Умкдп Геология нефти и газа посл x

Министерство образования и науки Республики Казахстан
Карагандинский государственный технический университет
«Утверждаю»
Первый проректор
Исагулов А.З.
_______________________
«____» _________ 20___г.
УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС
ДИСЦИПЛИНЫ ПРЕПОДАВАТЕЛЯ
Дисциплина GNG 3217 «Геология нефти и газа»
Модуль GNG 26 «Геология нефти и газа»
Специальность 5B070600 «Геология и разведка МПИ»
Факультет Горный
Кафедра «Геология и разведка МПИ»
2013
Предисловие
Учебно-методический комплекс дисциплины преподавателя разработан:
канд.г.-м.н., и.о. зав. каф. ГРМПИ Кряжевой Т.В., преподавателем
Копобаевой А.Н.
Обсужден на заседании кафедры «Геология и разведка МПИ»
Протокол № _______ от «____»______________20___ г.
Зав. кафедрой ________________
«____»____________20___ г.
(подпись)
Одобрен учебно-методическим советом факультет горный
Протокол № ________ от «_____»_____________20___ г.
Председатель ________________ «____»____________ 20___ г.
(подпись)
1 Рабочая учебная программа
1.1 Сведения о преподавателе и контактная информация
Кряжева Татьяна Владимировна кандидат геолого-минералогических
наук, и.о. зав. кафедрой ГРМПИ, Копобаева Айман Ныгметовна магистр
техники и технологии, преподаватель кафедры «Геология и разведка МПИ».
Кафедра «Геология и разведка МПИ» находится в главном корпусе
КарГТУ (г. Караганда, ул. Ленина 76), аудитория 209, a.kopobaeva@kstu.kz
Семестр
Количество
кредитов/
ECTS
Трудоемкость дисциплины
5
3/5
Вид занятий
количество контактных часов
количест
всего
практичес
лабораторные во часов
часов
лекции
кие
СРСП
занятия
занятия
30
15
-
45
90
Количес
Общее
тво
Форма
количест
часов
контроля
во часов
СРС
45
135
Экзамен
Характеристика дисциплины
Дисциплина «Геология нефти и газа» является компонентом по выбору в
цикле базовых дисциплин.
В Казахстане выявлено и разведано 200 месторождений нефти и газа, в
том числе 105 нефтяных, 33 нефтегазовых, 30 нефтегазоконденсатных, 12
газоконденсатных, 20 газовых, а также 12 месторождений нефтяных битумов.
Разведанные извлекаемые запасы нефти составляют около 3,0 млрд. т, газа 2,0 трлн. м3. конденсата - 0,7 млрд. м3. Общие прогнозные извлекаемые
ресурсы нефти в стране оцениваются свыше 12 млрд. т, в том числе на суше 5 млрд. т, на море - более 7 млрд. т. Последнее открытие на шельфе
Каспийского моря - месторождение Кашаган позволяет считать весьма
высокой степень доверительности этих прогнозных оценок (Ужкенов и др.,
2001) Основная часть разведанных запасов нефти и газа сосредоточена в
Прикаспийской
нефтегазоносной
провинции.
Доля
региона
в
общереспубликанской добыче составляет по нефти и конденсату 44 %, по
газу 49 %. Здесь находятся такие уникальные месторождения нефти и
газоконденсата, как Тенгиз и Карачаганак, где добыча нефти и газа
составляет более 30 % от общего объема. В Южно-Мангистауском и СевероУстюртско-Бузачинском регионе наиболее крупными месторождениями
являются Узень, Жетыбай, Каражанбас, Северные Бузачи.. В общем республиканском балансе добычи углеводородов доля этого региона равна около 50
%. Промышленные запасы нефти установлены в Южно-Торгайском
нефтегазоносном бассейне (месторождения Кумколь, Майбулак, Ащисай,
Арыскум и др.). Здесь разведано 11 месторождений с суммарными
прогнозными ресурсами около 400 млн. т. Крупным является месторождение
Кумколь (разрабатывается с 1990 г.). Доля этого региона в добыче нефти
составляет около 10 %.
Высоко оцениваются перспективы нефтегазоносности и других осадочных бассейнов Казахстана (Тенизская, Сырдарьинская. Восточно-Аральская,
Зайсанская, Прииртышская, Алакольская, Илийская впадины, СевероКазахстанское погружение), а также площади Каспийского шельфа и
акватории Аральского моря. Нефтегазопоисковые работы в названных регионах только начинаются. Перспективы республики на нефть и газ далеко
не исчерпаны.
Полученная в ходе изучения дисциплины информация может быть
использована для различных минерагенических построений, составления
специализированных карт, анализа региональных концентраций нефти и газа,
степени их геологической изученности и промышленной освоенности.
Изучаемый краткий анализ общих закономерностей размещения
месторождений на территории Казахстана дает возможность оценить
перспективы прогнозирования новых месторождений.
Изучаемый материал по «Геологии нефти и газа» позволит студентам по
завершении учебы стать квалифицированными специалистами, знающими
современное состояние минерально-сырьевой базы республики и умеющими
выбирать оптимальные направления геологических исследований для ее
развития.
Цель дисциплины
Дисциплина «Геология нефти и газа» ставит целью изучение
геологического строения промышленных месторождений нефти и газа и
методики их изучения. Прослушав курс лекций и выполнив практические
работы, студенты смогут на основе теоретических положений образования
месторождений нефти и газа выполнять обеспечение скважинной геофизики
на месторождениях.
1.5 Задачи дисциплины
Задачи дисциплины следующие:
- ознакомить студентов с общими закономерностями геологоструктурного развития нефтегазоносных регионов, изучить основные
структурные элементы месторождений;
- ознакомить студентов с гипотезами образования нефти и газа,
условиями и причинами миграции углеводородов нефтяного ряда, изучить
нефтегазоносные структуры.
В результате изучения данной дисциплины студенты должны:
иметь представление:
– о геологическом районировании региона, геолого-структурных
элементах и зонах их сочленения, важнейших чертах их строения,
взаимоотношениях, этапности развития, структуре, стабильных областях –
платформах, важнейших чертах их строения, литолого-стратиграфических
отложениях, магматизме, структурах, основных чертах глубинного строения
Земли.
– о современных гипотезах происхождения нефти и газа, механизме
процессов, приведших к образованию скоплений нефти и газа, их миграции и
разрушении;
– о рациональном использовании минеральных ресурсов и научнометодических принципах составления специализированных геологических
карт;
знать:
– теоретический материал по курсу, главнейшие этапы геологического
развития нефтегазоносных провинций, основные черты сходства и различия
главных структурно-тектонических зон, химию нефтяных углеводородов,
свойства нефти и газа в стандартных и пластовых условиях, сущность
параметров, характеризующих свойства породы - коллекторов и
непроницаемых пород, способы их определения, условия залегания нефти и
газа в земной коре.
– причины, которые управляют отдельными природными процессами,
формирующими залежи нефти и газа;
уметь:
– читать легенду геологических и тектонических карт разного масштаба,
выделять области локализации нефтегазоносных территорий;
– осуществлять геометризацию залежей нефти и газа;
– оценивать степени изученности месторождений нефти и газа,
формулировать геологические задачи последующей разведки с целью
установления рационального комплекса геолого-геофизических методов их
решения;
приобрести практические навыки:
– в работе с серией геологических карт и разрезов различных масштабов,
как средством познания структурных элементов Земной коры;
– в работе с методами геологических исследований, как средством
познания структурных элементов Земной коры, месторождений нефти и газа;
– в работе с корреляционными схемами, на основе которых проводить
прогнозирование и определять рациональный комплекс поисковых работ.
1.6 Пререквизиты
Для изучения данной дисциплины необходимо усвоение следующих
дисциплин (с указанием разделов (тем):
Дисциплина
Наименование разделов (тем)
1
Общая
и
Эндогенные и экзогенные геологические
историческая геология
процессы,
влияющие
на
формирование
месторождений нефти и газа
2 Геодезия
Плоские системы координат, план, масштаб,
cпособы определения площадей.
3
геология
Структурная
Все разделы
1.7 Постреквизиты
Знания, полученные при изучении дисциплины «Геология нефти и
газа», используются при освоении следующих дисциплин: «Геология
месторождений
полезных
ископаемых»,
«Промышленные
типы
месторождений полезных ископаемых», «Гидрогеология», «Разведка и
поиски месторождений полезных ископаемых», «Прогнозирование
месторождений полезных ископаемых».
1.8 Содержание дисциплины
1.8.1 Содержание дисциплины по видам занятий и их трудоемкость
Трудоемкость по видам занятий, ч.
Наименование раздела, (темы)
лекции
практиче СРСП
СРС
ские
1. Введение. Особенности
2
2
2
геологии нефти и газа, как
флюидов.
Энергетическое
сырье и его роль в экономике
государства
2. Физические и химические
2
2
2
свойства нефти и газа
3.Классификация
2
2
2
каустобиолитов. Битумы и их
физико-химическая
характеристика. Рассеянные
битумы
Химические
и
физические
свойства
природных газов
4.Изучение
2
2
2
геохронологической
шкалы
нефтеносных
залежей
и
построение
геологического
профиля (разреза)
5 Химический и грунтовый
состав нефтей. Их физические
свойства, изотопный состав,
определяющий возможность
применения
прямых
геохимических
и
геофизических
методов
поисков. Изменение состава
нефтей и газов в пространстве,
времени
6
2
6. Подготовка планшета
7.
Горные
породы
–
вместилище нефтей и газов.
Понятие
о
породах
коллекторах.
Типы
коллекторов.
Природный
резервуар. Ловушки и их
типы. Условия образования
залежей
8.Построение
карты кровли
залежи
8
2
структурной
и подошвы
9. Происхождение нефтей и
природных газов. История
развития
взглядов
на
происхождение нефтей и газа.
Гипотеза
неорганического
происхождения нефти и газа.
Теория
органического
происхождения нефти и газа и
ее развитие
10.
Макроскопическое
описание осадочных горных
пород. Породы коллек-торы и
породы – флюидоупоры
4
11. Условия залегания нефти и
газа в земной коре. Понятие о
залежах нефти и газа, и их
генетических типах. Понятия
о местоскоплениях нефти и
газа
4
2
6
6
2
2
8
8
2
2
4
4
2
2
4
4
3
12.Построение геологического
разреза
13. Миграция нефти и газа.
Понятие о миграции, ее виды.
Физическое
состояние
мигрирующих
углеродов.
Факторы миграции. Пути
миграции, ее масштабы
2
2
30
ИТОГО:
3
2
2
4
4
45
45
2
14.
Построение
карты
контуров нефть – вода и
проведение
контуров
нефтеносной залежи
15.Формирование, нарушение
и
перераспределение
скоплений нефти и газа
3
15
1.9 Список основной литературы
1 Бакиров А. А. и др. Геология нефти и газа, М., Недра, 1990, 240
2 Соколов Б. Баженова О.К. Бурлин Ю.К. Геология и геохимия нефти и
газа, М., МГУ, 2004, 415
3 Норман Дж. Хайн. Геология, разведка, бурение и добыча нефти,
Олимп-Бизнес ,2008
1.10 Список дополнительной литературы
4 Билялов Б.Д., Копобаева А.Н. Методические указания для проведения
лабораторных занятий по дисциплине «Геология нефти и газа», КарГТУ,
2013 г.
1.11 Критерии оценки знаний студентов
Экзаменационная оценка по дисциплине определяется как сумма
максимальных показателей успеваемости по рубежным контролям (до 60%) и
итоговой аттестации (экзамен) (до 40%) и составляет значение до 100% в
соответствии с таблицей.
Оценка по
буквенной
системе
А
АВ+
В
ВС+
С
Цифровые
эквиваленты
буквенной
оценки
4,0
3,67
3,33
3,0
2,67
2,33
2,0
Процентное
содержание
усвоенных
знаний
95-100
90-94
85-89
80-84
75-79
70-74
65-69
Оценка по
традиционной
системе
Отлично
Хорошо
Удовлетворительно
СD+
DF
1,67
1,33
1,0
0
60-64
55-59
50-54
0-49
Неудовлетворительно
Оценка «А» (отлично) выставляется в том случае, если студент в течение
семестра показал отличные знания по всем программным вопросам
дисциплины, а также по темам самостоятельной работы, регулярно сдавал
рубежные задания, проявлял самостоятельность в изучении теоретических и
прикладных вопросов по основной программе изучаемой дисциплины, а
также по внепрограммным вопросам.
Оценка «А-» (отлично) предполагает отличное знание основных законов
и процессов, понятий, способность к обобщению теоретических вопросов
дисциплины, регулярную сдачу рубежных заданий по аудиторной и
самостоятельной работе.
Оценка «В+» (хорошо) выставляется в том случае, если студент показал
хорошие и отличные знания по вопросам дисциплины, регулярно сдавал
семестровые задания в основном на «отлично» и некоторые на «хорошо».
Оценка «В» (хорошо) выставляется в том случае, если студент показал
хорошие знания по вопросам, раскрывающим основное содержание
конкретной темы дисциплины, а также темы самостоятельной работы,
регулярно сдавал семестровые задания на «хорошо» и «отлично».
Оценка «В-»(хорошо) выставляется студенту в том случае, если он
хорошо ориентируется в теоретических и прикладных вопросах дисциплины
как по аудиторным, так и по темам СРС, но нерегулярно сдавал в семестре
рубежные задания и имел случаи пересдачи семестровых заданий по
дисциплине.
Оценка «С+» (удовлетворительно) выставляется студенту в том случае,
если он владеет вопросами понятийного характера по всем видам
аудиторных занятий и СРС, может раскрыть содержание отдельных модулей
дисциплины, сдает на «хорошо» и «удовлетворительно» семестровые
задания.
Оценка «С» (удовлетворительно) выставляется студенту в том случае,
если он владеет вопросами понятийного характера по всем видам
аудиторных занятий и СРС, может раскрыть содержание отдельных модулей
дисциплины, сдает на «удовлетворительно» семестровые задания.
Оценка «С-» (удовлетворительно) выставляется студенту в том случае,
если студент в течение семестра регулярно сдавал семестровые задания, но
по вопросам аудиторных занятий и СРС владеет только общими понятиями и
может объяснить только отдельные закономерности и их понимание в рамках
конкретной темы.
Оценка «D+» (удовлетворительно) выставляется студенту в том случае,
если он нерегулярно сдавал семестровые задания, по вопросам аудиторных
занятий и СРС владеет только общими понятиями и может объяснить только
отдельные закономерности и их понимание в рамках конкретной темы.
Посещаемость
Конспекты
лекций
Защита практ.
работы
Письменный
опрос
Экзамен
Всего по
аттестации
Итого
%-ое содержание
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
1
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
*
Академический период обучения, неделя
2,5
2
4
Итого, %
Вид контроля
Оценка «D-» (удовлетворительно) выставляется студенту в том случае,
если он нерегулярно сдавал семестровые задания, по вопросам аудиторных
занятий и СРС владеет минимальным объемом знаний, а также допускал
пропуски занятий.
Оценка «F» (неудовлетворительно) выставляется тогда, когда студент
практически не владеет минимальным теоретическим и практическим
материалом аудиторных занятий и СРС по дисциплине, нерегулярно
посещает занятия и не сдает вовремя семестровые задания.
Рубежный контроль проводится на 7, 14-й неделях обучения и
складывается исходя из следующих видов контроля:
*
*
*
*
*
*
*
15
*
5
*
12
*
*
8
40
30
30
60
100
1.12 Политика и процедуры
При изучении дисциплины «Геология нефти и газа» прошу соблюдать
следующие правила:
1. Не опаздывать на занятия.
2. Не пропускать занятия без уважительной причины, в случае болезни
прошу представить справку, в других случаях – объяснительную записку.
3. В обязанности студента входит посещение всех видов занятий.
4. Согласно календарному графику учебного процесса сдавать все виды
контроля.
5. Пропущенные практические и лабораторные занятия отрабатывать в
указанное преподавателем время.
1.13 Учебно-методическая обеспеченность дисциплины
Ф.И.О.
автора
Наименование учебнометодической литературы
Издательство
, год издания
Количество
экземпляров
в библиотеке
на
кафед
ре
Бакиров А. А и др.
Соколов
Б.
Баженова
О.К.
Бурлин Ю.К.
Норман Дж. Хайн.,
4 Билялов Б.Д.,
Копобаева А.Н.
