. На этом рубеже перекристаллизовываются уже все осадочные породы, даже наиболее стойкие - обломочные. Это прежде всего перекристаллизация глинистых пород - аргиллитов и образование типично метаморфических пород - глинистых сланцев. В стадии метагенеза кроме глинистых сланцев образуются кремнистые сланцы, кварцитовидные песчаники и др. Давление в зоне метагенеза меняется от 1500-2000 до 3000-4000 атм, глубина от 7-8 до 15-20 км, возможно до 25 км - в зонах пассивных континентальных окраин с малым тепловым потоком. На платформах не достигаются условия метагенеза. Пористость практически отсутствует. Объемный вес становится равным удельному.

Генетическая классификация горных пород

Магматические породы – образуются в результате застывания сложного силикатного расплава (магмы)

Осадочные породы – образующиеся в результате переотложения продуктов выветривания и разрушения различных горных пород, химического и механического выпадения осадка из воды, жизнедеятельности организмов или всех трех процессов одновременно

Метаморфические породы - образуются, когда на горные породы воздействуют столь высокие давления и температуры, что их минеральный состав трансформируется

Обзор современных взглядов на проблему происхождения нефти и газа.

Генезис углеводородов и образование их скоплений или месторождений в осадочном чехле Земли на доступной для человека глубине является фундаментальной проблемой естествознания и нефтегазовой геологии.

На протяжении десятилетий в науке сохраняется парадоксальная ситуация: наличие и противостояние двух концепций происхождения нефти — биогенного и абиогенного.

Следует отметить, что теория осадочного происхождения достаточно аргументировано отражает весь практический и эмпирический материал по данной проблеме и считается основной, на которую опирается практическая нефтегазовая геология и по которой сделаны важнейшие обобщения. Например, близость состава и строения нефтей всего мира, их единая внутренняя организация и элементный состав.

Но по уровню термодинамического потенциала нефть занимает особое положение в природе, и в земной коре более не существует подобного исходного вещества. Это — главный аргумент абиогенной гипотезы.

Кроме того, генерации углеводородов из органического вещества при низких температурах маловероятны.

Биогенная концепция происхождения нефти так объясняет основные особенности распространения и состава нефти:

Более 99 % месторождений нефти и газа сосредоточено в осадочных горных породах, то есть в породах, образовавшихся из донных отложений древних водных бассейнов, в которых развивалась жизнь;

Осадочные породы (глины, песчаники, известняки и др.) характеризуются широким распространением дисперсных битуминозных веществ («диффузно-рассеянной нефти»), близких по составу к обычной нефти;

Общее количество рассеянной нефти в осадочной оболочке Земли намного превышает общее количество нефти в месторождениях;

В нефтегазоносных регионах залежи нефти и газа стратифицированы, то есть в каждом регионе приурочены в основном к пластам горных пород определенного возраста;

Химический состав нефти в месторождениях и состав рассеянной нефти в горных породах имеют много сходных черт с составом живого вещества: в них присутствуют биомолекулы или их фрагменты, часть которых обусловливает оптическую активность нефти, присущую живому.

В рамках биогенной гипотезы до сих пор остаются дискуссионными принципиальные вопросы:

• стадии литогенеза, с которыми связано, в основном, нефтеобразование;

•источники энергии для синтеза нефтяных углеводородов из керогена;

•механизм собирания рассеянных углеводородов в скопления;

•формы и энергия миграции нефти в горных породах; •происхождение типов нефтей и другие.

На все эти вопросы биогенная концепция пока не дает однозначных ответов: большинство решений имеют альтернативы.

Сторонники неорганического происхождения нефти приводят следующие доказательства своей гипотезы:

1. Первичная миграция диффузно-рассеянных углеводородов из материнских глин и карбонатных пород в смежные коллекторы невозможна вследствие малой проницаемости глин. Поэтому нефть и газ могут скапливаться в залежь только в результате их вертикальной миграции по самым незначительным трещинам, сбросам и разломам.

При этом рост залежи нефти происходит от свода, где трещиноватость наибольшая, по направлению падения крыльев. Нефть вытесняет воду, поэтому за контуром нефтеносности признаков нефти не наблюдается.

2. Многоэтажность нефтяных и газовых месторождений вместе с приуроченностью нефтеносных территорий к глубинным разломам является характерной их особенностью.

3. В некоторых случаях нефтеносность распространяется на весь разрез месторождения, начиная с кристаллического фундамента и кончая верхами мезозоя, но при этом только отложения мезозоя состоят из пород, которые могли бы быть приняты за источники нефти.

4. Миграцией сверху вниз можно объяснить нефтеносность всего разреза осадочных пород вплоть до кристаллического фундамента даже в том случае, когда породы, которые могли быть приняты за источники нефти, находятся в верхней части разреза.

Решение проблемы происхождения нефти является весьма актуальным на сегодняшний день, так как это во многом определяет направленность геолого-поисковых работ на нефть и газ

Следует отметить, что большинство геологов придерживается все-таки биогенной теории, но споры идут и по сей день. Уж слишком велика цена истины в данном случае. Если правы сторонники биогенной теории, то верно и опасение, что запасы нефти, возникшие давным-давно, вскоре могут подойти к концу.