Основная литература
Геология нефти и газа
М., Недра, 1990
М.,
МГУ,
Геология и геохимия
2004, 415
нефти и газа
Геология, разведка,
Олимп-Бизнес,
бурение и добыча
2008
нефти
Дополнительная литература
Методические указания
КарГТУ, 2013
для проведения
лабораторных занятий
по дисциплине
«Геология нефти и
газа»
11
-
1
1
-
-
12
2
2 График выполнения и сдачи заданий по дисциплине
Вид контроля
Защита
практической
работы № 1
Защита
практической
работы № 2
Защита
практической
работы № 3
Письменный
опрос
Защита
практической
Цель и
Рекомендуема
содержание
я литература
задания
Физические и
[1],[2],[4],
химические
свойства
нефти и газа
Изучение
[1],[2],[4],
геохронологи
ческой шкалы
нефтеносных
залежей и
построение
геологическог
о профиля
(разреза)
Подготовка
[1].[2],[4],
планшета
Закрепление
теоретически
х знаний и
практических
навыков
Построение
структурно
Конспекты
лекций,
материалы
занятий по
контролируем
ым темам
[1],[2],[4]
Продолжительность
выполнения
2 недели
Форма
контроля
Срок
сдачи
Текущий
2 неделя
2 недели
Текущий
4 неделя
2 недели
Текущий
6 неделя
Рубежный
7 неделя
Текущий
8 неделя
1 контактный
час
2 недели
работы № 4
Защита
практической
работы № 5
Защита
практической
работы № 6
Защита
практической
работы № 7
Письменный
опрос
Экзамен
й карты
кровли и
подошвы
залежи
Макроскопич
еское
описание
осадочных
горных пород.
Породы
коллек-торы и
породы –
флюидоупоры
Построение
геологическог
о разреза
Построение
карты
контуров
нефть – вода
и проведение
контуров
нефтеносной
залежи
Закрепление
знаний по
дисциплине
Проверка
усвоения
материала
дисциплины
[2],[3], [4]
2 недели
Текущий
10 неделя
[2],[3], [4]
2 недели
Текущий
12
неделя
[2],[3], [4]
2 недели
Текущий
14
неделя
Конспекты
лекций,
материалы
занятий по
контролируем
ым темам
Весь перечень
основной и
дополнительно и
литературы
1 контактный
час
Рубежный
15
неделя
2 контактных
часа
Итоговый
В
период
сессии
3 Конспект лекций
Тема 1 Введение. Особенности геологии нефти и газа, как флюидов.
Энергетическое сырье и его роль в экономике государства (2 часа)
План лекции
1. Распространение естественных нефтегазопроявлений
2. Рассеянные битуминозные вещества
3. Энергетическое сырье
Распространение естественных нефтегазопроявлений
Естественными
нефтегазопроявлениями называются выходы нефти,
газа
и
различных
битумов
на
поверхности.
Естественные
нефтегазопроявления распространены по поверхности нашей планеты во
всех частях света и встречаются в отложениях всех возрастов: в докембрии
на Байкале, в кембрии в Якутии, в ородовике и силуре в Северной Америке.
Они широко известны из слоев девона, карбона, пермии, часто встречаются в
мезозое, (например, на Кавказе и Эмбе). Нефтегазопроявления широко
распространены в породах кайнозойского возраста и встречаются даже в
четвертичных
отложениях,
(например,
в
Западной
Сибири).
Нефтегазопроявления не приурочены к каким-либо определенным физикогеографическим условиям, их можно встретить и на суше и на воде, в
безводной пустыне и в тропическом лесу, в болотистой низине и на
водоразделе, на солончаках и на заливном лугу, в реках, озерах и на морских
островах. Подавляющая часть естественных нефтегазопроявлений на земном
шаре находится в горных странах, преимущественно в предгорьях и
межгорных впадинах. Горные породы сложены здесь чаще всего в изогнутые
складки, прорезанные глубокими ущельями и балками, в которых можно
увидеть высачивание нефти и ее пленки на воде источников. Реже
наблюдаются жидкая нефть, пропитанные нефтью породы и выделения
горючего газа на поверхности равнин, геологическое строение недр которых
скрыто мощным покровом горизонтально залегающих пород.
Нет ничего удивительного в том, что на заре развития культуры горение
жидкости считалось «божественным чудом». Такое чудо, якобы, могло
посылаться «творцом» только избранным в знак особой милости.
Способность жидкости к горению в то время казалась непостижимым чудом.
Самые древние упоминания об источниках нефти относятся к выходам ее
в Вавилоне и в Мертвом море. О них упоминают Геродот (V в. до н. э.),
Страбон (I в. до н. э.) и Плутарх (I в. н. э.). Наиболее сильно поражали
воображение человека горящие выходы газа—«вечные огни». Вокруг них
создавались легенды и религиозные культы. Одним из таких религиозно
почитаемых в свое время мест явились окрестности Баку. Выходы газа
распространены по всему Апшеронскому полуострову, но наибольшей
известностью пользовались «вечные огни» близ селения Сураханы. Газ,
(выходящий здесь из трещины, раз подожженный, продолжал гореть в течение многих лет. В непосредственной близости от этих выходов в XVII в. был
построен храм огнепоклонников, в котором жрецы совершали богослужения
над «вечным огнем». Газ был подведен в храм по глиняным трубам от
ближайшего выхода.
Но не все выходы газа легко обнаружить. По количеству выделяющегося
газа выходы бывают самые различные, от едва заметных ничтожных
пузырьков до бурных ключей. Там, где небольшие газовые источники
расположены в сухой почве, их вообще можно обнаружить лишь после
дождя по выделению пузырьков в лужах. Подобное явление можно
наблюдать по пузырькам во многих местах Апшеронского полуострова,
острова Артема, в Дагестане, в ряде других районов. Особенно хорошо
наблюдаются по пузырькам подводные выходы газа. При достаточно
энергичном выделении поверхность воды производит впечатление кипящей.
Примером таких энергичных подводных струй газа могут служить выходы
газа в Каспийском море, близ острова Артема.
Не всегда газ выделяется непрерывным потоком, часто выделения
бывают прерывистыми — периодическими. Продолжительность перерывов
бывает самая различная, от нескольких секунд, отделяющих появление
одного пузырька газа от другого из газового источника, до нескольких
месяцев, лет и даже десятков лет, отделяющих один газовый выброс от
другого. Мощные периодические газовые выбросы особенно характерны для
«грязевых вулканов». Часто выход газа на дневную поверхность
сопровождается водой и выделением грязи. В этих случаях на поверхности
образуются сальзы, а при достаточно густой консистенции грязи — грязевые
конусы
Жидкая нефть у своих выходов пропитывает почву и коренные
породы. При этом сама нефть густеет и затвердевает. Такие породы,
пропитанные загустевшей и высохшей нефтью, называются кирами и
закированными породами. Можно наблюдать ряд степеней закированности
пород, начиная от пород, пропитанных жидкой нефтью, и кончая породами
настолько сухими, что они даже не пахнут нефтью. Киры и закированные
породы широко распространены. На Кавказе можно встретить ряд
названий поселков, связанных с такими породами, например, «Киркишлак», «Кировый поселок». Весьма своеобразные формы образуют
закированные породы в областях пустынных, характеризующихся
процессами эолового выветривания. В таких областях, например, в Туркмении в урочище Котур-Тепе, закированные породы, обладающие большим сопротивлением выветриванию, возвышаются в виде своеобразных
останцев.
Не всегда выходы нефти связаны с ее просачиванием на поверхность
по трещинам. Иногда в результате процессов эрозии на поверхности
оказываются породы, пропитанные на всем своем протяжении густой
нефтью, не дающей источников. Такие явления можно наблюдать, например, на п-ове Челекен или в Ясамальской долине в нескольких километрах
от Баку. Местами нефтесодержащие породы выветрены настолько, что не
дают характерного нефтяного запаха.
Энергетическое сырье и его роль в экономике государства
В Казахстане выявлено и разведано 200 месторождений нефти и газа, в
том числе 105 нефтяных, 33 нефтегазовых, 30 нефтегазоконденсатных, 12
газоконденсатных, 20 газовых, а также 12 месторождений нефтяных битумов.
Разведанные извлекаемые запасы нефти составляют около 3,0 млрд. т, газа 2,0 трлн. м3. конденсата - 0,7 млрд. м3. Общие прогнозные извлекаемые
ресурсы нефти в стране оцениваются свыше 12 млрд. т, в том числе на суше 5 млрд. т, на море - более 7 млрд. т. Последнее открытие на шельфе
Каспийского моря - месторождение Кашаган позволяет считать весьма
высокой степень доверительности этих прогнозных оценок (Ужкенов и др.,
2001) Основная часть разведанных запасов нефти и газа сосредоточена в
Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Здесь открыто 122
месторождения, которые содержат 80 % запасов углеводородов Казахстана
(1,3 млрд. т нефти, около 700 млн. т конденсата, 1,7 млрд. м 3 свободного и
577 млрд. м3 растворенного газа). Доля региона в общереспубликанской
добыче составляет по нефти и конденсату 44 %, по газу 49 %. Здесь нахо-
дятся такие уникальные месторождения нефти и газоконденсата, как Тенгиз
и Карачаганак, где добыча нефти и газа составляет более 30 % от общего
объема. В Южно-Мангистауском и Северо-Устюртско-Бузачинском регионе
наиболее крупными месторождениями являются Узень, Жетыбай,
Каражанбас, Северные Бузачи. Разведанные запасы нефти здесь составляют
около 700 млн. т, 1,4 млн. т конденсата и 141,0 млрд. м3 газа. В общем
республиканском балансе добычи углеводородов доля этого региона равна
около 50 %. Промышленные запасы нефти установлены в Южно-Торгайском
нефтегазоносном бассейне (месторождения Кумколь, Майбулак, Ащисай,
Арыскум и др.). Здесь разведано 11 месторождений с суммарными
прогнозными ресурсами около 400 млн. т. Крупным является месторождение
Кумколь (разрабатывается с 1990 г.). Доля этого региона в добыче нефти
составляет около 10 %.
Высоко оцениваются перспективы нефтегазоносности и других осадочных бассейнов Казахстана (Тенизская, Сырдарьинская. Восточно-Аральская,
Зайсанская, Прииртышская, Алакольская, Илийская впадины, СевероКазахстанское погружение), а также площади Каспийского шельфа и
акватории Аральского моря. Нефтегазопоисковые работы в названных регионах только начинаются. Перспективы республики на нефть и газ далеко
не исчерпаны.
Рекомендуемая литература
1 Бакиров А. А. и др. Геология нефти и газа, М., Недра, 1990, 240
2 Соколов Б. Баженова О.К. Бурлин Ю.К. Геология и геохимия нефти и
газа, М., МГУ, 2004, 415
3 Норман Дж. Хайн. Геология, разведка, бурение и добыча нефти,
Олимп-Бизнес ,2008.
Контрольные задания для СРС (тема 1) [1, 2, 3]
1. Рассмотреть особенности геологии нефти и газа, как флюидов.
2. Изучить ресурсы энергетического сырья и его роль в экономике
государства
Тема 2. Классификация каустобиолитов. Битумы и их физикохимическая характеристика. Рассеянные битумы Химические и
физические свойства природных газов (2 часа)
План лекции
1. Классификация каустобиолитов.
2. Битумы и их физико-химическая характеристика.
3. Химические и физические свойства природных газов
Каустобиолиты (органогенные горючие породы). К группе каустобиолитов относятся горные породы, имеющие очень большое значение как
ценнейшие горючие ископаемые. Среди них выделяются породы угольного
ряда и породы битумного ряда (нефть и др.).
Породы угольного ряда в своей большей части происходят из
растительного вещества, преимущественно высших растений и их смолистых
выделений. Такие породы относятся к группе гумусовых пород. В меньшей
степени развиты породы, образующиеся главным образом в озерных
водоемах за счет скопления растительных остатков (водоросли) и
простейших планктонных организмов совместно с тонким терригенным
материалом. Эти породы относятся к группе сапропелевых пород.
В истории геологического развития земной коры, начиная с девонского
времени,
когда
образовывались
сапропелиты,
но
особенно
с
каменноугольного времени (характеризующегося пышным расцветом
древесной растительности и формированием многих паралических и
лимнических бассейнов) интенсивное угленакопление происходило также
почти во все последующие периоды. Угольные месторождения известны в
девонских, каменноугольных, пермских, юрских, меловых и палеогеновых
отложениях. Каменные угли имеют огромное практическое значение в
топливном балансе страны и как сырье для получения различных химических
продуктов.
Битуминозные горючие сланцы, представляющие собой глинистые или
мергелистые сланцеватые породы темно-серого или коричневато-бурого
цвета, пропитанные битумом. Последний легко извлекается из сланцев
органическими растворителями. Среди пород битумного ряда особо важное
значение имеет нефть.
Нефть — природная горючая маслянистая жидкость темно-бурого или
черного цвета, обладающая специфическим запахом. Она состоит из
различных жидких углеводородов: насыщенных, или парафиновых,
ненасыщенных, или нафтеновых, и ароматических. В природных условиях
встречается нефть различного типа в зависимости от преобладания или
сочетания тех или иных углеводородов: метановая, метанонафтеновая,
нафтено-метано-ароматическая, нафтеноароматическая и ароматическая.
Иногда в природе встречаются минералогические включения чистых с
отчетливым кристаллическим строением парафинов, получившие наименование гатчетитов. Гатчетиты описаны в Польше, Венгрии, Англии,
Бельгии, в ряде других стран.
В состав этого класса входят карбоциклические соединения моно-, ди- и
полиядерных систем. К типичным представителям ароматических
углеводородов относятся бензол, нафталин, антрацен и т. п.
Ароматические углеводороды найдены практически во всех природных
нефтях, причем обычно содержание их растет с температурой кипения
фракции. В легких фракциях некоторых нефтей (грозненской, майкопской и
т. д.) оно достигает 16 %. Некоторые нефти исключительно богаты
ароматическими углеводородами во всех фракциях. Так, по данным,
приводимым А. Ф. Добрянским, нефть месторождения Котеи на о. Борнео
содержит только в газолиновой части 40 % ароматических углеводородов, в
том числе 7 % бензола, 14 % толуола, 15 % ксилола и 4 % высших
гомологов.
Помимо метана (СН4) в природном газе могут присутствовать, но в
значительно меньших количествах, следующие за метаном представители
ряда алканов: э т а н (С2Н8), б у т а н С4Н10), п е н т а н (С5Н12) и г е к с а н
(С6Н14). Некоторые свойства этих газов приведены в табл. 2.1. Кроме
углеводородов, в природном газе встречаются в самых различных
пропорциях следующие газы: азот (N2), углекислый газ (СО2), иногда сероводород (Н2S). Довольно часто, но в очень небольших количествах природному газу сопутствуют инертные газы; гелий (Не), аргон (Аг), ксенон (Хе)
и др.
Горючие газы являются обычными спутниками нефти почти во всех
известных ее залежах. Исключение составляют пропитанные нефтью породы,
выведенные на поверхность, или залежи, приближенные к поверхности,
содержащие дегазированную «мертвую нефть». В то же время чисто газовые
скопления наблюдаются в песках и трещиноватых известняках, в которых газ
подстилается водой. Чисто газовые залежи известны с давних пор в
Дагестане, вблизи г. Дербента, где промышленная разработка их ведется с
1922 г. Газовые скопления насыщают толщу мергелей и мергелистых сланцев
палеогенового возраста. С теми же отложениями связаны чисто газовые
залежи в северной части Ставрополья.
Кроме того, газ содержится в растворенном состоянии в большинстве
нефтяных залежей, выделяясь местами над нефтью, образуя так называемые
газовые шапки.
В количественном отношении наибольшая роль в составе природного
газа принадлежит предельным углеводородам, в основном метану, а также
азоту и углекислому газу. Встречающиеся в природе газы дают непрерывный
ряд от углеводородных, состоящих почти из одного метана, до чистых
азотных или углекислых струй (т. е. уже негорючих газов). Например, в
газовых сопках Керченского и Таманского полуостровов выделяются газы,
содержащие метан до 99,6 % при незначительном содержании углекислого
газа (СО2) и практическом отсутствии других газов. Примером газов, богатых
СО2, могут служить газы месторождений Дагестанские Огни, Берекей и
Дузлак. В газовых месторождениях Дагестана, где содержание СО2,
достигает иногда 30 — 60 %, содержание метана колеблется в пределах 40 —
92 % и сумма более тяжелых углеводородов не превышает 4 %.
Углекислый газ хорошо растворим в воде, причем растворимость его
сильно увеличивается с возрастанием давления. В дагестанских
месторождениях СО2 появляется в газах одновременно с водой, поступающей из мергелей и известняков эоценового и верхнемелового возраста,
подстилающих газовую залежь.
Рекомендуемая литература
1 Бакиров А. А. и др. Геология нефти и газа, М., Недра, 1990, 240
2 Соколов Б. Баженова О.К. Бурлин Ю.К. Геология и геохимия нефти и
газа, М., МГУ, 2004, 415
3 Норман Дж. Хайн. Геология, разведка, бурение и добыча нефти,
Олимп-Бизнес ,2008
Контрольные задания для СРС (тема 2) [1, 2, 3]
1. Составить конспект о классификации каустобиолитов.
2. Дать физико-химическую характеристику битумов.
Тема 3. Элементарный и химический состав нефтей. Их физические
свойства, изотопный состав, определяющий возможность применения
прямых геохимических и геофизических методов поисков. Изменение
состава нефтей и газов в пространстве, времени (6 часов)
План лекции
1. Элементарный и химический состав нефтей.
2. Физические свойства нефтей
3. Изменение состава нефтей и газов в пространстве, времени
Элементарный состав нефтей крайне прост. Основными элементами,
образующими нефть, являются углерод С и водород Н2, Содержание
углерода колеблется в пределах 84 — 88 %, водорода — в пределах 12 — 14
%. Отношение С : Н колеблется в пределах 5,7 — 8,5. Так, например,
сураханская легкая нефть характеризуется отношением С : Н, равным 5,9,
нефть Чусовских городков — 8,5. На долю других элементов, главным
образом кислорода (О2), серы S и азота N, когда они присутствуют,
приходится около 1 % и в очень редких случаях 2 % или более 2 %.
В зависимости от относительных количеств углерода и водорода изменяется удельный вес нефти. Чем больше в нефти водорода, тем меньше ее
удельный вес. Разумеется, углерод и водород присутствуют в нефти не в виде
свободных элементов, а в виде связанных соединений углеводородов. Таким
образом, нефти являются смесью различных углеводородов. Наиболее
существенные группы углеводородов в нефтях следующие:
1) углеводороды метанового ряда или алканы;
2) углеводороды нафтенового ряда или алкены;
3) ароматические или бензольные углеводороды.
Алканы, алкены и ароматические углеводороды являются главной
составной частью нефти. Представители других углеводородных рядов и
другие классы органических соединений играют в количественном составе
нефти второстепенную роль, хотя они нередко сильно влияют на ее качество.
Исключением являются смолистые и асфальтеновые вещества нефти,
содержащие в себе кислород и серу. Содержание смолистых и
асфальтеновых веществ в некоторых нефтях достигает 10 — 20 %.
Химический состав нефти до сих пор изучен еще совершенно недостаточно. Только в самое последнее время химическая природа нефти и составляющих ее соединений стали объектом глубокого исследования. Этим
вопросам посвящены многочисленные работы химиков. Хорошо известен
состав примерно 8 % малосмолистой нефти, ориентировочно известен состав
еще 75 % нефти, о 17 % состава этой нефти почти ничего не известно. Для
тяжелых нефтей известен состав не более 1 — 2 % их общей массы.
Классификация нефтей строится по преобладанию в них углеводородов
того или иного ряда. Ниже приводится классификация нефти по групповому
составу, разработанная в Грозненском нефтяном исследовательском
институте. По этой классификации выделяются 6 классов нефтей:
1) метановые (Ме);
2) метаново-нафтеновые;
3) нафтеновые (N1-1);
4) нафтеново-метаново-ароматические;
5) нафтеново-ароматические;
6) ароматические (Аг).
Для познания сущности геохимических процессов, происходящих в
природе при возникновении и разрушении скоплений нефти и газа, рассмотрим кратко основные физические и химические свойства нефти.
Нефть представляет собой жирную наощупь жидкость обыкновенно
темно-коричневого или черного цвета, часто с зеленоватым или зеленоватожелтым отливом. Консистенция нефтей различна: от жидкой маслянистой до
густой смолообразной. Большинство нефтей легче воды и обладает
специфическим запахом, который в случае присутствия сернистых
соединений в нефти становится очень неприятным.
Одним из наиболее важных физических параметров нефти является ее
удельный вес.
Удельный вес нефтей находится в пределах 0,75 — 1,00 при 20° С. Лишь
как исключение встречаются нефти с удельным весом меньше 0,75; так,
например, белая нефть (месторождение Сураханы) имеет, удельный вес 0,71.
Густые асфальтовые нефти с удельным весом более 1,00 известны в Иране
(уд. вес 1,016) и в США в Калифорнии (уд. вес 1,01). В Казахстане обладают
удельным весом большим, чем у воды (т. е. >1), и тонут в ней некоторые
нефти Таманских и Среднеазиатских месторождений. Удельный вес нефти
зависит от содержания в ней смолистых примесей, от природы веществ,
составляющих массу нефти, т. е. от молекулярного веса ее компонентов и
присутствия в ней растворенного газа.
Удельной вязкостью (Н) называется отношение абсолютной вязкости
данной жидкости η к абсолютной вязкости воды ηо при той же температуре:
Н = η/ηо. Определение удельной вязкости производится при помощи
приборов — вискозиметров, принцип действия которых основан на скорости
истечения жидкости из капиллярных сосудов.
Вязкость жидкости меняется в зависимости от ее температуры. Удельная
вязкость нефтей, замеряемая обычно вискозиметром Энглера в градусах
условной вязкости (ВУT), изменяется в весьма широких пределах.
Разделив абсолютную вязкость η нефти на ее плотность ρ, получим
кинематическую вязкость (υ) : υ= η/ρ.
Поверхностным натяжением называется сила, с которой жидкость
сопротивляется увеличению своей поверхности. Сила в динах, отнесенная к
единице площади поверхностного слоя, принимается за единицу
поверхностного натяжения. Поверхностное натяжение, как это и следует из
приведенного выше определения, может измеряться лишь на границе
различных сред там, где есть поверхность.
Застывание и плавление нефти. Обычно нефть встречается в природе в
жидком состоянии. Однако в некоторых случаях она загустевает при
незначительном охлаждении. Это зависит от содержания в нефти твердого
парафина: чем больше содержание этого компонента, тем легче нефть
застывает. Застывание нефти не следует смешивать с загустеванием ее
вследствие потери более легких и подвижных компонентов, что связано в
значительной мере с изменением ее состава.
Цвет нефти и флюоресценция. Цвет нефтей изменяется в очень
широких пределах — от бесцветной нефти типа верхних горизонтов
месторождения Сураханы через светло-желтую, желтую и другие переходы
до темно-коричневой и черной. Большинство нефтей заметно флюоресцирует. Некоторые из них в отраженном свете дают зеленоватый отлив
(например, пенсильванские нефти), некоторые — синеватый (например,
бакинские нефти).
Люминесценция. Под люминесценцией (или «холодным свечением
вещества») понимают свечение, вызванное различными причинами,
испускаемое холодным (нераскаленным) веществом. В зависимости от
причин, вызывающих холодное свечение, выделяют различные типы люминесценции. Люминесценция вещества под действием ультрафиолетовых
лучей относится к типу фотолюминесценции. Последнюю так же, как и
другие виды люминесценции, принято разделять на флюоресценцию и
фосфоресценцию. Между последними двумя явлениями нет никакой
принципиальной разницы.
Под
флюоресценцией
подразумевают
свечение
вещества
непосредственно при возбуждении и, во всяком случае, если это свечение
продолжается не более 10-7 сек. после прекращения возбуждения. В случае
же, если после прекращения возбуждения свечения вещество продолжает
некоторое время светиться (более 10-7 сек.), говорят о явлении фосфоресценции.
Оптическая активность нефтей обнаружена более 100 лет тому назад В.
В. Марковниковым и В. Н. Оглоблиным. Оказалось, что нефти имеют
способность слабо вращать плоскость поляризации светового луча почти
всегда вправо. Угол вращения колеблется в пределах от 0,1° до нескольких
градусов.
При группировке нефтей по их геологическому возрасту выявилось
снижение величины оптического вращения с увеличением возраста.
Электрические
свойства. Нефти и нефтепродукты являются
диэлектриками, т. е. не проводят электрический ток. Поэтому нефтепродукты
используются в промышленности для изготовления различных изоляторов.
Молекулярный вес
нефти отвечает среднеарифметическому
молекулярных весов ее фракций. Молекулярный вес сырой нефти колеблется
в пределах 240 — 290. При значительном содержании смолистых веществ он
превышает указанный максимум.
Коэффициент теплового расширения характеризует способность
нефти увеличиваться в объеме от теплоты. Нефть представляет собой сложно
построенное тело, вследствие чего коэффициент теплового расширения
чутко реагирует на изменение ее вещественного состава.
Кристаллизация некоторых количеств твердых углеводородов отражается на той же кривой появлением минимума.
В заключение обзора физических свойств нефти следует отметить, что
растворимость ее в воде очень мала. Нефть хорошо растворяется в таких
органических растворителях, как бензол, хлороформ, четыреххлористый
углерод, сероуглерод и т. д. В то же время нефти и их продукты служат
хорошими растворителями для йода, серы, каучука, различных смол и
большинства растительных и животных масел.
Физические свойства нефтей зависят в основном от их химических
свойств, от структуры молекул, от их активности и склонности к различным
превращениям.
При выветривании нефть постепенно теряет легко испаряющиеся углеводородные соединения. В результате выветривания в составе нефти существенную роль начинают играть смолисто-асфальтеновые компоненты.
Процесс испарения сопровождается окислением и уплотнением смолистых
веществ в более твердые массы. В результате подобных постепенных изменений возникают м а л ь т ы — густые, вязкие, почти черные нефти, богатые
кислородом и серой. Удельный вес мальт близок к единице, а иногда даже
больше. Дальнейшие превращения приводят к образованию асфальтов.
Наблюдается увеличение удельного веса и плотности нефтей по
вертикали в зависимости от стратиграфического положения.
Рекомендуемая литература
1 Бакиров А. А. и др. Геология нефти и газа, М., Недра, 1990, 240
2 Соколов Б. Баженова О.К. Бурлин Ю.К. Геология и геохимия нефти и
газа, М., МГУ, 2004, 415
3 Норман Дж. Хайн. Геология, разведка, бурение и добыча нефти,
Олимп-Бизнес ,2008
Контрольные задания для СРС (тема 3) [1, 2, 3]
1. Изучить элементарный и химический состав нефтей. Их физические
свойства, изотопный состав.
2. Составить конспект по теме «Горные породы – вместилище нефтей и
газов».
Тема 4. Горные породы – вместилище нефтей и газов. Понятие о
породах коллекторах. Геологические факторы, влияющие на
формирование и последующие изменения коллекторских свойств горных
пород. Типы коллекторов. Породы – покрышки. Классификация пород –
покрышек. Природный резервуар. (8 часов)
План лекции
1. Породы, содержащие нефть и газ
2. Классификация коллекторов
3. Понятие о природных резервуарах
Породы, содержащие нефть и газ. Понятие о пористости
Как упоминалось выше, уже к 90-м годам прошлого столетия твердо
установилось представление о том, что нефть и газ в основном залегают в
недрах земли, насыщая поры горных пород.
Известно, что асфальт, асфальтит, озокерит и другие твердые битумы
нередко заполняют большие трещины и расселины. Так, например, в Садках
(в Бугурусланском районе) асфальтит заполняет трещину, ширина которой
достигает 18 м. Трещины, заполненные озокеритом, в Бориславе достигают
нескольких метров в ширину. Нефть также иногда заполняет системы
трещин в плотных известняковых, метаморфических и изверженных породах.
Однако все эти случаи нахождения жидких углеводородов в трещинах,
системах трещин и пещерах по сравнению с общей массой всех известных
месторождений следует рассматривать скорее как исключения. Обычно же
жидкие и газообразные углеводороды заполняют мелкие пустоты в горных
породах — п о р ы.
Собственно все тела в природе имеют пустоты или поры, даже такие
плотные породы, как гранит и базальт, но особенно это характерно для
обломочных пород. Между отдельными частицами, слагающими такую
породу, существуют пустоты. Суммарный объем пустот в породе, включая
поры, каверны, трещины и т. д., называют общей или теоретической
пористостью. Величина объема пористости, выраженная в процентах по
отношению ко всему объему породы, называется коэффициентом
пористости:
П = ∑vп/V,
где П— коэффициент пористости;
∑vп — суммарный объем всех пустот в породе;
V — объем породы.
От чего же зависит величина коэффициента пористости? Разбор этого
вопроса начнем с рассмотрения теоретического случая наличия тела,
состоящего из равновеликих шариков. Объем пор такого тела, как это
доказано математически, не зависит от размера зерен — шариков.
Последнее положение совершенно очевидно: если в приведенном
примере зерна сделать угловатыми, то они своими острыми выступами
займут значительную часть оставшегося свободным пористого пространства.
Еще меньше будет объем пор, если зерна, слагающие породу, имеют
различную величину. В этом случае мелкие зерна будут заполнять свободное
пространство, образовавшееся между более крупными зернами. Таким
образом, коэффициент пористости зависит от степени отсортированности
частиц, слагающих обломочную породу.
Наконец, если частицы породы связаны между собой каким-либо
цементирующим веществом (например, известковистым цементом), то,
естественно, объем перового пространства уменьшится вследствие
заполнения пор связующим цементом.
Первичными называются те пустоты, которые образовались
одновременно с образованием самой породы.
1. Пустоты между частицами, слагающими породу (в обломочных
породах и в известняках-ракушниках).
2. Пустоты, образовавшиеся в породе после разложения содержащихся в
ней организмов.
3. Промежутки между плоскостями наслоения.
4. Пустоты пузырчатого характера в изверженных породах (например, в
пемзе).
В породе обычно не все поры заполнены газом, нефтью, водой.
Некоторое количество пор оказывается изолированным от остальных пор и
не заполненными жидкостью. Часть пор не полностью заполнена. С
практической точки зрения представляет интерес только тот объем пор,
который заполнен нефтью, газом и водой.
Объем пустот породы, фактически заполненный подвижными
веществами (водой, нефтью, газом), называется действительной пористостью
(ld):
vd = v1 - ∑vH,
где v1,—теоретическая пористость;
∑vH,— объем пор, незаполненный подвижными веществами, за счет
неполного насыщения одних пор и изолированности других.
Соотношение между действительной и теоретической пористостью,
выражается коэффициентом насыщения (KH):
KH = vd/v1•100%,
Под коэффициентом насыщения понимают процент пор, заполненных
подвижным веществом, от общего объема пор — от теоретической
пористости.
Как уже отмечалось в начале раздела, размер пор зависит от целого ряда
причин. В то же время заполнение пор газом, нефтью, водой и, что не менее
важно, — движение их по порам зависит от размера пор. В зависимости от
размера различают сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные
поры.
К разряду сверхкапиллярных пор относят такие поры, диаметр
которых более 0,5 мм. Движение жидкости в сверхкапиллярных порах
подчинено общим законам гидростатики и легко совершается под влиянием
силы тяжести.
Капиллярные поры имеют поперечное сечение от 0,5 до 0,0002 мм. В
таких порах передвижение жидкости уже не может происходить только под
влиянием силы тяжести. Здесь на арену выступают капиллярные силы и
большую роль при передвижении жидкости играют силы поверхностного
натяжения. Непрерывное же движение жидкости в каком-либо направлении
(например, к забою пробуренной скважины) может происходить только под
влиянием сил, действующих извне. Такими силами могут быть энергия
сжатого газа, статическая нагрузка или динамическое давление, вызывающие
выжимание подвижных веществ из пор.
Субкапиллярные поры имеют поперечное сечение менее 0,0002 мм.
Жидкость в таких порах при обычной температуре и давлении практически
не двигается. Повышение давления и температуры может вызывать лишь
молекулярное перемещение веществ, заключенных в субкапиллярных порах.
Проницаемость горных пород и коэффициент фильтрации
Способность породы пропускать жидкость и газ называется
проницаемостью. В этом смысле выделяются породы проницаемые и
непроницаемые. Если говорить в абсолютном смысле, то все тела в природе,
в том числе, конечно, и породы, при соответствующих условиях
проницаемы. Так, например, при достаточно высоком давлении можно
продавить пары воды даже через металл. Поэтому резкой разницы между
проницаемыми и непроницаемыми породами провести нельзя. Правильнее
будет говорить о хорошопроницаемых и плохопроницаемых породах,
подразумевая под последними такие породы, которые при обычно
наблюдающихся в природе размерах давления практически непроницаемы
для жидкости и газа. Плохопроницаемые породы могут содержать в своих
порах жидкость (воду, нефть и газ), но они исключительно тяжело
выделяются такими породами. Количество подвижных веществ (воды, нефти
и газа) в плохопроницаемой породе может быть очень большим. Они могут
целиком заполнить многочисленные субкапиллярные поры такой породы.
Иногда в глинах содержится огромное количество рассеянной нефти, но
извлечь ее из них удается лишь путем перегонки. Таким образом,
проницаемость и непроницаемость не могут служить мерилом
действительного содержания жидкости и породе, но только определяют
способность перемещения и возможность отдачи жидкостей и газов.
В 1856 г. ученым Дарси были опубликованы результаты опытов по
фильтрации воды в песке. Закон фильтрации, выведенный на основании этих
опытов, получил наименование закона Дарси.
Опытами установили, что скорость фильтрации V прямо
пропорциональна гидравлическому уклону (h1 – h2)/∆L.