Если же правда на стороне их оппонентов, то вероятно, эти опасения напрасны. Ведь землетрясения и сейчас приводят к образованию разломов земной коры, воды на планете достаточно, ядро ее, по некоторым данным, состоит из чистого железа.

Все это позволяет надеяться, что нефть образуется в недрах и сегодня, а значит, нечего опасаться, что завтра она может кончиться.

новая геологическая гипотеза, получившая название «глобальной тектоники плит» и значительно упрочившая в последние годы свои позиции, позволяет иначе подходить к проблеме образования углеводородов и закономерностям распределения их залежей в земной коре.

Согласно этой гипотезе, наиболее благоприятные условия для формирования крупных зон нефти и газа создаются в местах столкновения литосферных плит, где происходит образование особых структур земной коры передовых прогибов. Именно здесь под действием аномально высоких температур и давлений относительно быстро и полно происходит природная «перегонка» рассеянного в океанических осадках органического вещества в жидкие и газообразные углеводороды.

На сегодня почти 75% из всех выявленных запасов нефти и газа находятся именно в пределах передовых прогибов или же на смежных с ними склонам платформ.

Химический состав нефти

Основные химические элементы, из которых состоит нефть - углерод и водород. Содержание углерода в нефти 83-87%, а водорода 11,5-14,5%. Кроме того, в нефти присутствуют гетероэлементы - кислород (до 4%), азот (до 2%), сера (до 10%), фосфор (до 0,1%) и другие. И многочисленные микроэлементы: ванадий и никель, а также железо, цинк, вольфрам, ртуть, уран и др.

В зависимости от количества атомов углерода в молекуле углеводороды могут принимать одно из трех агрегатных состояний.

Например, если в молекуле от одного до четырех атомов углерода (СН₄ – С₄Н₁₀), то углеводороды представляют собой газ, от 5 до 16 (С₅Н₁₆ – С₁₆Н₃₄) - это жидкие УВ, а если больше 16 (С₁₇Н₃₆ и т.д.) – твердые.

Нефти сильно различаются по своему составу: в легких обычно больше бензина, нафты и керосина, а в тяжелых - газойля и мазута, и чем выше граница кипения фракции, тем она тяжелее.

Нефть образуется вместе с газообразными углеводородами обычно на глубине более 1,2—2 км; залегает на глубинах от десятков метров до 5—6 км. Однако на глубинах свыше 4,5—5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначительным количеством лёгких фракций. Максимальное число залежей нефти располагается на глубине 1—3 км.

Вблизи земной поверхности нефть преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и другие продукты (битуминозные пески и битумы).

Физические свойства нефтей

Измерение физических параметров нефтей позволяет определить их товарные качества. Некоторые параметры (плотность, вязкость и др.) используются при расчете и проектировании разработки местоскоплений, нефтепроводов, транспортирования нефти и т. д.

В геологии из физических параметров наибольшее значение имеют плотность, вязкость, оптическая активность, люминесценция. Без знания физических свойств нефти нельзя правильно представить процессы миграции нефти и образования нефтяных месторождений.

Физико-химические характеристики нефти

• Цвет

• Плотность ( ρ )

• Вязкость (_н)

• Поверхностное натяжение нефти (σ)

• Температура застывания

• Растворимость нефти

• Оптическая активность нефти

• Показатель преломления

• Люминесценция нефти

• Диэлектрические свойства

• Теплота сгорания

Плотность ( ρ )

• ρ ≤ 0,80 - очень легкие (с весьма низкой плотностью) нефти;

• 0,80 < ρ <0,84 - легкие (с низкой плотностью) нефти;

• 0,84 < ρ <0,88 - со средней плотностью нефти;

• 0,88 < ρ <0,92 - тяжелые (с высокой плотностью) нефти;

• ρ > 0,92 г/см³ - очень тяжелые (с весьма высокой плотностью) нефти

Вязкость – свойство жидкости (газа) оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении.

Вязкость пластовой нефти _н - определяет степень подвижности нефти в пластовых условиях.

По вязкости нефти делятся на

• незначительно вязкие - _н < 1 мПас;

• маловязкие - 1 < _н  5 мПас;

• повышенной вязкости - 5 < _н  25 мПас;

• высоковязкие - _н > 25 мПас.

Нефть — легко воспламеняющаяся жидкость; температура вспышки от −35 до +121 °C (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворённых газов).

Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях не растворима в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.

Температура застывания нефти

За температуру застывания нефти принимают температуру, при которой охлажденная в пробирке нефть не изменит уровня при наклоне на 45°.Температура застывания от −60 до + 30 °C

Классификации нефти

Химическая классификация предусматривает выделение классов нефтей по преобладанию в них той или иной группы углеводородов

Геохимическая классификация учитывает не только химический состав нефтей, но и геологический возраст отложений, из которых получена нефть, глубину залегания этих отложений и другие признаки

Товарная и технологическая классификации, близкие между собой, строятся по таким показателям, как содержание фракций, выкипающих при температуре до 350 °С, а также парафина, масел и др.