V = Kф •(h1 – h2)/∆L.
Коэффициент пропорциональности (Kф) получил наименование
коэффициента фильтрации.
Коэффициент фильтрации (Кф) зависит как от свойств проходящих
через породу веществ, их удельного веса (γ) и вязкости (μ), так и от свойств
самой породы
Кф = Кn • γ/ μ.
Коэффициент Кn в этом выражении, отражающий свойства породы,
получил наименование коэффициента проницаемости.
Гидравлический уклон (h1 – h2)/∆L можно выразить через потерю
давления
h1 = P1/ γ; h2 = P2/ γ; (h1 – h2)/∆L = (P1 – P2)/ γ ∆L.
Тогда линейный закон фильтрации (закон Дарси) примет вид:
V = Кn (Р1 – Р2)/ μ ∆L.
Коэффициент
проницаемости
отражает
свойства
породы
пропускать через себя жидкость и газ.
Коэффициент проницаемости измеряется в единицах дарси. За одну
единицу дарси принимается такая проницаемость, при которой через породу
с поперечным сечением в 1 см2 и перепаде давления 1 ат на протяжении 1 см
проходит 1 см3 жидкости вязкостью 1 сантипуаз.
При фильтрации воды в коллекторах, содержащих глинистые
цементирующие вещества, последние разбухают, что вызывает уменьшение
поперечного сечения поровых каналов. При воздействии воды на кремнезем
возможно образование в поровых каналах коллоидального кремнезема, что
также ведет к их закупориванию. При выделении из воды СО3 значительно
уменьшается растворимость СаСОз, и последний осаждается в порах,
уменьшая их эффективный диаметр.
Таким образом, изменение поперечного сечения поровых каналов в
результате физико-химического воздействия фильтрующихся жидкостей и
пористой среды, или вследствие механических причин приводит к
изменению коэффициента проницаемости.
Проницаемость пород, содержащих нефть и газ, изменяется в широких
пределах — от нескольких дарси до нескольких миллидарси.
Пласт можно признать хорошопроницаемым, если коэффициент
проницаемости составляет единицы или десятые доли дарси.
Часто нефтяные и газовые пласты неоднородны по проницаемости,
причем проницаемость изменяется по простиранию пласта и по его толщине.
В большинстве случаев проницаемость пластов вдоль напластования
значительно больше проницаемости их в направлении, перпендикулярном
поверхности напластования.
Лабораторные определения проницаемости пластов по имеющимся кернам
характеризуют локальную проницаемость коллекторов тех интервалов и на
тех участках, откуда эти керны взяты. Для суждения об указанных
определениях средних значений коэффициента проницаемости необходимы
отбор и исследования большого количества кернов, взятых в различных (как
по расположению на продуктивной площади, так и по глубине) точках
пласта.
Проницаемость является одним из самых важных свойств пластов, без
знания ер невозможно решить задачи, связанные с рациональной разработкой
нефтяных и газовых месторождений.
К проницаемым породам относятся пески, песчаники (без глинистого
цемента), галечники, конгломераты (без глинистого цемента), брекчии,
пузырчатые или ячеистые породы, все трещиноватые и кавернозные
доломиты, известняки, мергели, некоторые изверженные породы, а также
угли и торф.
К плохо проницаемым породам принадлежат глины, гипсы, ангидриты,
реже глинистые сланцы, мергелистые сланцы, глинистые известняки,
песчаники и конгломераты с глинистым цементом.
Классификация коллекторов
Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть и газ и
отдавать эти полезные ископаемые при разработке, называются
коллекторами.
Свойство породы как коллектора зависит от ее пористости и
проницаемости. В свою очередь эти свойства породы зависят от большого
количества различных причин. Вследствие многообразия причин, влияющих
на свойства коллектора, очень трудно дать всесторонне безупречную
классификацию
коллекторов,
вполне
удовлетворяющую
запросы
промышленности. Хозяйственное значение познания коллекторов, их свойств
и создания их классификации огромно. Достаточно упомянуть, что от
разрешения этих вопросов зависит выбор рациональной разработки
месторождения и определение запасов нефти.
Эффективной пористостью называется отношение объема пор,
заполненных нефтью, которая может быть извлечена из пласта
современными методами эксплуатации, к общему объему породы.
Для определения эффективной пористости образец породы под
вакуумом насыщается окрашенной смолой—бакелитом при такой
температуре, при которой вязкость бакелита становится равной вязкости
нефти данного месторождения. При этом все поры, заполненные окрашенной
смолой, характеризуют именно те пустоты, в которых происходит движение
нефти, и дают
Фактически эффективная пористость будет меньше, чем замеряемая
этим способом, так как замеряется объем тех пор, в которые нефть могла
попасть при пропитывании породы. Объем пор, отдающих нефть, будет
меньше.
представление о количестве нефти, принимающей участие в этом движении.
Из образца изготовляется шлиф, который исследуется под микроскопом.
Изображение либо зарисовывается, либо проектируется на матовое стекло,
где интегратором подсчитывается площадь каналов, занятых смолой. Из
отношения площадей, занятых бакелитом, к площади выбранного сечения
определяется эффективная пористость:
Пэф,% = ∑S/S•100,
где ∑S — сумма площадей пор, занятых жидкостью (бакелитом),
двигающейся по пласту, в сечении, нормальном (перпендикулярном) к
направлению движения;
S — площадь пласта в том же сечении.
В том же шлифе и в том же сечении курвиметром подсчитывается сумма
периметров пор, занятых жидкостью. По полученной величине определяют
гидравлическую характеристику — Ф по формуле
Ф = P/∑P,
где ∑P — сумма периметров пор, занятых жидкостью;
Р—периметр цилиндрического канала, площадь которого равна сумме
площадей пор, заполненных жидкостью ∑P.
Под гидравлической характеристикой Ф понимают величину,
обратную отношению суммарного периметра пор, заполненных нефтью в
сечении, нормальном к движению нефти, к периметру эквивалентной и
равной по площади воображаемой поры.
В коллекторах первой группы проницаемость можно определять
непосредственно в столбиках породы, взятой из пласта для исследования.
Во второй группе при неравномерной проницаемости в различных
частях породы необходимо проделать несколько замеров в различных
образцах и определить некоторую среднюю величину проницаемости.
В третьей группе (группе трещиноватых коллекторов) определение
величины проницаемости по взятым образцам невозможно, так как даже
множество взятых из пласта образцов не сможет дать представления о
характере трещиноватости в породе, количестве трещин, их размерах и
способности служить вместилищем и путями движения для подвижных
веществ. Определение проницаемости для этой группы возможно лишь
путем анализа разработки пласта и детального изучения результатов
эксплуатации отдельных скважин.
Промышленную ценность в основном имеют коллекторы первых трех
классов, но иногда в совокупности с одним из этих классов — IV класс.
Собственно, коллекторами в полном смысле этого слова следует называть
лишь первые три-четыре класса.
В природе вместилищем для нефти, газа и воды служит коллектор,
заключенный в плохо проницаемых породах. Взаимоотношение коллектора с
окружающей средой, в которой он является как бы сосудом, имеющим
определенную форму и могущим вмещать в себя нефть, газ и воду,
вкладывается в понятие — природный резервуар.
Понятие о природных резервуарах
Природным резервуаром называется естественное вместилище для
нефти, газа и воды (внутри которого может происходить циркуляция
подвижных веществ), форма которого обусловливается соотношением
коллектора с вмещающими его (коллектор) плохо проницаемыми породами.
Можно выделить три основных типа природных резервуаров:
I тип — пластовые резервуары,
II тип — массивные резервуары,
III тип — резервуары неправильной формы, литологически
ограниченные со всех сторон.
I. Пластовый природный резервуар представляет собой коллектор,
ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо
проницаемыми породами. Особенностями такого резервуара является
сохранение мощности и литологического состава пласта на большой
площади.
Основные отличительные черты пластового резервуара заключаются:
1) в ограничении резервуара в кровле и подошве слабопроницаемыми
породами;
2) в сохранении пластового характера, а отчасти мощности и
литологического состава пласта на значительной площади.
Среди пластовых резервуаров выделяются следующие три характерные
группы:
1) Резко ограниченные в кровле и подошве пластовые резервуары,
имеющие широкое распространение, сохраняющие пластовый характер и
далеко за ее пределами (рис. 38). Примером таких резервуаров может
служить ряд нефтеносных пластов (пласт XI, XIII, XVI и XXII)
Новогрозненского месторождения.
2) Пластовые резервуары, имеющие широкое распространение за
пределами нефтеносной площади, но выклинивающиеся на территории
месторождения.
Пластовые резервуары, хорошо выдерживающиеся по литологическому
составу, представляют собой резервуары, для которых может быть
установлен единый статический уровень пластовых вод.
При наличии данных, позволяющих установить область питания и
районы разгрузки, может быть определен режим пластовых вод на
значительных по размерам территориях.
II. Под массивными резервуарами понимают мощные толщи пород,
состоящие из многих проницаемых пластов, не разделенных один от другого
плохопроницаемыми породами.
Огромное большинство массивных природных резервуаров, особенно
широко распространенных на платформах, представлено известняководоломитовыми толщами, для ряда месторождений было установлено, что
толща пород, представляющая собой единый резервуар, насыщенный газом,
нефтью и водой, содержит породы различного литологического состава и
различного стратиграфического возраста. Критерием, позволяющим
объединить мощную толщу пород в единый резервуар, являлось
распределение в нем насыщающих его газа, нефти и воды по их удельным
весам, независимо от структуры, возраста и текстуры составляющих его
пород.
2. Неоднородные массивные р е з е р в у а р ы. В отличие от предыдущей
подгруппы толща пород в этой подгруппе неоднородна. Литологически она
может быть представлена, например, чередованием известняков, песков и
песчаников, сверху перекрытых глинами. Проницаемость такой толщи в
различных ее слоях сильно колеблется. Но перемещение жидкости (воды,
нефти) возможно во всех направлениях и происходит независимо от
наслоения пород. Иногда в строении резервуаров этой подгруппы принимают
участие и изверженные породы.
Сложно построенный резервуар с участием карбонатных обломочных и
изверженных пород известен в месторождении Пенхэндл в Техасе (США).
Здесь карбонатные пенсильванские слои каменноугольного возраста
залегают на гранитном кряже, который покрыт местами аркозовым
песчаником. Для этой подгруппы, так же, как и для предыдущей,
существенным
является
перекрытие
проницаемых
пород
плохопроницаемыми. Это условие является основным для всех массивных
резервуаров.
Для большинства массивных резервуаров следует отметить большую
или меньшую неоднородность коллекторских свойств в их теле. Пористость
в теле массивного резервуара может резко меняться в различных
направлениях в зависимости от разного рода первичных и вторичных
причин. Не менее резко может изменяться и проницаемость. Часто можно
наблюдать в теле массива отдельные изолированные зоны с хорошей
пористостью и проницаемостью. Или, иначе говоря, в массивных
резервуарах эффективная пористость может быть различной в различных
частях в общем единого резервуара. Следовательно, будет резко изменяться и
количество добываемой жидкости из различных зон резервуара. Такая
картина наблюдается, например, в Ишимбайских рифовых массивах.
Здесь зоны неправильной формы, обладающие высокой эффективной
пористостью, располагаются в теле массива примерно на одних уровнях, что
дает возможность объединить их в два горизонта. Но и в пределах этих
условно выделенных горизонтов нередко встречаются участки с резко
отличающимися показателями эффективной пористости. В известководоломитовых толщах, являющихся массивными резервуарами, нередко
наблюдается весьма неравномерная отдача в различных пропластках,
слагающих такие резервуары. Особенно сильно отличаются высокой
проницаемостью кавернозные зоны, возникшие при наличии местных
перерывов внутри единой карбонатной толщи.
III. Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со
всех сторон. В эту группу резервуаров объединены все виды природных
резервуаров, в которых насыщающие их газообразные и жидкие
углеводороды окружены со всех сторон либо практически непроницаемыми
породами, либо породами, насыщенными водой. К резервуарам
неправильной формы относятся лишь зоны повышенной пористости и
проницаемости пород, связанные с местным изменением петрографического
состава породы, не распространяющимся на сколько-нибудь значительную
площадь.
В соответствии с данным выше определением резервуаров
неправильной формы, литологически ограниченных со всех сторон, их
можно подразделить на три группы:
1. Резервуары, литологически ограниченные со всех сторон практически
непроницаемыми породами. Типичным примером подобного резервуара
может служить рукавообразный (шнурковый) песчаник lз в майкопской свите
Северо-Западного Кавказа и песчаник месторождения Гарнет в штате Канзас
США.
2. Резервуары, ограниченные со всех сторон породами, насыщенными
водой. Эта подгруппа тесно связана с только что описанной. Если породы,
окружающие коллектор, несколько более проницаемы, чем в первой подгруппе, в них может происходить некоторое передвижение воды, а передвижение нефти почти невозможно, то такой резервуар может быть отнесен к
резервуарам неправильной формы, ограниченным водой. Ярким примером
такого резервуара является так называемый «стофутовый песчаник»
нижекарбонового возраста, широко распространенный в Аппалачской
нефтегазоносной области США. На рис. 53 изображен поперечный разрез
этого песчаника, на котором можно видеть соотношение в залегании
грубозернистого песка, заполненного нефтью, с тонкозернистым песком,
заполненным водой.
3. Резервуары, ограниченные и литологически, и водой. Эта подгруппа
представляет собой комбинацию двух первых подгрупп. Так как провести
резкое различие между двумя первыми подгруппами трудно, то, естественно,
эта подгруппа охватывает основную массу резервуаров III типа —
резервуаров неправильной формы, литологически ограниченных со всех
сторон. Примером резервуаров, ограниченных и литологически, и водой,
являются небольшие выступы намюрских известняков на поверхности
несогласия, покрываемые глинами верейской толщи в Сызранском районе.
Выступы неравномерно насыщены нефтью, окруженной водой, а сверху
глинами.
Рекомендуемая литература
1 Бакиров А. А. и др. Геология нефти и газа, М., Недра, 1990, 240
2 Соколов Б. Баженова О.К. Бурлин Ю.К. Геология и геохимия нефти и
газа, М., МГУ, 2004, 415
3 Норман Дж. Хайн. Геология, разведка, бурение и добыча нефти,
Олимп-Бизнес ,2008
Контрольные задания для СРС (тем 4) [1, 2, 3]
1. Составить классификацию типов коллекторов и пород – покрышек.
2. Определить условия образования залежей
Тема 5. Происхождение нефтей и природных газов. История развития
взглядов на происхождение нефтей и газа. Теория органического
происхождения нефти и газа и ее развитие. Гипотеза неорганического
происхождения нефти и газа. (4 часа)
План лекции
1. Происхождение нефтей и природных газов.
2. Теория органического происхождения нефти и газа и ее развитие.
3. Гипотеза неорганического происхождения нефти и газа.
Вопросу о происхождении нефти посвящено большое количество
литературы. До сих пор высказываются различные точки зрения, иногда
прямо противоположные и взаимоисключающие друг друга.
Подавляющее
большинство
современных
исследователей,
основывающихся на детальном изучении многих нефтяных и газовых
месторождений, придерживаются органической, или биогенной, гипотезы
происхождения нефти и природного газа. Известно, что почти все
месторождения нефти и газа на земном шаре приурочены к осадочным
отложениям, образовавшимся в морских водоемах в прошлые геологические
периоды. На основании закономерностей распределения нефтяных
месторождений, согласно органической гипотезе, происхождение нефти и
природного газа связывается с преобразованием мельчайших частиц
органического происхождения — остатков растений и животных, осевших в
рассеянном состоянии вместе с минеральными иловыми частицами на дно
морских водоемов.
Вместе с тем геологический материал накопленный за более чем
вековую историю промышленного освоения углеводородных ресурсов, а
также широкий спектр геохимических лабораторных исследований для
подавляющего большинстве специалистов научных и производственных
организаций,
служат
убедительных
доказательством
биогенного
происхождения нефти и углеводородных газов.
Биогенная концепция как целостная теория происхождения нефти и газа
сформирована И. М. Губкиным в его работе «Учение о нефти» (1932 г).
Основными предпосылками биогенной теории происхождения нефти и
газа служит приуроченность почти всего объема промышленных скоплений
углеводородов (99,9%) к осадочным образованием; сосредоточение
наибольших ресурсов углеводородов в отложениях геологических периодов,
отличавшихся активной жизнедеятельностью организмов биосферы
(отмечается параллелизм в образовании и накоплении углей, газовых сланцев
и нефти); наличие скоплений углеводородов в замкнутых линзах песчаников,
прибрежных барах древних палео марей и пале русел рек, заключенных в
мощной
толще
непроницаемых
глин,
установление
процессов
преобразования органического вещества в углеводороды нефтяного типа в
осадков (илах) современных морей и океанов. Сходство изотопного состава
серы, содержащейся в нефти, и битумной составляющей органического
вещества вмещающих пород; наличие в составе нефти различных
химических соединений (азотистых, кислородных, сернистых) биогенного
происхождения и сходство изотопного состава углерода нефти и
органического вещества. Существенным моментом является сходство
изотопных составов углерода и серы, содержащихся в нефти и органическом
веществе вмещающих пород, в то время как изотопные составы этих же
элементов в разных неталого стратиграфических комплексах даже в пределах
одного региона неодинаковы. Это свидетельствует в различных источниках
образования углеводородов в данном регионе. Процесс образования нефти и
газа и формирование их скоплений – залежей, проходит несколько стадий,
каждой из которых свойственны определенные палеогеологические и
палеогеофизические,
палеогеологические,
палеогеохимические
и
палеогидрогеологические условия, характеризующие развития данного
регионе в земной каре в целом.
В зависимости от условий, в которых накапливается органическое
вещество в основанном остатки простейших животных и растительных
организмов, происходит его преобразование в сторону формирования
ископаемых углей, нефти и газа. Причем из исходного органического
вещества сапропелевого типа при прочих благоприятных условиях
образуются нефть и углеводородный газ, из органического вещества
гумусового типа генерируется преимущественно газ.
К сапропелевому органическому веществу относятся продукты распаде
Планктона с высоким содержанием липоидов (жироподобные вещества) «На
капании веюшегося в морских и озерных илах при преобладании
восстановительных или слабо восстановительных условий, к гумусовому –
продукты распада целлюлозы и танинов».
Входящих в состав растительных организмов, в окислительной
обстановке, но при ограниченном доступе кислорода.
Неизменным условием образования нефти и углеводородных газов
является накопление органического вещества в субаквальной (находящийся
или бывший в прошлом в под водой) среде с восстановительной анаэробной
(без доступа кислорода) обстановке на фоне преимущественного прогибания
бассейна седиментации.
Углеводороды органического вещества, накапливающегося в осадках в
диффузионно-рассеянном состоянии, и само органическое вещество
испытывает не первой стадии действие главным образом биохимических
процессов и микроорганизмов. По мере погружения осадков, с усилением
действия внутренней химической энергии ОВ и все возрастающего теплового
потока земных недр процесс генерации УВ активизируются и они
эмигрируют из нефтепродуцирующих толщ в коллекторы (вторая стадия).
Под влияниям различных внутренних и внешних источников энергии
углеводороды в свободном или растворенном состоянии мигрируют по
коллектором или по трещинам (третья стадия), заполняя ловушки и образуя
залежи и (четвертая стадия). В зависимости от характера проявления
дальнейших тектонических движений и других геологических процессов эти
залежи консервируются (пятая стадия) или разрушаются (шестая стадия),
рассеиваясь в литосфере или атмосфере.
Известно, что значительная часть осадочных горных пород,
образовавшихся в морских, лагунных и озерных водоемах, содержит
рассеянное органическое вещество. Некоторые углеводороды в рассеянном
виде (микронефть) начинают образовываться еще в осадках на дне водоемов
при их захоронении и последующем диагенезе. Всесторонние исследования
современных осадков на дне водоемов показывают, что микронефть в них
начинает образовываться за счет остатков растений и животных. При этом
главную роль играют планктонные организмы. Большое значение имеют
также
многочисленные
микроорганизмы
в осадке,
питающиеся
захороненным органическим веществом. Они богаты жирами и
жироподобными соединениями, за счет которых образуются дополнительные
порции микронефти. Таким образом, подтверждаются слова В. И.
Вернадского о том, что «нефть зарождается в самом живом веществе». Н. Б.
Вассоевич подчеркивает, что именно из жиров и жироподобных соединений
органического вещества в процессе диагенеза и последующего
преобразования образуются нефтяные углеводороды. При этом считается
установленным, что больше всего микронефти находится в горных породах,
формировавшихся в восстановительной обстановке и содержащих
сапропелевое (состоящее из скопления планктонных животных и
растительных организмов), а не гумусовое вещество. Чем больше
органического сапропелевого вещества и микронефти в горной породе, тем
большая вероятность образования собственно нефти. Горные породы,
обогащенные подобным органическим веществом, называются, возможно,
нефтематеринскими.
Наиболее распространенными нефтематеринскими породами являются
глинистые и алевритово-глинистые породы (но могут быть мергелистые и
др.). Для образования в них собственно нефти и ее крупных скоплений
необходимы особые условия. Такие условия создаются при значительном
тектоническом прогибании земной коры, сопровождающемся накоплением
новых мощных осадков, захороняющих прежние. Когда нефтематеринские
породы оказываются на глубинах 3—4 км, в условиях повышенных давлений
и температур (80—120°), наступает основная фаза нефтеобразования.
Начинается выжимание, или первичная миграция, микронефти, ее отделение
от остаточного органического вещества и минеральных компонентов
материнских пород. Такие породы становятся нефтепроизводящими. Нефть
мигрирует по хорошо проницаемым горным породам, или пористым
(песчаным), или трещиноватым (известнякам и доломитам). Эта миграция
происходит до встречи с водонепроницаемыми породами. Под ними при
благоприятных условиях накапливается нефть — формируются залежи.
Водопроницаемые породы, в которых происходит миграция и формирование
залежей нефти, называются коллекторами (лат. со11есtог — собирающий).
Скопление нефти зависит от степени проницаемости коллектора, его
насыщенности водой и ее динамики, а также от структурных и
литологических особенностей.
Места скопления нефти называют ловушками. Они могут возникнуть: 1)
при наличии антиклинального, или сводообразного, перегиба слоев (рис. 1.4,
а); 2) при изменении литологического состава коллектора (смене
водопроницаемых пород водонепроницаемыми); 3) при несогласном
перекрытии коллектора водонепроницаемыми породами и в других условиях.
Попадая в пределы ловушек, нефть всплывает над водой, образуя залежь.
Таким образом, первая фаза возникновения нефти охватывает стадии
седиментогенеза, диагенеза и начальную стадию катагенеза, когда образуется
дисперсная микронефть, тесно связанная с материнской породой.
Вторая фаза нефтеобразования соответствует позднему катагенезу и,
возможно, началу метагенеза, когда происходит отделение углеводородов от
компонентов материнских пород, их выжимание и миграция в коллектора.
Углеводородные природные газы также происходят из органического
вещества, захороненного в осадках. Их формирование предшествует,
сопутствует и завершает образование нефти. Преобладающим компонентом
почти всех углеводородных газов является метан СН4. Газы перемещаются
легко, главным образом в воднорастворимом состоянии. Пока давление в
пластах, по которым перемещается вода с растворенными в ней газами,
больше давления насыщения, газы не могут выделиться из нее. Газы
начинают выделяться и подниматься вверх по восстанию проводящих слоев,
как только пластовое давление становится меньше давления насыщения. Они
мигрируют в коллектора и накапливаются в ловушках. При этом всегда
наблюдается закономерное распределение газа, нефти и воды в соответствии
с их удельным весом. Газ как наиболее легкий компонент занимает
наивысшее положение, нефть располагается ниже, а под нею находится вода.
О концепциях неорганического происхождения нефти и газа
Следует отметить, однако, что помимо биогенной гипотезы происх
При этом высказываются совершенно различные точки зрения на
условия абиогенного генезиса нефти и газа, иногда взаимно исключающие
друг друга. Д. И. Менделеев в книге «Основы химии» (1877 г) сформировал,
ставшую широко известной, «карбидную гипотезу». Она основывалась на
лабораторных
опытах
получения
углеводородов
в
результате
взаимодействия карбида железа и воды по реакции:
2FеС+ЗН2O = Fе2O3+С2Н6
Д. И. Менделеев предполагал, что образование природных углеводородов
происходит при высокой температуре на большой глубине, под литосферой,
где находятся карбиды металлов, главным образом железа, которые
взаимодействуют с поверхностной водой, проникающей по разломам и
трещинам,
возникающим
при
горообразовательных
процессах.
Углеводороды, образовавшиеся таким способом, в газообразном состоянии
поднимаются в верхние слои земной коры, где сгущаются и накапливаются в
пустотах и порах осадочных горных пород.
В последние годы гипотеза абиогенного происхождения нефти вновь
возрождается в работах некоторых отечественных и зарубежных ученых. В
связи с тем, что в магматических горных породах местами были встречены,
хотя и в незначительном количестве, углеродистые соединения, а в
выделяющихся газах при извержениях вулканов имеются примеси
углеводородов, ряд исследователей придерживаются вулканической, или
магматической, гипотезы происхождения нефти. Однако механизм
образования углеводородов трактуется неодинаково у различных авторов. По
мнению некоторых сторонников этой гипотезы, нефтяные углеводороды
образуются непосредственно в магматических очагах и перемещаются в
верхние горизонты земной коры и на ее поверхность. Попадая в зоны с
низкими температурами и давлением, углеводороды отделяются от других
компонентов вулканических извержений и накапливаются в пористых
породах. Согласно другой точке зрения происхождение нефти связано с
газово-паровыми потоками, идущими из очагов расплавленной магмы, а
наиболее благоприятные условия создаются около длительно остывающих
интрузий.
В лабораторных условиях сейчас получают углеводороды гипотезам как
неорганических, так и органических соединений. То же происходит в
природных условиях. Однако совершенно очевидно, что не данной стадии
изучен нести проблемы генезиса нефти и газа наиболее убедительной и
подкрепленной фактическим и физико-химическим материалом является
биогенная теория происхождения углеводородов, хотя целый ряд вопросов
еще требует дальнейшего углубленного исследования.
Теория биогенного происхождения нефти и газа многие десятилетия
служит научной основой поисково-разведочных работ. Отдельные ее
положения, в частности о внешних и внутренних источниках образования
углеводородов, о формировании и разрушении залежей, используются при
развитии научных основ разработки нефтяных и газовых место скоплении.
Вертикальная зональность образования углеводородов в осадочных
породах.
Нефть состоит из компонентов, образовавшихся в различные отрезки
времени. Некоторые химические соединения в ее составе возникли еще в
телах живых организмов и были унаследованы нефтью. Возраст их древнее
основной массы нефти. Следующая порция нефти биогенного
происхождения образуется в осадках. Эта биогенетическая порция, как и
первая (унаследованная), составляет незначительную часть нефти, которая
содержится в залежах. Основная же ее масса образуется позже накопления
нефтематеринских пород в результате термокатализа органического
вещества. по Н. Б. Вассаевичу, термолиз и термокатализ органического
вещества достигают значительных масштабов в интервале глубин 2 – 5 км,
где температура изменяется от 50 – 60˚ градусов до 130 – 170˚ С.
При погружении пород на глубины с температурой 50 – 60 градусов и
выше процессы изменения ОВ (углефикация и битуминизация) усиливаются.
Эти процессы развиваются в течение длительного отрезка времени.
Предполагается,
что
на
определенных
глубинах
усиливается
новообразование углеводородов, генерируются в большом количестве метана
(С – С ) и жидкие углеводороды составляющие бензиновую и керосиновую
фракцию нефти. Интервалы усиления процессов преобразования ОВ сильно
варьируют в разных районах в зависимости от темпов опускания, перерывов
в отложениях (из-за перемены знака тектонических движений) и
геотермического градиента (точнее от геотермической истории бассейна).
Имеются сторонники и космического происхождения нефти, которые
допускают возможным процесс образования углеводородов как синтез
углерода и водорода протопланетного облака. Рассмотрение всех гипотез о
неорганическом происхождении нефти и их критический разбор изложены в
работе М. К. Калинко (1968).
Рекомендуемая литература
1 Бакиров А. А. и др. Геология нефти и газа, М., Недра, 1990, 240
2 Соколов Б. Баженова О.К. Бурлин Ю.К. Геология и геохимия нефти и
газа, М., МГУ, 2004, 415
3 Норман Дж. Хайн. Геология, разведка, бурение и добыча нефти,
Олимп-Бизнес ,2008
Контрольные задания для СРС (тема 5) [1, 2, 3]
1. Сравнить теорию органического происхождения нефти и газа и
гипотезу неорганического происхождения нефти и газа.
2. Рассмотреть условия залегания нефти и газа в земной коре.
3. Составить конспект о залежах нефти и газа, и их генетических типах
Тема 6. Условия залегания нефти и газа в земной коре. Понятие о
залежах нефти и газа, и их генетических типах. Понятия о
местоскоплениях нефти и газа. (4 часа)
План лекции
1. Природные резервуары. Ловушки
2. Локальные и региональные скопления нефти и газа.
В земной коре вместилищем для нефти, газа и воды служат породыколлекторы, заключенные в плохо проницаемые породы.
Пластовые резервуары представлены породами – коллекторами,
значительно распространенными по площади (сотни и тысячи км квадратов),
характеризующимися небольшой мощностью (от долей м до десятков м).
Они могут быть сложены как карбонатными, так и терригенными
образованьями. Они часто содержат отдельные линзовидные прослойки
непроницаемых пород в толще основного горизонта, что делает их
неоднородными по строению как по вертикальным направлении, так и по
горизонтальным.
Массивные природные резервуары представляют собой мощную
(несколько сотни 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, представляя единый природный резервуар. Часто возраст
пластов, слагающих массивный резервуар, бывает различным. Частным
случаем массивным природного резервуаре является ископаемые рифы (2б),
представляющие собой захороненные под мощной толщей молодых
отложений рифовые постройки.
Природные резервуары, литологически органиченные, практически со
всех сторон окружены непроницаемыми породами. Примером такого
природного резервуара может служить линза песков в толще глинистых
пород.
Как правило, большая часть природного резервуара заполнена водой.
Это связано с тем, что либо породы природного резервуара первично
насыщены седиментационными, или, как их еще называют, либо в их
поровое пространство внедрились атмосферные, т. е. инфильтрационные
воды. Нефть и природный газ по отношению к седиментационной воде
является более поздними образованьями.
Нефть и газ, оказавшись в свободном состоянии в природном
резервуаре, заполненном водой, стремятся занять в нем самое высокое
положения. Они перемещаются вверх, оттесняя воду (вследствие
гравитационного эффекта) до тех пор, пока не достигнут кровли пластаколлектора (подошвы пласта флюидоупора). Дальнейшее их продвижение по
пласту-коллектору происходит только в том случае, если кровли пласта
наклонена к горизонту. Тогда нефть и газ перемещаются преимущественно
вверх по накопленному пласту коллектору вблизи его кровли. Если на их
пути встречается препятствие (литологический экран, изменение наклона
пласта на обратное), то в этой части природного резервуара перед
препятствием образуется скопление нефти и газа.
Нефть и газ, оказавшись в свободном состоянии в природном резервуаре
заполненной водой, стремятся занять в нем самое высокое положения. Они
перемещаются вверх, оттесняя воду (вследствие гравитационного эффекта)
до тех пор, пока не достигнут кровли-пласта - коллектора (подошвы пласта).
Дальнейшее их продвижение по пласту-коллектору происходит только в том
случае, если кровля пласта наклонена к горизонту. Тогда нефть и газ
перемещаются преимущественно вверх по наклонному пласту-коллектору
вблизи его кровли. Если на их пути встречаются припяствие (литологический
экран, изменение наклона пласта на обратное) то в этой части природного
резервуара перед препятствием образуется скопление нефти и газа. Как
видно, из рисунка - нефть (или газ) из точки А (или Б) может переместится в
точку Л, но не может переместится из точки Л в точку А (или Б). В точке Л
нефть (или газ) будет задерживаться (экранироваться), то есть будет
находиться в состоянии относительного покоя часть природного резервуара,
в котором могут экранироваться нефть и газ и может образоваться их
скопление, называться ловушкой.
В пластовых и массивных резервуарах ловушками для нефти и газа
является сводовые грибы пласта (пластов 1Б, Г и Е) или верхние части
рифовых массивов, имеющие, как правило, сводообразную форму (Ж),
литологический замкнутый (линзовидный) природный резервуар сам
является ловушкой для нефти и газа (В).
По происхождению различают следующие ловушки:
• Структурные - образованные в результате изгиба слоев (Б, Г, Е) и
разрывах спогшности.
• Стратиграфические (А) - сформированные в результате эрозии пластовколлекторов во время перерыва в накопление осадков (в эпоху восходящих
движений). Как правило, толщи пород, образовавшиеся после перерыва в
осадканакоплении, характеризуется более простыми структурными формами
залегания. Поверхность, отделяющие эти толщи от толщи, возникших ране
называется поверхностью стратиграфического несогласия.
- Литологические (В, Д) - образовавшие в результате литологического
замещения простых проницаемых перед непроницаемыми.
- Рифогенные (Ж) сформированные в результате отмирания
организмов - рифостроителей (кораллов), накопления их скелетных
осадков в форме рифового тела и последующего его перекрытие
непроницаемых породами.