Классификация нефтей по углеводородному составу

Метановые (более 50% метановых УВ)

(месторождения на Мангышлаке);

Метаново-нафтеновые (аренов не более 10%) (месторождения Волго-Уральской НГП и Западно-Сибирской НГП);

Нафтеновые (цикланов 60% и более, до 10% смол) (Балаханской и Сураханское месторождения Баку);

Нафтеново-метаново-ароматические

Нафтено-ароматические (смолисто-асфальтеновых 15-20%);

Арматические (тяжелые нефти) (Бугусланская нефть Урало-Поволжья)

Классификация нефтей по физико-химическим характеристикам (по А.Э. Конторовичу)

Содержание серы ( S )

• малосернистые нефти 0 ≤ S ≤ 0,5% (Месторождения Салымское - 0,02%; Русское - 0,23% (ЗСП))

• нефти средней сернистости 0,5 < S ≤ 1% (Месторождения Ваньеганское – 0,99% (ЗСП))

• сернистые нефти 1 < S ≤ 3% (Месторождения Ачимовское – 1,83%; Равенское – 1,86% (ЗСП))

• высокосернистые нефти S > 3% (Месторождения Этцель, Германия - 9,6%; Розел-Пойнт, США - 14%)

Содержание серы	Содержание фракций, перегон. до 350 °С	Содержание масел	Индекс вязкости (качество масел)	Содержание парафина
I малосернистые ≤ 0,5 %	T1 – ≥ 45 %	М – не менее 25 % в расчете на нефть	И1 – индекс вязкости выше 85	П1 – малопарафиновые (≤1,5 %)
II сернистые 0,51 – 2 %	Т2 – 30–44,9 %	М2 – 15–25 % в расчете на нефть и не менее 45 - на мазут	И2 – индекс вязкости 40–85	П2 – парафиновые (1,51-6 %)
III высокосернистые ˃ 2 %	Т3 – ˂ 30 %	М3 – 15–25 % - на нефть и 30–45 % в расчете на мазут		П3 – высокопарафиновые (˃6 %)
		М4 – менее 15 % в расчете на нефть

Классификация нефтей по физико-химическим характеристикам (по А.Э. Конторовичу)

Содержание твердых углеводородов (парафинов - П )

• малопарафинистые нефти 0 ≤ П ≤ 5% (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция (J и К))

• парафинистые нефти 5 < П ≤ 10% (Терско-Каспийская НГО (К) до 6,6%)

• высокопарафинистые нефти П > 10% (Южно-Мангышлакская НГО (J) до 20,2%, Восточно-Предкарпатская НГО (J) до 24,3%)

Классификация нефтей по физико-химическим характеристикам (по А.Э. Конторовичу)

Содержание асфальтово-смолистых веществ (AS)

• малосмолистые нефти 0 ≤ AS ≤ 10%

• смолистые нефти 10 <AS ≤ 20%

• высокосмолистые нефти 20 < AS ≤ 33%

Товарная и технологическая классификации, близкие между собой, строятся по таким показателям, как содержание фракций, выкипающих при температуре до 350 °С, а также парафина, масел и др.

Природный (нефтяной) газ

Углеводородные газы, генерируемые в осадочной оболочке земной коры, могут находиться в различных состояниях: свободном, растворенном и твердом.

В свободном состоянии они образуют газовые скопления промышленного значения. Углеводородные газы хорошо растворимы в подземных водах и нефтях. При определенных условиях они вступают в соединение с водой или переходят в твердое состояние (газогидраты).

Природный газ, состоящий из метана и других легких насыщенных углеводородов, – весьма дешевое и удобное топливо.

Природный газ называется «сухим», если почти не содержит бензина (менее 1 л на 25 м³ газа). «Жирный» газ может содержать бензина в 10 раз больше.

Смесь жидких углеродов может быть получена как путем сжатия и охлаждения газа, так и путем его абсорбции нефтью. Полученные жидкости называются сжиженным нефтяным газом (газоконденсатом).

Химический состав природного (горючего) газа

Главные составные части природного газа – углеводороды - метан (СН₄), этан (С₂Н₆), пропан (С₃Н₈), бутан (С₄Н₁₀).

Неуглеводородные компоненты

• Углекислый газ (СО₂)

•Азот (N)

•Сероводород (H₂S)

Инертные газы

•Гелий (Не)

•Аргон (Аr)

Состав природных газов (по Б.А.Соколову)

Состав природных газов (по Б.А.Соколову)

Коэффициент «сухости» (СН₄/С₂₊)

Сухой газ – газовых месторождений

Метана > 85%

Этана < 10%

Пропан, бутан – до 0,2%

Конденсата < 10см³/м³

Углекислый газ, азот и сероводород

Тощий газ

Преимущественно метановый

Конденсата ≈ 10 – 30 см³/м³

Жирный газ – попутный газ нефтяных месторождений

Этан + пропан + бутан до 50%

Конденсата ≈ 30 – 90 см³/м³

В составе газов, растворенных в подземных водах, основное место занимают метан, азот и углекислый газ. Концентрация метана в растворенном газе может достигать 80–95 % и составлять тысячи кубических сантиметров на литр. Эта форма концентрации углеводородов может иметь промышленное значение.