Местоскопление нефти и газа - это совокупность залежей нефти и газа,
приуроченных к одной или нескольким естественным ловушкам в недрах
одной и той же ограниченной по размером площади, контролируемой
единым структурным элементом.
Нефтяные залежи в пластах.
Пласт-коллектор Б1,Б2,Б3 за
пределами нефтяной залежи,
насыщенной водой.
Термин "месторождение нефти и газа" не отвечает действительному
смыслу этого понятия, так как образование залежей происходит в результате
сложных миграционных процессов, протекающих в недрах. Поэтому
правильнее говорить о "местоскопление залежи нефти и газа" (термин введен
А. А. Бакировым).
В категорию региональных скоплений углеводородов включается зоны
нефтигазонакопления, нефтигазоносные области и провинции.
Наряду с нефтегазоносными провинциями и областями в литературе
также широко используется термин "нефтегазоносный бассейн",
предположенный
И. О. Бродом для крупных впадин, выполненых
осадочными толщами, в которых имеются нефти и газа.
Газ, как наиболее легкий, находится в кровельной части природного
резервуара под покрышкой. Ниже поровое пространство заполняется
нефтью, а еще ниже водой.
Поверхности контактов газа и нефти, воды называется поверхностями
газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Линии пересечения
поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта называется
внешним контурам нефтеносности (газоносности). Если поверхность контакта
горизонтальная, то контур нефтеносности
параллелями изогипсам кровли пласта.
(газоносности)
в
плане
Рекомендуемая литература
1 Бакиров А. А. и др. Геология нефти и газа, М., Недра, 1990, 240
2 Соколов Б. Баженова О.К. Бурлин Ю.К. Геология и геохимия нефти и
газа, М., МГУ, 2004, 415
3 Норман Дж. Хайн. Геология, разведка, бурение и добыча нефти,
Олимп-Бизнес ,2008
Контрольные задания для СРС (тема 6) [1, 2, 3]
1. Составить классификацию природных ловушек нефти и газа
2. Составить конспект о залежах нефти и газа, и их генетических типах
3. Уяснить понятия о местоскоплениях нефти и газа
Тема 7. Миграция нефти и газа. Понятие о миграции, ее виды.
Физическое состояние мигрирующих углеродов. Факторы миграции.
Классификация миграционных процессов. (2 часа)
План лекции
1. Общие сведения
2. Факторы, вызывающие перемещение подвижных веществ в горных
породах
3. Классификация миграционных процессов
Под миграцией нефти и газа понимают любое перемещение этих веществ
в земной коре. Представление о существовании перемещений нефти и газа в
земной коре — миграции их — зародилось в связи с наблюдениями над
естественными выходами этих полезных ископаемых.
Констатированная рядом геологов (Абих, Романовский, Коншин)
закономерная связь скоплений нефти и газа с антиклинальными поднятиями
породила представление о вертикальной миграции углеводородов по
системам мелких трещин, разбивающих своды антиклиналей. По высказанным предположениям, складкообразование вызывает выжимание нефти
из битуминозных пород, подстилающих зону повышенной трещиноватости,
в твердые известняковые и песчаниковые породы, перекрытые сверху
пластичными глинами, менее подверженными трещиноватости. Разработанная упомянутыми исследователями схема формирования скоплений
нефти положила начало созданию «антиклинальной теории», сыгравшей в
дальнейшем огромную роль в развитии нефтедобывающей промышленности.
Действительно, во всех известных нефтяных месторождениях в пластах
горных пород, содержащих нефть, газ и воду, распределение подвижных
веществ происходит в полном соответствии с их удельным весом. Газ
занимает наивысшее положение, нефть — промежуточное и вода как бы
подпирает нефть снизу.
В виде редкого исключения возможно залегание нефти в синклинали.
В таких залежах должна отсутствовать вода. В этих случаях опять-таки в
полном соответствии с гравитационным фактором нефть под влиянием
собственного веса перемещается в наиболее низкие части пласта — в
синклиналь.
Обычно в качестве примера залежей в синклинали описывают залежи в
песках Клинтон на западном склоне Аппалачской впадины в США. Однако
более детальное рассмотрение условий залегания нефти в этом районе
показало, что эти залежи следует рассматривать как скопление нефти на
моноклинали (крыле синклинали) в резервуарах, литологически
ограниченных со всех сторон.
Подтверждают перемещение нефти в пласте наблюдения за эксплуатацией нефтяных месторождений. Нефть подтекает к забою скважины с довольно обширной площади, причем размер этой площади легко устанавливается по наблюдениям за близрасположенными скважинами. Безусловно,
перемещение нефти и газа происходит здесь вследствие вмешательства
человека. Но раз такое перемещение может быть вызвано искусственным
путем, то, очевидно, и в природе могут создаться благоприятные условия для
миграции нефти и газа.
Большие обобщающие работы по вопросам внутрипластовой миграции
были проделаны уже в 1886 — 1898 гг. В это время было не только
сформулировано положение о распределении подвижных веществ в природном резервуаре по их удельному весу, но констатировано и передвижение
нефти и газа, вызываемое потоком воды, захватывающей в своем движении
подвижные углеводороды. При рассмотрении проблемы возникновения
нефти и газа указывалось на невероятность зарождения нефти
в
песчаных
пластах.
Некоторые
исследователи
высказали
предположение, что до начала внутрирезервуарного перемещения нефть и
газ в проницаемые пласты могли попасть только извне — из битуминозных
глинистых пород, в которых происходило скорее всего образование
углеводородных газов и нефти. Обязательным условием для возникновения
скопления в пористой среде, в которой происходит циркуляция воды, нефти
и газа, было признано наличие непроницаемой покрышки. Непроницаемая
покрышка должна служить экраном, препятствующим перемещению нефти и
газа в вышезалегающие слои и на поверхность земли. В то же время были
сформулированы три основных положения, определяющие условия
формирования каждого скопления нефти и газа:
1) наличие резервуара, в котором происходит циркуляция нефти и газа;
2) наличие непроницаемой покрышки, сохраняющей залежь в
резервуаре;
3) существование источника, питающего коллектор нефтью и газом.
Начиная с конца прошлого столетия, предпринимались попытки
разрешить
экспериментальным
путем
вопрос
о
существовании
внерезервуарной миграции углеводородных веществ сквозь мощные толщи
пород. Вслед за довольно примитивными опытами последовали
многочисленные эксперименты, на основании которых были сделаны
выводы не только о возможности миграции нефти из пелитовых пород в
коллекторы, но и об основных факторах, вызывающих перемещение
углеводородных подвижных. Уже опытами Дея, произведенными в начале
XIX столетия, было констатировано наличие существенных изменений в
составе нефти при ее фильтрации сквозь некоторые сорта глин.
Известны многочисленные попытки создать классификацию миграционных процессов по их характеру и направлению.
В литературе по геологии нефти существует большое количество
терминов, связанных с процессами миграции. Наиболее часто употреблявшиеся из них приводятся ниже.
Крейчи-Граф различает два основных вида миграции.
1. Интрамиграция — миграция внутри одной и той же однородной
породы.
2. Эмиграция — миграция из одной породы в другую.
В качестве интрамиграции он рассматривает миграцию в материнской
породе, называемую имурмиграцией (начальная миграция), и миграцию в
породе, не являющейся материнской, называемую им инфильтрацией.
Эмиграцию он расчленяет на миграцию по поверхности соприкосновения
пород, называемую им региональной, и миграцию по трещинам. Кроме того,
в этой классификации упоминается еще один термин — инпреньяция, что
значит пропитывание пород, которое может явиться следствием любого
перемещения нефти.
Рассматривая передвижение. углеводородов вместе с водой в пелптовых
породах под влиянием уплотнения осадков и внешнего движения, Иллинг па
основе проведенных им экспериментальных исследований доказал, что нефть
не может проникнуть в тонкий капилляр, смоченный водой, пока она не
преодолеет сопротивления, возникающего на границе соприкосновения воды
со стенками тонкого канала. В пограничной зоне между глинистой и
песчаной породами перепад давления достигает нескольких атмосфер,
вследствие чего нефть будет задерживаться в песчаниках. Для тоге чтобы
вернуться в пелитовую породу, нефть должна преодолеть огромную силу
сопротивления, противодействующую ее проникновению. Ввиду этого
происходит скопление нефти в более грубой породе под поверхностью
соприкосновения ее с вышележащей пелитовой породой, что и является
начальной стадией вторичной миграции, вызывающей формирование
нефтяных залежей.
Рекомендуемая литература
1 Бакиров А. А. и др. Геология нефти и газа, М., Недра, 1990, 240
2 Соколов Б. Баженова О.К. Бурлин Ю.К. Геология и геохимия нефти и
газа, М., МГУ, 2004, 415
3 Норман Дж. Хайн. Геология, разведка, бурение и добыча нефти,
Олимп-Бизнес ,2008
Контрольные задания для СРС (тема 7) [1, 2, 3]
1. Изучить условия и факторы миграции нефти и газа.
2. Рассмотреть физическое состояние мигрирующих углеродов.
Тема 8. Формирование, нарушение и перераспределение скоплений
нефти и газа (2 часа)
План лекции
1. Формирование залежей нефти и газа. Образование залежей в
материнских свитах
2. Образование залежей вне материнских свит
3. Процессы разрушения залежей нефти и газа
Ранее мы разбирали основные гипотезы происхождения нефти. Их
многочисленность обусловлена многообразием явлений природы.
Трудно предусмотреть все возможные пути образования нефти и оценить значение всех факторов, которые оказывают существенное влияние на
этот процесс. На основании огромного количества скопившихся наблюдений,
многочисленных опытов и экспериментов удается наметить основные
условия, которые могут привести к образованию значительных скоплений
нефти и газа. В основных чертах эти условия освещены в предыдущих
лекциях. С момента отложения осадка, содержащего органические вещества,
при наличии благоприятных условий в нем начинается процесс образования
углеводородов. Углеводороды и переходные к ним химические соединения
под влиянием самых различных причин начинают перемещаться и
мигрировать. Миграция сопровождается дальнейшими химическими и
физическими преобразованиями, в результате которых и возникают
разнообразные углеводородные соединения.
С момента отложения осадок начинает преобразовываться, видоизменяться — жить. Длинный путь ведет от рыхлого песка и ила к образованию плотного песчаника или сланцеватой глины либо известняка. Из
мягкого осадка на морском дне образуется плотная горная порода,
наблюдаемая в обнажениях или разрезах горных выработок и буровых
скважин. Жизнь углеводородных соединений неотделима от жизни и
развития содержащих их отложений. Это происходит не только потому, что
глины служат катализатором при образовании нефти и газов, не только
потому, что образовавшиеся углеводороды входят в химическое
взаимодействие с окружающей породой, но и вследствие того, что превращение осадка в породу меняет его физические свойства, а следовательно,
меняет и его взаимоотношение с содержащимся в нем подвижным
веществом. При погребении осадка происходит все большее его уплотнение
и выжимание насыщающих его подвижных веществ в менее уплотненные
зоны.
Уплотнение различных осадков происходит по-разному. Больше всего
уплотняются тонкие илы, в то время как грубозернистые пески почти не
уплотняются. Если нефтематеринская формация содержит в себе прослои и
линзы песков или включения каких-нибудь других малоуплотняющихся
осадков, то подвижные вещества выжимаются в них. Таким образом,
углеводороды, рассеянные первоначально более или менее равномерно в
породе, могут скапливаться, аккумулироваться в менее уплотненных и,
естественно, более проницаемых отложениях, заключенных внутри
материнской свиты. Попав в такие более проницаемые зоны внутри
материнской свиты, нефть и газ оказываются как бы в ловушке, со всех
сторон окруженной слабопроницаемыми и зачастую при дальнейшем
уплотнении практически непроницаемыми отложениями.
Этому содействует капиллярный фактор. Более проницаемые породы с
заключенными в них подвижными веществами оказываются окруженными
слабопроницаемыми породами с субкапиллярными порами, заполненными
водой. При таком сочетании вода стремится вытеснить нефть в более
крупнопористые зоны и, во всяком случае, удержать в них нефть. Вода,
насыщающая слабопроницаемые породы, как бы запирает нефть в более
крупнозернистых породах. Подвижные вещества, попавшие вследствие
выжимания в проницаемую породу, дифференцируются. Газ и нефть
всплывают над водой, образуя залежи этих полезных ископаемых.
Примером залежей нефти, образовавшихся, по-видимому, в материнской
свите по описанной выше схеме, могут служить залежи, образовавшиеся в
песчаных скоплениях, заключенных в толще глин олигоценового возраста —
майкопской свите Кавказа. К подобным же залежам могут быть отнесены
скопления нефти и газа в терригенных (глинисто-песчаных) и терригеннокарбонатных
(глинисто-песчано-известковых)
толщах
среднеи
нижнекаменноугольного возраста Русской платформы.
В тех случаях, когда возникновение нефтяных углеводородных соединений связано с известковыми илами, природным резервуаром может
служить в целом толща, в которой произошло образование нефти и газа. Это
происходит благодаря свойству известняковых пород приобретать
кавернозность в процессе перехода известняков в доломиты и вследствие
других вторичных процессов, связанных с растворением и перекристаллизацией. При этом внутри этой толщи идут перераспределение и дифференциация насыщающих ее нефти и газа. Газ и нефть устремляются к кровле
ятой толщи и накапливаются в отдельных возвышающихся выступах, подпираясь снизу водой. В очень плотных глинистых известняках можно
обнаружить отдельные зоны повышенной пористости и проницаемости,
насыщенные тяжелой нефтью и окруженные со всех сторон известняками,
заполненными водой.
Образование залежей вне материнских свит. Стадия накопления осадка в
морских бассейнах нередко сменяется эпохой мощных тектонических и
горообразующих процессов, или колебательных движений сравнительно
малого масштаба. Толща пород, заключающая нефтематеринские слои, под
действием тектонических сил сминается в складки. При интенсивном
изгибании возникают разрывы. Резко выражены колебательные и
складкообразовательные процессы в геосинклинальных областях, где земная
кора прогибается под большой тяжестью накопившихся осадков. Здесь
происходит отложение преимущественно терригенового (обломочного)
материала, сносимого с подымающихся гор. Пластичные, пока еще
неконсолидированные породы образуют складчатые горы, составленные из
складок самой различной формы. По мере консолидации пород,
возникающей в результате их сжатия и перекристаллизации, складчатые
комплексы раскалываются на крупные глыбы с возникновением глыбовых
гор. Антиклинальные складки, выведенные на поверхность, подвергаются
интенсивному разрушению поверхностными агентами и разбиваются
многочисленными разрывами. Динамическое давление распределяется по
площади неравномерно. Создаются области с повышенным и пониженным
динамическим давлением. Разница в давлении в различных частях
материнской свиты вызывает перемещение подвижных веществ по
направлению к областям с пониженным давлением. Таким образом, при
орогенических процессах выжимание подвижных веществ под влиянием
статического давления (под действием нагрузки вышележащих отложений)
усугубляется давлением динамическим.
В образовании грязевых вулканов, помимо сказанного, огромную роль
играют тектонические процессы. Академик И. М. Губкин дал такую картину
возникновения грязевых вулканов: «Представим себе, что в типичной
области опускания, где в прежние геологические эпохи шла непрерывная
борьба суши и моря с чередованием трансгрессии и регрессии этого
последнего (такой типичной зоной являлся в третичную эпоху юговосточный Кавказ), отложились осадки, богатые органическим материалом,
которые затем оказались погребенными под более молодыми осадками.
Растущий в мощности покров способствовал повышению под ним давления и
температуры и созданию условий, благоприятных для разложения
органического материала и процесса нефтеобразованпя. С другой стороны, в
пределах общей площади, занятой этими отложениями, стали постепенно
проявляться местные процессы складкообразования, в результате которого
возникли системы антиклинальных и синклинальных складок.
Рекомендуемая литература
1 Бакиров А. А. и др. Геология нефти и газа, М., Недра, 1990, 240
2 Соколов Б. Баженова О.К. Бурлин Ю.К. Геология и геохимия нефти и
газа, М., МГУ, 2004, 415
3 Норман Дж. Хайн. Геология, разведка, бурение и добыча нефти,
Олимп-Бизнес ,2008
Контрольные задания для СРС (тема 8) [1, 2, 3]
1. Изучить условия и факторы миграции нефти и газа.
2. Рассмотреть физическое состояние мигрирующих углеродов.
3. Составить классификацию миграционных процессов.
4. Составить конспект о формировании, нарушении и перераспределении
скоплений нефти и газа
4 Методические указания для выполнения практических занятий
Тема 1. «Физико-химические свойства нефти. Применение
тригонограмм» (2 часа)
Для занятий необходимо иметь чертежные принадлежности, кальку и
миллиметровку, калькулятор.
План лабораторного занятия:
1. Ознакомиться с основными физико-химическими свойствами нефти.
2. Построить тригонограмму.