Данные по химическому составу газа используются не только при проектировании комплексной разработки газового местоскопления. Изучение химического состава газов, в том числе растворенных в подземных водах, проводится также с целью решения некоторых геологических задач, связанных с прогнозированием нефтегазоносности.

Физические свойства газа

Химический состав природного газа определяет его физические свойства. Основными параметрами, характеризующими физические свойства газов, являются плотность, вязкость, критические давление и температура, диффузия, растворимость и др.

Плотность газов

Воздуха – 1,293 кг/м3

Метана – 0,554

Этана – 1,05

Пропана – 1,55

Диоксид углерода – 1,53

Сероводород – 1,18

Вязкость

• - газа не превышает 1*10^-5Па·с.

• - воды 1*мПа· с.

• - нефти в пределах (0,1-10) мПа· с

Температура

• Критическая температура газа – температура выше которой он не переходит в жидкое состояние

• Метан – - 82^о С

Критическое давление

• Давление насыщения – давление при котором нефть полностью насыщена газом.

(Если давление в залежи падает - газ выделяется в свободную фазу)

Растворимость

Коэффициент растворимости газов в воде зависит от ее температуры и минерализации.

• С ростом минерализации растворимость снижается.

• На растворимость газа в нефти влияют температура, давление, состав газа и нефти

• Растворимость УВ газов в нефти ~ в 10 раз больше, чем в воде.

• Жирный газ лучше растворяется в нефти, чем сухой.

• Легкая нефть растворяет больше газа, чем тяжелая.

Газоконденсат - природная смесь легкокипящих нефтяных углеводородов, находящихся в недрах в газообразном состоянии, а при охлаждении и снижении давления до атмосферного (в условиях дневной поверхности) распадающаяся на жидкую (конденсат) и газовую составляющие.

• Плотность - 0,620 - 0,825 г/см³

• Углеводороды - более 90%

• Смолы - не более 5%

• Асфальтены – десятые, сотые доли %

• Основные компоненты выкипают до 150 - 200^оС

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации

Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ

Параметры залежей газоконденсата

• Min температуры и давления 25^о и 7,5 МПа

• Max температуры и давления 195^о и 62 МПа

• Газоконденсатный фактор (К_ф) - количество газа, из которого добывается 1м³ конденсата.

Газогидраты - представляют собой твердые кристаллические вещества (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи.

Типы гидратов: - мономинеральная порода, чистый массивный гидрат, плотность 1,1 г/см3; - главный породообразующий компонент (минерал), заполняет поры и играет роль цемента; - акцессорный, выполняют гнезда, пустоты, трещины в породах и осадках разного состава.

Генетическая классификация природных газов (по существу газообразующих процессов)

1. Катагенетические

2. Метаморфические

3. Вулканические

4. Биохимические

5. Радиоактивный

6. Воздушного происхождения

7. Газы ядерных реакций,

8. Газы радиохимического происхождения

9. Газы подкоровых глубин

ЛИТОЛОГИЯ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

Резервуар (фр. reservoir - вместилище, лат. reservo - сберегаю) - это природное геологическое тело, внутри которого возможна циркуляция флюида.

Резервуар состоит из нефтегазопроводящей породы – коллектора и непроницаемых пород-флюидоупоров. В длину резервуар может достигать нескольких десятков и даже сотен километров, в «высоту» — нескольких километров. Форма может быть тоже весьма разнообразной. По соотношению коллектора с ограничивающими его плохо проницаемыми породами выделяются три основных типа природного резервуара (Еременко Н.А.,1988):

• Пластовые;

• Массивные;

• Литологически ограниченные.

Пластовые резервуары представлены породами-коллекторами, значительно распространенными по площади (сотни и тысячи квадратных километров), характеризующимися небольшой мощностью (от долей метров до десятков метров). Они могут быть сложены как карбонатными, так и терригенными образованиями; часто содержат отдельные линзовидные прослойки непроницаемых пород в толще основного горизонта, что делает их неоднородными по строению, как в вертикальном направлении, так и в горизонтальном.

Массивные природные резервуары представляют собой мощную (несколько сот метров) толщу пластов-коллекторов (поровых, кавернозных, трещиноватых), различного (неоднородные) или одинакового (однородные) литологического состава. В толще пластов-коллекторов могут быть непроницаемые прослои, однако все пласты проницаемых пород сообщаются, образуя единую гидродинамическую систему (единый природный резервуар). Над толщей пород-коллекторов залегает мощная толща непроницаемых пород-покрышек.

Литологически ограниченные природные резервуары практически со всех сторон окружены непроницаемыми породами Примером такого природного резервуара может служить линза песков в толще глинистых пород. Литологически ограниченные резервуары, по определению Н. А. Еременко, представляют собой «... Природные резервуары всех видов, в которых насыщающие их газообразные и жидкие углеводороды окружены со всех сторон практически непроницаемыми породами». Подобные резервуары образуются благодаря изменениям литологического состава пород и наличию проницаемых зон среди непроницаемых.