Цель: Ознакомится с основными физическими и химическими
свойствами нефти и использовать тригонограммы.
Задачи: Научится
охарактеризовывать пробы нефти по двум
классификациям (классификация по физико-химическим свойствам и
технологическая классификация) и уметь нанести на тригонограммы
фракционный и компонентный составы проб нефти.
Теоретические предпосылки
Нефть представляет собой маслянистую жидкость, обычно темнокоричневого или черного цвета с резким специфическим запахом, легче
воды. Нефть жидкий, единственный не водный раствор на земле.
Элементарный (элементный) состав нефти характеризуется наличием
пяти обязательных химических элементов - углерод, водород, сера, азот и
кислород.
Содержание углерода (С) - 82-87%.
Содержание водорода (Н) - 11-14%.
Содержание кислорода (О), серы (S) и азота (N) в сумме составляет 13%.
Кроме этих обязательных элементов в нефти могут присутствовать в
незначительном количестве металлы (ванадий, никель, свинец, медь,
железо и др.). Содержание металлов в нефти менее 1%.
По групповому составу в нефти выделяются следующие группы
углеводородов (УВ):
УВ метанового (парафинового) ряда с формулой СnН2n+2 (предельные
УВ). Эту группу составляют алканы, парафины.
УВ нафтенового ряда с формулой СnН2n (непредельные УВ),
называемые цикланами, циклопарафинами.
Ароматические (или бензольные) УВ циклического строения с
формулой СnН2n-6, называемые аренами.
Кислородные, сернистые и азотистые соединения, называемые гетероэлементами. Эти соединения входят в состав смолисто-асфальтеновой
части нефти.
Рекомендуемая литература
1 Бакиров А. А. и др. Геология нефти и газа, М., Недра, 1990, 240
2 Соколов Б. Баженова О.К. Бурлин Ю.К. Геология и геохимия нефти и
газа, М., МГУ, 2004, 415
3 Билялов Б.Д., Копобаева А.Н. Методические указания для проведения
лабораторных занятий по дисциплине «Геология нефти и газа», КарГТУ,
2013 г.
Контрольные задания для СРС (тема 1) [1,2,4]:
1. Компонентный состав нефти
2. Фракционный состав нефти
Тема 2. «Изучение геохронологической шкалы нефтеносных залежей
и построение геологического профиля (разреза)» (2 часа)
Для занятий необходимо иметь чертежные принадлежности, кальку и
миллиметровку, калькулятор, геохронологическую шкалу
План лабораторного занятия:
1. Ознакомиться с геохронологической шкалой.
2. Ознакомится с методами построения разреза
3. Построить геологический разрез
Цель: Ознакомится с основными подразделениями геохронологической
шкалы и правильно выстраивать геологический профиль.
Задачи:Научится выстраивать геологические разрезы по исходным
данным.
Теоретические предпосылки.
Любая историческая наука, в том числе геология, основана на
периодизации тех или иных явлений, на рассмотрении их в
хронологической последовательности. Создание единой системы
периодизации истории Земли является необходимой базой всякого
геологического исследования.
Геохронологическая таблица составлена на основе изучения
органического мира, его эволюции, на основе определения абсолютного
возраста горных пород.
В геологии принято относительное исчисление времени, согласно
которому всё время формирования земной коры делится на зоны, зоны - на
эры, эры - на периоды, периоды - на эпохи, эпохи - на века
(геохронологическое подразделение).
Комплекс горных пород, образованных в течение эры, называется
группой, в течение периода - системой, эпохи - отделом, века - ярусом
(стратиграфическое подразделение).
Для обозначения систем на геологических картах, профилях и другой
геологической графике принят специальный индекс и цвет, для
обозначения отделов и ярусов применяются оттенки цветов.
При этом
для более древних подразделений в каждой системе, характеризующийся
своим цветом, используют более темные тона. Например, нижний отдел
Девонской системы закрашивают темно-коричневым, средний отдел коричневым, верхний отдел - светло-коричневым.
Относительный возраст подразделений показывают также буквенноцифровыми условными знаками (индексами), при этом индексация
проводится в соответствии с единой стратиграфической шкалой.
Индекс отдела формируется из буквенного индекса системы,
(прописные буквы латинского алфавита) с присоединением справа внизу
цифр 1, 2, 3 соответственно для нижнего, среднего и верхнего отдела и
цифр 1 и 2 для нижнего и верхнего отделов при двухчленном делении
системы. Примеры: J2 - средний отдел юрской системы, К2 - верхний отдел
меловой системы.
Геохронологическая таблица является необходимой основой для
изучения всех геологических вопросов.
Геологические профильные разрезы составляются на всех этапах
геолого- поисковых и разведочных работ и строятся как по данным
геологической съемки, так и по данным бурения скважины.
Целью работы является овладение навыками и методикой построения
геологических профильных разрезов по данным бурения.
Геологическим профилем называется графическое изображение
строения участка земной коры в вертикальной плоскости сечения.
Геологические профильные разрезы отражают геологическое строение
выбранного участка земной коры, показывают особенности условий
залегания горных пород и выявленных скоплений нефти и газа, характер
изменения горных пород в разрезе месторождения, положение газоводонефтяных контактов. В совокупности со структурными картами
геологические профильные разрезы дают представление о характере
строения территории не только по линии разреза, но и по площади.
Геологические профильные разрезы по данным бурения строятся
тогда, когда в пределах исследуемой территории пробурено достаточное
количество скважин для выполнения этой работы.
В зависимости от целей и задач выбирают направление и масштабы
построения.
Указания к выполнению работы:
Исходные данные: таблицы 13-17.
1) Работа выполняется на миллиметровой бумаге формата А-4 с
использованием простого и цветных карандашей.
2) Масштаб горизонтальный и вертикальный 1 : 1 0 000.
3) Расстояние между скважинами принимается 500 м.
4) Возраст горных пород на разрезе показывается цветом и индексом в
соответствии с геохронологической шкалой.
Задание: Построить геологический профиль по скважинам.
Оформление профиля показано на рисунке 4.
Порядок выполнения задания:
1)
Проводится горизонтальная линия, соответствующая нулевому
значению или уровню моря. Слева и справа от нее вычерчивается
вертикальная шкала абсолютных глубин (вертикальный масштаб).
2)
Вертикальными линиями изображаются стволы скважин,
расположенных в определенной последовательности с юга на север или с
запада на восток (это указано в вариантах задания).
3)
Вверх от базисной (нулевой) линии откладывается в масштабе
альтитуды устьев скважин. Полученные точки соединяются плавной
кривой, показывающей рельеф местности в выбранном сечении, знаками
по линии земной поверхности показываются буровые скважины. От
поверхности
по
вертикали
откладываются
ограничительным
горизонтальным штрихом их забой.
4)
От уровня земной поверхности в масштабе откладывается
глубина залегания кровли или подошвы (в зависимости от исходных
данных) каждого стратиграфического подразделения в каждой скважине.
Полученные точки соединяют плавной кривой.
5)
Проставить на профиле стратиграфическую индексацию и
покрасить его в соответствии с геохронологической шкалой.
Масштабы: горизонтальный10 000,
вертикальный 10 000
Рекомендуемая литература
1 Бакиров А. А. и др. Геология нефти и газа, М., Недра, 1990, 240
2 Соколов Б. Баженова О.К. Бурлин Ю.К. Геология и геохимия нефти и
газа, М., МГУ, 2004, 415
3 Билялов Б.Д., Копобаева А.Н. Методические указания для
проведения лабораторных занятий по дисциплине «Геология нефти и
газа», КарГТУ, 2013 г.
Контрольные задания для СРС (тема 2) [1,2,3,4]:
1. Изучить альпийский структурный этаж
2. Изучит виды масштаба и методы его определения
Тема 3. «Подготовка планшета» (3 часа)
Для занятий необходимо иметь чертежные принадлежности, кальку и
миллиметровку, калькулятор
План лабораторного занятия:
1. Ознакомиться с методами построения планшета.
2. Построить планшет
Цель работы:Научить студентов определять масштабы и определять
местоположение скважин по их координатам.
Исходный материал: В таблице 18 даны координаты устья скважин по
вариантам.
Теоретические предпосылки: Напоминаем, что х - удаление от
экватора (м); у – удаление на восток от условного меридиана,
расположенного в 500 км к западу от осевого меридиана шестиградусной
зоны, z – высотная отметка устья скважины.
Порядок выполнения работы:
1.1 Выбор масштаба. Масштаб карты выбирают исходя из принятого
размера рабочей части планшета А3 или А1, ориентировав юг – север
параллельно одной из его сторон размещая места заложения скважин по
направлению юг – север, запад – восток. Из таблицы приложения 1 задания
выбирают максимальные и минимальные значения координат
При этом следует иметь в виду, что допускаются следующие
масштабы: 1:5000; 1:10000; 1:25000; 1:50000 и 1:100000. Из таблицы 1
выбирают максимальное и минимальное значения координат скважин по X
и Y и определяют их разности в метрах:
ΔX= Xmax – Xmin;
ΔY= Ymax – Ymin;
Если большей разностью окажется ΔY, то по Y ориентируют длинную
сторону планшета и наоборот.
Координата X является удалением от экватора (м); шесть последних
цифр Y- удаление на востоке от условного меридиана, расположенного в
500 км западнее осевого меридиана шестиградусной зоны. Цифры
предшествующие им номер шестиградусной зоны.
В данном случае:
Xmax =5883695; Ymax=25605708;
Xmin=5880267; Ymin=25600307;
ΔX=3428
и
ΔY=5401.
Далее определяются соответствующие отношения между разностями
координат и сторонами планшета:
3428 : 180=19044;
5401 : 280=19289;
Знаменатель искомого масштаба должен быть большой ближайшей
цифрой по сравнению с обеими полученными частями.
Данный случай соответствует масштабу 1: 25000.
1.2 Построение километровой сетки и ее оцифровка. При найденном
масштабе 1: 25000 1 км соответствует 1 000 м : 25 000=0.04 м или 4 см.
Исходные пересечения координат в левом нижнем углу планшета
будут иметь координаты X=5880 и Y=25600. Остальные линии
километровой сетки оцифровываются двузначными (десятки и единицы
километров).
1.3 Нанесение на планшет скважин по их координатам. В начале
находят квадрат, в котором находится скважина. Так для скважин с
координатами X= 5881943 и Y=25601562 координаты квадрата X=81 и
Y=01. Местоположение скважины в квадрате измеряют с помощью
измерителя по линейному масштабу или более точно по поперечному
масштабу. У скважины проставляется ее номер.
Рекомендуемая литература
1 Бакиров А. А. и др. Геология нефти и газа, М., Недра, 1990, 240
2 Соколов Б. Баженова О.К. Бурлин Ю.К. Геология и геохимия нефти и
газа, М., МГУ, 2004, 415
3 Билялов Б.Д., Копобаева А.Н. Методические указания для
проведения лабораторных занятий по дисциплине «Геология нефти и
газа», КарГТУ, 2013 г.
Контрольные задания для СРС (тема 3) [1,2,3,4,5,8]:
1. Рассчитать масштаб схемы месторождения.
2. Построить километровую разведочную сеть.
3. Вынести на схему разведочные скважины
Тема 4. «Построение структурной карты кровли и подошвы залежи»
(2 часа)
Для занятий необходимо иметь чертежные принадлежности, кальку и
миллиметровку, калькулятор.
План лабораторного занятия:
1. Ознакомиться с методами построения структурной карты.
2. Построить структурную карту
Цель работы: Закрепить полученные знания и научить студентов
работать с геологическими материалами, поступающими в распоряжение
проектируемых и действующих горных предприятий.
Исходный материал: В таблице заданий дана глубина подсечения
кровли нефтегазоносной залежи
Теоретические предпосылки: В пластовых и массивных резервуарах
ловушками для нефти и газа являются сводовые грибы пласта или верхние
части рифовых массивов, имеющие, как правило, сводообразную форму,
литологический замкнутый (линзовидный) природный резервуар сам
является ловушкой для нефти и газа. Около 80 % залежей в мире связано с
ловушками структурного класса, на долю ловушек иного происхождения
(рифогенных, стратиграфических и литологических) происходит немного
более 20 %.
Порядок выполнения работы:
1.1. В начале вычисляют абсолютные отметки кровли залежи, полагая,
что скважины вертикальны:
Нк= Z – Lк.
Здесь имеется в виду алгебраическая разность, т.к. амплитуда
Z(абсолютная отметка устья скважины) может быть положительной, если
она выше условного горизонта – уровня Балтийского моря или
отрицательной, если она расположена ниже условного горизонта.
Вычисленная отметка по тому же признаку может оказаться
положительной или отрицательной. Найденную отметку проставляют у
скважины (последние переносятся на формат плотной бумаги
перекаливанием) в знаменателе дроби, числитель которой представляет
номер скважины. В отличии с аналогичной операцией с построением
структурной карты кровли пласта отметку почвы вычисляют по формуле:
НП= Z – LП
Сечение горизонталей здесь должно быть такое же, как у карты
кровли. Сама карта выполняется на кальке и при ее совмещении с картой
кровли конфигурация изогипс примерно должна повторяться, что
характеризует плавное изменение мощности залежи.
Значения Нк и Нп заносят в столбцы таблицы 18.
1.2 Выбор сечения горизонталей определяют по разности
максимальной и минимальной амплитуд скважин пологая, что общее
число изогипс должно быть в пределах 7 – 12. Причем сечение должно
быть равным 0.5, 1, 2, 5, 10, 15, 20 или 50 м.
Нкmax =-1350;
Нкmin=-1260;
Н=-1350 – (-1260)=90.
Таким образомΔН = 15 м (из расчета 7 изогипс на карте).
Далее на карте соединяют ближайшие скважины прямыми линиями
таким образом, чтобы полученные треугольники образовались более
короткими диагоналями четырехугольников, а при равных диагоналях
соединяют скважины с максимальной разницей абсолютных отметок. По
отметкам скважин известными методами (расчетным или с помощью
палетки) проводится их интерполяция по сторонам треугольников.
Одноименные засечки, имеющие одинаковое падение, соединяются
прямыми. Такая линейная интерполяция приводит к модели поверхности,
не учитывающей плавность ее изменения. При окончательном оформлении
карты углы сглаживаются. Изолинии оцифровываются цифрами с их
основанием в сторону падения.
Таблица 4.1 - Абсолютные отметки (альтитуды) разведочных скважин на
поверхности земли
Номе
р
сква
жины
Варианты альтитуд разведочных скважин
I
II
1
21
24
2
17
21
3
24
17
4
27
25
5
25
23
III
2
8
2
9
2
5
2
9
2
8
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
32
35
38
42
45
44
50
37
32
35
47
44
48
49
35
28
31
45
47
47
52
34
36
39
43
48
51
53
33
34
37
44
45
47
50
6
31
19
7
23
21
8
26
18
9
30
27
10
33
24
11
27
23
12
35
15
13
24
18
2
4
2
7
2
6
2
8
2
6
3
0
1
6
1
7
30
30
33
40
47
42
52
34
32
35
44
44
45
49
32
29
32
42
42
47
47
29
38
41
39
47
48
52
32
35
38
42
51
45
56
38
34
37
48
47
47
52
26
26
29
36
48
44
53
19
28
32
29
44
45
49
Таблица 4.2 – Глубина кровли и подошвы залежей, м
Номер
скважи
н
1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Глубина кровли и подошвы залежей, м
I
II
III
IV
V
VI
VII
2
663669,
7
625633,
5
585594,
3
580589,
9
599610,
0
639653,
1
662671,
2
634641,
1
632642,
3
1027,7
-1040
4
11931205,
9
11491159.
7
11371146.
7
11401146.
2
11581171.
8
11361145.
8
11811191.
5
11611171.
7
12001212.
5
12821293,
7
13121322.
3
13491359.
6
13521363.
5
13291339.
8
12831291.
6
13301339.
4
12821291.
2
13301339.
6
12901299,
7
13001310,
3
13491359,
6
13521363,
5
13891399.
0
12881300.
0
13301342,
3
12821295,
6
13301341,
7
1477
1502
1500
1525
1455
1465
1450
1462
1480
1505
1448
1462
1490
1502
1487
1500
1500
-
8
16901698,
6
16851697,
8
16901698,
5
16941702,
6
17461756,
8
17391749,
0
17181729,
2
17641776,
5
17651776,
10201027,8
10001007,5
10261037,2
971985,6
10101018,6
9941001,5
10151025,8
10231028,2
10
11
12
13
8
613621,
6
668673,
2
629637,
4
648661,
2
10171025,8
946986,4
969979,8
967976,3
0
11591169.
6
11901201.
8
11721181.
7
11781189.
1
4
13481358.
3
13421351.
3
13101318.
2
12961303.