В классификации природных резервуаров, предложенной Н.А.Еременко (1988), использованы следующие понятия:

• - класс

• - генетический тип

• - порядок

• - распространенность

• - морфологический тип

Класс природного резервуара устанавливается по литологическому составу слагающих его коллекторов и перекрывающего флюидоупора:

• терригенный

• терригенно-карбонатный

• карбонатно-терригенный

• карбонатно-эвапоритовый

• пелитоидный

• вулканогенный

• вулканогенно-осадочный

• осадочно-вулканогенный

При определении класса в первой части указывается литологический состав пласта-коллектора, во второй - покрышки. Так название "терригенно-карбонатный" означает, что природный резервуар сложен терригенными коллекторами и карбонатной покрышкой; "терригенный" - что и пласт-коллектор и покрышка представлены терригенными породами.

Генетический тип природного резервуара (генезис пород, образующих природный резервуар) определяет основные его характеристики - емкостные и фильтрационные свойства и их изменчивость по разрезу и по площади. На основе изучения генезиса отложений осуществляется прогнозирование и поиски ловушек.

Природные резервуары могут быть моно- и полифациальными. Во втором случае, например, шельфовые пески могут сменяться баровыми или дельтовыми, а последние - аллювиальными образованиями, которые в совокупности формируют единую гидродинамическую систему.

Фациальная изменчивость отражается на физических свойствах различных частей единого резервуара, на процессах миграции и аккумуляции УВ; они обуславливают многообразие генетических и морфологических типов ловушек в пределах резервуара.

В этой связи иногда выделяются субрезервуары. Они характеризуются определенными физическими свойствами, а также их распределением по разрезу, отличающимся от других частей того же резервуара при генетическом единстве с резервуаром, которому принадлежат эти субрезервуары.

Монофациальные природные резервуары в большинстве случаев имеют локальное распространение; региональные же резервуары почти всегда полифациальны, что и дает основание выделять в их пределах субрезервуары

По характеру взаимоотношения между элементами, образующими резервуар, определяют порядок природный резервуар - простой (совершенный и несовершенный) и сложный. Использование этих понятий вызвано тем, что между пластами-коллекторами нередко залегают пачки-проводники, т.е. между коллекторами отсутствуют флюидоупоры. В этих случаях пласты могут иметь единый водонефтяной или газоводяной контакты и между ними имеется гидродинамическая связь.

Простой совершенный природный резервуар - это пласт-коллектор с перекрывающими и подстилающими флюидоупорами (покрышка + коллектор + покрышка) или пласт-коллектор при различных сочетаниях флюидоупоров и промежуточных пачек (покрышка + промежуточная пачка + коллектор + покрышка или покрышка + коллектор + промежуточная пачка + покрышка).

Простой несовершенный природный резервуар - часть простого совершенного и представляет собой пласт-коллектор с перекрывающей и/или подстилающей промежуточными пачками либо сочетание пласта-коллектора с нижним или верхним флюидоупорами: промежуточная пачка + коллектор; коллектор + промежуточная пачка; промежуточная пачка + коллектор + промежуточная толща; покрышка + коллектор либо коллектор + покрышка.

Сложный природный резервуар - совокупность нескольких пластов-коллекторов при различных сочетаниях флюидоупоров и промежуточных пачек. При этом флюидоупоры и сверху и снизу должны быть едиными для всех пластов-коллекторов

Очень важная характеристика природного резервуара - площадь его распространения. От нее в значительной мере зависят объем УВ и концентрация их в ловушках разных генетических и морфологических типов. В зависимости от распространенности природные резервуары могут быть локальными, зональными или региональными.

Локально развитые природные резервуары не могут образовывать крупные месторождения. Все гигантские месторождения связаны со сложными резервуарами, имеющими широкое распространение по площади.

Выявление морфологического типа природного резервуара позволяет установить границы распространения резервуара, определить и спрогнозировать участки, наиболее благоприятные для формирования ловушек.

Выделяются три морфологических типа:

• - линзовидный

• - рукавообразный

• - плащевидный.

Линзовидный тип обычен при локальном развитии резервуара; плащевидный характерен для регионального или зонального распространения, а рукавообразный наиболее част при зональном развитии природного резервуара. Последний тип связан с зонами распространения аллювиальных отложений или отложений течений либо с локальным развитием отложений мелких русел, рек, баров и т.д.

Анализ условий формирования природного резервуара, их классификация и типизация с учетом генетических и морфологических признаков представляет не только теоретический, но и, прежде всего, практический интерес.

Природные резервуары являются сложными иерархическими системами, в которых происходят физические и химические взаимодействия между породами и флюидами, а также между разными флюидами. Природный резервуар состоит из элементов с разными литолого-физическими свойствами и содержат флюиды разного фазового состояния. Соотношения этих элементов во времени меняются.

Тип резервуара	Стратиграфическая приуроченность коллектора	Направление движения жидкостей и газов
Пластовые	Выдерживается	По напластованию
Массивные	Не выдерживается	По вертикали
Литологически ограниченные со всех сторон	Выдерживается	Локально, ограничено

Ловушки нефти и газа

Ловушка — часть природного резервуара, в котором благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а так же тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.

Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по удельным весам.

Любая ловушка представляет собой трехмерную объемную форму, в которой в силу емкостных, фильтрационных и экранирующих свойств накапливаются и сохраняются углеводороды.

Наиболее простым и распространенным случаем образования ловушки является смятие пластового или массивного природного резервуара под воздействием складкообразовательных тектонических движений в антиклинальную структуру.

Классификация ловушек Антиклинальная (сводовая, структурная) ловушка (а) обусловлена изгибом слоев вверх; ограниченная разломом тектонически экранированная ловушка (б) сформирована вертикальным перемещением пластов, когда пласт непроницаемых пород располагается напротив пласта проницаемых пород. Соляной купол (в) образуется при внедрении соляного штока в другие пласты. Стратиграфическая ловушка (г) сформированная в результате эрозии пластов — коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми породами.

ЗАЛЕЖИ И МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

Скопления нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов, сосредоточенные в ловушке, ограниченные поверхностями разного типа, в количестве, достаточном для промышленной разработки, называется залежью.

Генетическая классификация залежей нефти и газа по форме ловушек

В общем случае все залежи можно разделить на пластовые и массивные.

• В пластовых залежах отмечается приуроченность залежи к отдельным пластам.

• Образование массивной залежи связано с терригенным или карбонатным массивным резервуаром, когда при большом этаже нефтегазоносности залежь сверху контролируется формой верхней поверхности ловушки, а снизу горизонтальный контакт сечет все тело массива. Массивные залежи формируются в рифах, антиклинальных структурах, эрозионных выступах, представляющих собой останцы древнего рельефа. С массивными залежами связаны наиболее значительные скопления нефти и газа.

Залежи нефти и газа

По классификации А. А. Бакирова, учитывающей главнейшие особенности формирования ловушек, с которыми связаны залежи, выделяются четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа: структурные; рифогенные; стратиграфические; литологические.

ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ВНУТРЕННЕЕ СТРОЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ

Одной из важнейших задач на стадии разведки и подготовке к разработке залежи является изучение внутреннего строения залежи нефти или газа.

Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой.

Породы с такими геолого-физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невозможно, называются неколлекторами.

Внутреннее строение залежи определяется различным размещением неколлекторов и коллекторов, а также коллекторов с разными геолого-физическими свойствами как в разрезе, так и по площади залежи.

Свойства горной породы вмещать и пропускать через себя жидкости и газы называются фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Емкостные свойства породы определяются ее пустотностью, которая слагается из объема пор, трещин и каверн. По времени образования выделяются первичные пустоты и вторичные.

• Первичная пористость – пустоты образуются в процессе осадконакопления и породообразования (промежутки между зернами, между плоскостями наслоения, камеры в раковинах и т.д.).

• Вторичная пористость - поры образуются в результате последующих процессов: разлома и дробления породы, растворения, перекристаллизации, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, при доломитизации) и других процессов.

Различные типы пустот в породе

а — хорошо отсортированная порода с высокой пористостью; б — плохо отсортированная порода с низкой пористостью; в — хорошо отсортированная пористая порода; г — хорошо отсортированная порода, пористость которой уменьшена в результате отложения минерального вещества в пустотах между зернами; д — порода, ставшая пористой благодаря растворению; е — порода, ставшая коллектором благодаря трещиноватости.

Пористость и строение порового пространства

Выделяют полную, которую часто называют общей или абсолютной, открытую, эффективную и динамическую пористость. Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости, который измеряется в долях или процентах от объема породы.

Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Коэффициентом полной пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому его объему:

Открытая пористость образуется сообщающимися порами. Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор к видимому объему образца:

Пористость породы в большой степени зависит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, которые в свою очередь определяются гранулометрическим составом слагающих породу частиц и степенью их сцементированности. Структура порового пространства пород обусловлена большим числом факторов:

•гранулометрическим составом пород,

•формой и окатанностью частиц,

•сортированностью обломочного материала,

•системой укладки обломочного материала,

•составом обломков, составом цемента, количеством цемента, характером распространения цемента, химическим составом пород, происхождением пор, равномерностью распределения пор, соотношением больших и малых пор.

Пористость повышается с улучшением окатанности и отсортированности обломков, если обломочные зерна сами пористые, с увеличением размеров обломков, с уменьшением количества цементирующего материала, если порода подверглась растрескиванию и растворению и т.д.

При решении задач нефтегазопромысловой геологии используется коэффициент открытой пористости который определяется как по образцам в лаборатории, так и по данным геофизических исследований скважин.

Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах — от нескольких процентов до 35 %. По большинству залежей она составляет в среднем 12 – 25 %.

Коэффициент пористости обломочных пород в случаях, когда зерна породы одинаковы по размеру и имеют шарообразную форму, не зависит от размера зерен, а определяется их укладкой и однородностью по размеру.

При кубической упаковке пористость составляет 47,64 %; при ромбической – 25,95 %, независимо от размеров шаров. У пород, состоящих из неодинаковых по размеру обломков (конгломератов, глинистых песчаников), пористость резко снижается, так как мелкие зерна занимают промежутки между крупными зернами, уменьшая объем порового пространства.

Классификация коллекторов по типу пустотного пространства

По преобладающему типу пустот, слагающих поровое пространство, коллекторы делятся на три основных типа: поровые, трещинные и каверновые. Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трех типов – гранулярным, трещинным и смешанного строения.

К гранулярному типу относятся коллекторы, представленные песчано-алевритовыми породами, реже известняками и доломитами; поровое пространство в них состоит из межзерновых полостей.

Трещинные коллекторы сложены преимущественно карбонатами; поровое пространство в них образуется системой трещин. При этом участки коллектора между трещинами представлены плотными непроницаемыми и малопроницаемыми нетрещиноватыми блоками пород, поровое пространство в которых практически не участвует в процессах фильтрации.

В коллекторах смешанного типа отмечается сочетание систем трещин, порового пространства блоков и пор (каверны, карст).

Проницаемость

Проницаемость - способность горных пород пропускать сквозь себя жидкость или газ. Пути миграции флюидов - поры, каверны, соединяющиеся каналами, трещины. Чем крупнее пустоты, тем выше проницаемость. Различают несколько видов проницаемости: абсолютную, эффективную и относительную. Абсолютная проницаемость - проницаемость горной породы применительно к однородному флюиду, не вступающему с ней во взаимодействие.

В природе не встречаются породы, не заполненные флюидами. Обычно поровое пространство содержит в различных количествах воду, газ, и нефть (в залежах). Каждый из флюидов оказывает воздействие на фильтрацию других. Поэтому редко можно говорить об абсолютной проницаемости в природных условиях.

Породы-флюидоупоры (покрышки)

Сохранение скоплений нефти и газа в породах-коллекторах невозможно, если они не будут перекрыты непроницаемыми для флюидов (нефти, газа и воды) породами.

Плохо проницаемые породы, перекрывающие породы-коллекторы со скоплениями нефти и газа, называют покрышками нефтяных и газовых залежей.

Роль пород-нефтегазоводоупоров выполняют глины, аргиллиты, глинистые алевролиты, глинистые известняки, гипсы, ангидриты и соли. Соляно-ангидритовые покрышки служат наиболее надежными экранами, несколько худшими экранирующими свойствами обладают глинистые и глинисто-карбонатные породы, весьма слабыми непроницаемыми перекрытиями являются алевролито-глинистые породы.

Надежность экранов во многом определяется характером флюидов в подстилающих залежах. Наиболее подвижны газообразные углеводороды. Поэтому покрышки, перекрывающие газовую залежь, должны обладать лучшими экранирующими свойствами по сравнению с покрышками, перекрывающими нефтяную залежь.

ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ФОРМИРОВАНИЕ КОЛЛЕКТОРОВ: литологические, тектонические, гидрогеохимические.

Литологические факторы в формировании коллекторских свойств горных пород являются определяющими. Образование пустотного пространства в коллекторах тесно связано с генезисом самих пород и происходит на разных этапах литогенеза - в седиментогенезе, диагенеза, эпигенезе.

В седиментогенезе осуществляется заложение первичной, седиментационной пористости, обусловленной условиями и процессом осадконакопления и первичной структурой осадка как следствия условий седиментации. На стадии диагенеза и эпигенеза образование полезной емкости определяется диагенетическими и эпигенетическими преобразованиями, происходящими соответственно в осадке и породе и приводящие к образованию вторичной пористости.

Тектонические факторы. Условия осадконакопления теснейшим образом связаны с тектоническим развитием бассейна осадконакопления. В отложениях, накапливающихся на мелководье или на повышенных участках морского дна пористость обычно значительно выше, чем в карбонатных осадках, отлагавшихся в более глубоководных условиях. Кроме того, с повышением рельефа морского дна часто связаны биогермные постройки (биогерма - известковый нарост на дне водоема, образованный прикрепленными организмами), обладающие высокой изначальной пористостью.

В дальнейшем при погружении пород происходит уменьшение первичной пористости в основном за счет уплотнения и цементации пород. При медленном погружении уплотнение происходит равномерно, и уже на глубинах 2,5-3 км первичная пористость достигает своей минимальной величины.

Если же погружение пород происходит быстро (некомпенсированное прогибание), то последние остаются недоуплотненными, и при прочих благоприятных условиях в них на больших глубинах может сохраниться достаточно высокая первичная пористость. Таким образом, одним из основных тектонических факторов, влияющих на формирование и сохранность первичной пористости, является направленность и интенсивность колебательных движений.

Гидрогеохимические факторы. Пористость и проницаемость коллекторов может изменяться под воздействием химически активных подземных вод. Наибольшее значение имеют процессы доломитизации, сульфатизации, кальцитизации, окремнения. Указанные процессы с позиций гидрохимии сводятся к реакциям осаждения из растворов твердой фазы или ее растворения. Эти реакции влияют на вещественный состав пород, меняют объем их скелета и пустотного пространства и приводят к изменению объема и химического состава подземных вод. Причиной подобных процессов является отклонение системы «вода - порода» от состояния физико-химического равновесия, когда пропитывающий породу водный раствор оказывается пересыщен каким-либо компонентом или наоборот, способным растворить некоторые из присутствующих в породе минералов. Нарушение равновесиявляется следствием гидрогеологических процессов - перемещений вод из одного литологического объекта в другой, смешений вод разного состава, изменение температуры растворов и т.д.

Литологические и палеогеографические предпосылки формирования в осадочном чехле пород-коллекторов и пород-флюидоупоров.

Емкостно-фильтрационные свойства горных пород в значительной мере определяются литолого-фациальными условиями осадконакопления.

Среди отложений морского генезиса породы-коллекторы имеют максимальное развитие в прибрежных и мелководно-шельфовых образованиях. В прибрежных зонах, на глубинах моря до 30 м, охватывающих при пологом рельефе обширные площади, вследствие перемещения береговой линии во времени в результате развития трансгрессий и регрессий терригенные породы-коллекторы образуют выклинивающиеся вверх по восстанию пласты, слагают расположенные параллельно берегу валы и гряды высотой до нескольких метров, баровые тела, береговые дюны, пляжевые образования.

Прибрежная зона шельфа максимально подвержена действию приливов и отливов и имеет большую гидродинамическую активность вод. В результате происходит постоянное взмучивание осадков, сортировка их по размеру, шлифовка поверхностей обломочных зерен. Среди прибрежных отложений наиболее широко распространены песчаники с незначительной примесью глинистых частиц, окатанными зернами и характерной разнонаправленной косой слоистостью. Карбонатные отложения в этой зоне широко представлены оолитовыми, органогенными, органогенно-обломочными и обломочными разностями. В связи с этим именно прибрежные фации чрезвычайно благоприятны для обнаружения мощных относительно выдержанных терригенных, терригенно-карбонатных и карбонатных коллекторов с высокими ФЕС. Наибольший интерес среди аккумулятивных тел прибрежных фаций представляют бары.

Органогенные, органогенно-обломочные и обломочные карбонатные породы прибрежной и мелководной зон характеризуются высокой седиментационной пористостью. Это объясняется тем, что в осадках с повышенным содержанием ОВ выделяется большое количество углекислого газа, способствующего развитию процессов растворения известняков. Именно в этой зоне формируются каверново-поровые типы коллекторов с высокими емкостно-фильтрационными свойствами.

Прибрежные отложения, как правило, не содержат непроницаемых пород регионального и зонального распространения. Подчиненное развитие глинистых пород в этой зоне, высокое содержание в них песчаной и алевритовой примеси приводят к формированию в последующем лишь локальных покрышек, способных контролировать небольшие по запасам залежи.

Породы-флюидоупоры более высокого качества следует искать в перекрывающих отложениях, представленных трансгрессивными сериями более глубоководных частей морских бассейнов.

Фации мелководных частей шельфа образуются на глубинах моря от 30 до 100 м. Здесь еще продолжает сохраняться значительная гидродинамическая активность вод. Эта зона густо заселена разнообразным бентосом, высшими и одноклеточными водорослями, рифообразующими кораллами. Здесь формируются различные типы терригенных, терригенно-карбонатных и хемогенных осадков.

Образованиями мелководных фаций, представляющими большой интерес для нефтяников, являются различные органогенные постройки, в первую очередь береговые и краевые рифы. Мелководные морские отложения служат местом накопления мощных, выдержанных по простиранию терригенных и карбонатных пород с большой долей коллекторов высокого класса. Примером выдержанных терригенных коллекторских толщ мелководного генезиса служат сеноманские песчаники севера Западно-Сибирской привинции. Из глинистых отложений мелководно-морских фаций впоследствии формируются покрышки невысокого качества, зонального и локального распространения, что объясняется значительной примесью в глинах песчано-алевритового материала.

Для шельфовых отложений, образовавшихся на глубинах 100-200 м, характерно накопление осадков при слабой гидродинамической активности вод, без существенной смены обстановки на больших площадях. Среди органогенных пород развиты фораминиферовые известняки, диатомиты, опоки. Широко распространены хемогенные – карбонатные, кремнистые, фосфорит и глауконитсодержащие.

Среди умеренно-глубоководных отложений породы-коллекторы встречаются значительно реже. Аналогичные условия накопления коллекторских толщ характерны и для глубоководных батиальных областей.

Умеренно-глубоководные и глубоководные фации служат областями развития региональных глинистых покрышек высокого качества. В этих частях морских бассейнов формируются мощные глинистые толщи, содержащие незначительную примесь песчаного материала и выдержанные на больших территориях.

Таким образом, прогнозирование фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, экранирующих свойств покрышек и их изменений по площади базируется на результатах фациального анализа с учетом последующих катагенетических изменений. При таком подходе становится возможным выявление закономерностей изменения свойств пород в пространстве в условиях большего или меньшего дефицита фактических данных. Фациальный анализ и последующий прогноз коллекторских и экранирующих свойств пород рационально проводить для генетически единых толщ, характеризующихся закономерным изменением всех параметров по площади и разрезу.