9
2
13181329,
4
13421351,
3
13101318,
2
12961307,
8
1518
1490
1506
1493
1503
1443
1461
1481
1499
5
17601771,
0
17471758,
5
17401751,
6
17091718,
7
Рекомендуемая литература
1 Бакиров А. А. и др. Геология нефти и газа, М., Недра, 1990, 240
2 Соколов Б. Баженова О.К. Бурлин Ю.К. Геология и геохимия нефти и
газа, М., МГУ, 2004, 415
3 Билялов Б.Д., Копобаева А.Н. Методические указания для
проведения лабораторных занятий по дисциплине «Геология нефти и
газа», КарГТУ, 2013 г.
Контрольные задания для СРС (тема 4) [1,2,3,4]:
1. Построить структурную карту кровли залежи.
Тема 5. «Макроскопическое описание осадочных горных пород.
Породы коллекторы и породы - флюидоупоры» (2 часа)
Для занятий необходимо иметь коллекцию осадочных горных пород
План лабораторного занятия:
1. Ознакомится с основными породами коллекторами
2. Ознакомится с основными породами флюидоупорами
Осадочные горные породы образуются в результате разрушения
горных пород на поверхности Земли и последующего накопления и
преобразования продуктов этого разрушения. В нефтегазовой геологии
осадочные породы изучаются как основные объекты, с которыми
генетически связаны нефть и газ. Все осадочные горные породы
подразделяются на обломочные, глинистые, хемогенные, органогенные и
смешанные.
Типы цемента (нахождение цементирующего материала по
отношению к обломкам):
- базальный - зерна не соприкасаются друг с другом, как бы
«плавают» в цементе;
- заполнения пор - зерна соприкасаются друг с другом, цемент
заполняет поры между ними;
- пленочный - цемент «одевает» зерна пленкой;
- соприкосновения или контактовый - цемент присутствует в местах
соприкосновения зерен.
Песчаники представляют собой сцементированные пески. По
минеральному составу они могут быть:
- кварцевыми (зерна кварца составляют не менее 95% массы породы);
- аркозовыми (преобладают зерна кварца и полевых шпатов);
- полимиктовыми (зерна различных минералов).
Цвет песчаников чаще всего желтоватый, серый.
В зависимости от размеров зерен песчаники подразделяются на:
- крупнозернистые (1-0,5 мм);
- среднезернистые (0,5-0,25 мм);
- мелкозернистые (0,25-0,1мм).
Песчаный материал, из которого образуются пески и песчаники,
может накапливаться в морских и озерных водоемах, в руслах рек и т. д.
Алевролиты по минеральному составу чаще всего полимиктовые.
Цвет серый. Алевритовый обломочный материал, из которого образуются
алевролиты, чаще всего, накапливается на дне озерных и морских
бассейнов, в зоне слабоподвижных вод между областями накопления
песчаных и глинистых толщ. По размеру зерен алевролиты
подразделяются на:
- крупнозернистые (0,1-0,05мм);
- среднезернистые (0,05-0,025);
- мелкозернистые (0,025-0,01 мм).
Глинистые породы по происхождению занимают промежуточное
положение между чисто химическими и обломочными породами. Они на
50% состоят из частиц размером < 0,01 мм, причем, свыше 30% из них
обычно составляют частицы размером < 0,001 мм. Цвет глин серый,
пепельный, коричневый, черный. В их составе кроме обломочного
материала (мельчайших зерен кварца, полевых шпатов, слюд и др.),
образовавшегося в результате физического разрушения горных пород, в
большом количестве присутствуют так называемые глинистые минералы
(каолинит, монтмориллонит, гидрослюды и др.). Глинистые минералы продукты химического разложения (выветривания) магматических пород.
Эти продукты разложения выносятся текучими водами, откладываются в
морях, озерах и реках, а затем превращаются в глинистые породы.
Некоторые из них весьма плотные и твердые (аргиллиты) и не размокают в
воде, другие же при смачивании водой становятся пластичными.
Наибольшей пластичностью отличаются монтмориллонитовые глины,
встречающиеся редко. Самые распространенные глины - гидрослюдистые.
Хемогенные породы. Образуются они в результате выпадения солей
из истинных и коллоидных водных растворов. Осаждение хемогенных
пород чаще всего происходит в лагунах, озерах. Характерная их
особенность - отсутствие органических остатков.
В эту группу пород включают известняки, доломиты, каменную соль,
ангидриты, гипс и другие мономинеральные породы, состоящие из
минерала того же названия, что и порода.
Известняки - горные породы, содержащие более 70% кальцита
(СаС03) Твердость кальцита равна трем (он является эталоном твердости
«3» по шкале Мооса). Кальцит реагирует с соляной кислотой (НС1), в
результате чего на его поверхности отчетливо видны пузырьки
выделяющегося углекислого газа (СО2). Нередко в известняках
присутствуют в виде примесей глинистые, алевритовые и песчанистые
частицы, а также гипс, доломит.
Доломиты - мономинеральные породы, состоящие из минерала того
же названия (СаМg (СO3)2). Они имеют светлую окраску, массивную
текстуру. Твердость доломита равна 3,5-4, он реагирует с соляной
кислотой в порошке.
Каменная соль нередко образует пласты большой мощности,
характеризующиеся кристаллической структурой и плотной массивной
текстурой. При повышенных давлениях становится пластичной. Породы
имеют обычно светлую окраску.
Ангидриты встречаются в виде пластов зернистого строения, имеют
светлый цвет и состоят из минерала ангидрита (СаSO4). Обычно
характеризуются массивной текстурой и реже волокнистой. Твердость
ангидрита 3-3,5.
Гипс (СаSO4 х 2Н2О) имеет зернистое строение, волокнистую
текстуру и светлую окраску. Твердость гипса равна двум (он является
эталоном твердости «2» по шкале Мооса). В виде примеси в гипсе могут
содержаться ангидрит, доломит, кальцит, обломочный материал.
Задание:
- Выучить классификацию осадочных горных пород.
- Макроскопически описать образцы горных пород и сделать
зарисовку образца. Описание обломочных и карбонатных пород
произвести по предложенным планам. Для остальных пород
воспользоваться общим планом описания (страница 4).
- В представленной коллекции определить образцы горных пород,
являющихся породами-коллекторами (терригенными и карбонатными), а
также породы- флюидоупоры.
Порядок выполнения работы:
План описания обломочных (терригенных) пород:
1. Необходимо определить размер преобладающих обломков (зерен),
оценить их форму, наличие или отсутствие цемента и на этом основании
дать название породе (гравелиты, песчаники, пески, алевролиты, алевриты,
конгломераты, брекчии или другое).
1. Цвет.
2. Структура.
- по размерам преобладающих обломков: 2-1 мм - грубозернистые 10,5 мм - крупнозернистые 0,5-0,25 мм - среднезернистые 0,25-0,1 мм мелкозернистые
- по
относительной
величине
зерен:
равномернозернистые
(сортированные) или разнозернистые (несортированные).
3. Указать степень сортировки (хорошо, средне, плохо сортированные
и неотсортированные).
4. Текстура.
5. Минеральный состав обломочной части:
- кварцевый состав - мономиктовый;
- кварц-полевошпатовый состав - олигомиктовый;
- кварц-полевошпатовый состав с указанием темноцветных минералов
(в грубообломочных породах присутствие обломков) - полимиктовый.
6. Состав цемента (известковый, глинистый, железистый и т. д.).
7. Степень цементации, т. е. крепость породы, - слабая, средняя,
хорошая. Крепость определяется составом и типом цемента.
8. Тип цемента (для сцементированных пород):
- базальный;
- заполнения;
- пленочный;
- соприкосновения или контактовый.
9. Степень пористости (пористость можно определить по скорости
впитывания воды). Пористость и проницаемость зависят от окатанности,
отсортированности обломков, характера укладки зёрен, степени их
сцементированности, качества цемента и т. д.
10.
Особенности образца (керн или образец с обнажения, степень и
характер насыщения, присутствие органических остатков, крупных
единичных обломков, и т. п.)
План описания карбонатных пород (известняки, доломиты):
4. Название породы (определяется по совокупности свойств и
признаков, например, кристаллический блеск, присутствие органических
остатков, твердость, реакция с НСl и другое). Отличить известняк от
доломита можно с помощью соляной кислоты. Доломит будет реагировать
с соляной кислотой только в порошке.
5. Цвет.
6. Происхождение (органогенное, биохимическое, хемогенное,
обломочное). Обломочные карбонатные породы описываются как
терригенные.
7. Структура(крупно-,средне-,мелкозернистые,
кристаллическизернистые, равномерно- и неравномернозернистые, землистые и др.).
Особенности
структуры
проявляются
в
изломе
породы:
микрозернистые имеют землистый излом и марают руки (мел), а крепкие фарфоровидный или раковистый излом, средне-крупнозернистые имеют
кристаллический сверкающий излом.
8. Текстура (массивная, слоистая, биогенная, текстуры замещения и
др.).
9. Пористость (кавернозность, трещиноватость). По возможности
нужно произвести замеры пористых и трещиноватых образований (длина,
ширина, диаметр), определить форму, направление преимущественного
распространения,
оценить
приблизительно
процент
пустотного
пространства в данном конкретном образце, установить наличие
сообщающихся между собой пор (каверн или трещин). Для исследования
образцов горных пород рекомендуется пользоваться лупой с 2-4-кратным
увеличением.
Отсутствие пористости также отмечается.
10.
Особенности образца (степень и характер насыщения, излом и
др.).
11.
Примеси (могут быть, а могут и не быть, например,
глинистость, песчанистость и др.).
Рекомендуемая литература
1 Бакиров А. А. и др. Геология нефти и газа, М., Недра, 1990, 240
2 Соколов Б. Баженова О.К. Бурлин Ю.К. Геология и геохимия нефти и
газа, М., МГУ, 2004, 415
3 Билялов Б.Д., Копобаева А.Н. Методические указания для
проведения лабораторных занятий по дисциплине «Геология нефти и
газа», КарГТУ, 2013 г.
Контрольные задания для СРС (тема 5) [1,2,3,4]:
1. Изучить структуры и текстуры осадочных горных пород
Тема 6. «Построение геологического разреза» (2 часа)
Для занятий необходимо иметь чертежные принадлежности,
миллиметровку.
План практического занятия:
1. Построить разрез по исходным данным предыдущих занятий
Цель работы: Закрепить навыки работы студентов с геологическими
материалами.
Исходный материал: Выдаются материалы документации керна
скважин по поисково-разведочным скважинам.
Теоретические предпосылки: В земной каре вместилищем для нефти,
газа и воды служат породы-коллекторы, заключенные в плохо
проницаемые породы. И. О. Брод предположил называть природными
резервуарами естественные вместилища для нефти и газа, воды, внутри
которых эти флюиды могут циркулировать и форма которых обусловлена
соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохо
проницаемыми породами.
Выделяются три основных типа природных резервуаров: пластовые,
массивные, литологически ограниченные со всех сторон.
Пластовые резервуары представлены породами – коллекторами,
значительно распространенными по площади (сотни и тысячи км
квадратов), характеризующимися небольшой мощностью (от долей м до
десятков м). Они могут быть сложены как карбонатными, так и
терригенными образованьями. Они часто содержат отдельные
линзовидные прослойки непроницаемых пород в толще основного
горизонта, что делает их неоднородными по строению как по
вертикальным направлении, так и по горизонтальным.
Массивные природные резервуары представляют собой мощную
(несколько сотни метров) толщу пластов-коллекторов различного или
одинакового литологического состава. Они часто сложены терригенными
и карбонатными породами. В толще пластов-коллекторов могут быть
непроницаемые прослои, однако все пласты проницаемых пород
сообщаются, представляя единый природный резервуар. Часто возраст
пластов, слагающих массивный резервуар, бывает различным. Частным
случаем массивным природного резервуаре является ископаемые рифы
(2б), представляющие собой захороненные под мощной толщей молодых
отложений рифовые постройки.
Порядок выполнения работы.
На схеме расположения скважин выбирают два профиля, наиболее
характеризующие структуру нефтегазоносной залежи. По документации
керна скважин отстраивают геологический разрез. Вертикальный и
горизонтальный масштабы разреза должны соответствовать масштабу
схемы. Пласты горных пород показываются в общепринятых условных
обозначениях и раскрашиваются в соответствии с их стратиграфическим
возрастом.
Рекомендуемая литература
1 Бакиров А. А. и др. Геология нефти и газа, М., Недра, 1990, 240
2 Соколов Б. Баженова О.К. Бурлин Ю.К. Геология и геохимия нефти и
газа, М., МГУ, 2004, 415
3 Билялов Б.Д., Копобаева А.Н. Методические указания для
проведения лабораторных занятий по дисциплине «Геология нефти и
газа», КарГТУ, 2013 г.
Контрольные задания для СРС (тема 6) [1,2,3,4]:
1. Изучить альпийский структурный этаж
2. Изучит виды масштаба и методы его определения
Тема7. «Построение карты контуров нефть – вода и проведение
контуров нефтеносной залежи». (2 часа)
Для занятий необходимо иметь горный компас, транспортир, кальку,
миллиметровку, простой карандаш
План лабораторного занятия:
1. Ознакомиться с методами построения карты контуров нефть - вода.
2. Построить карты контуров нефть - вода.
Цель работы:Закрепить знания по геологическому строению
нефтегазоносных месторождений и залежей.
Исходный материал: В таблице заданий приведены данные по
скважинам, вскрывшим нефтегазоносную залежь.
Теоретические предпосылки: Газ, нефть и вода располагаются в
ловушке в соответствием с их плотностью. Газ, как наиболее легкий,
находится в кровельной части природного резервуара под покрышкой.
Ниже поровое пространство заполняется нефтью, а еще ниже водой.
Порядок выполнения работы.
8.1 Определение скважин, в которых вскрыты нефтеводные контакты
(НВК). В начале определяют вертикальные мощности залежи по
скважинам как разности между глубинами залегания или отметками
кровли и почвы по формуле 8.1 и 8.2:
МВ= LН - LК
(8.1) или
МВ= НК - НП
(8.2)
Результаты расчетов записывают в таблицу.
Далее сравнивают вертикальную мощность с эффективной
нефтенасыщенной мощностью mЭ (рисунок 8.1а)).
Если mЭ= МВ, фиксируют, что скважина вскрыла нефтяную часть
залежи; при mЭ=0 скважина вскрыла нефтяную часть залежи и при mЭ< МВ
- скважина вскрыла НВК.
В последнем случае вычисляют отметку НВК по формуле 8.3:
ННВК= НК - mЭ
(8.3)
8.2 Построение карты НВК. Спроектировав на лист кальки скважины,
вскрывшие НВК, по их абсолютным отметкам строят поверхность НВК
тем же методом треугольников. Здесь следует иметь в виду, что при
наличии только трех таких скважин поверхность НВК будет выражена
плоскостью, т.е. изолинии ее будут представлены семейством
равноудаленных друг от друга параллельных линий (рисунок 8.1б)).
Накладывая карту НВК на карту кровли находят пересечение
равнозначных изогипс. Соединяя их плавной кривой получают внешний
контур залежи на карте НВК. Накладывая карту НВК, на карту почвы
получают внутренний контур залежи.
На участках карты, где возникают затруднения в проведении контурных
линий, на обеих картах проводят промежуточные горизонтали.
а)
б)
в)
Рисунок 8.1 - а) вертикальная мощность с эффективной нефтенасыщенной мощностью
mЭ; б) структурная карта НВК; в)
Рекомендуемая литература
1 Бакиров А. А. и др. Геология нефти и газа, М., Недра, 1990, 240
2 Соколов Б. Баженова О.К. Бурлин Ю.К. Геология и геохимия нефти и
газа, М., МГУ, 2004, 415
3 Билялов Б.Д., Копобаева А.Н. Методические указания для
проведения лабораторных занятий по дисциплине «Геология нефти и
газа», КарГТУ, 2013 г.
Контрольные задания для СРС (тема 7) [1,2,3,4,5,8]:
1. Изучить миграцию нефти
2. Классификация пород – покрышек.
5 Тематический
преподавателем
план
самостоятельной
Наименование темы СРСП
Тема
1
Введение.
Особенности
геологии нефти и газа.
Энергетическое сырье и его роль в
экономике государства
Тема
2.
Классификация
каустобиолитов.Битумы и природные
газы,
их
физико-химическая
характеристика.
Тема 3. Элементарный и химический
состав нефтей. Их физические свойства,
состав, определяющий применения
методов поисков. Изменение состава
нефтей и газов в пространстве, времени
Тема 4. Горные породы – вместилище
нефтей и газов. Коллектора.
Геологические факторы, влияющие на
формирование и изменения
коллекторских свойств горных пород.
Типы коллекторов. Породы –
покрышки. Классификация пород –
покрышек. Природный резервуар.
Тема 5. Происхождение нефтей и газов.
Теория органического и
неорганического происхождения нефти
и газа.
Тема 6. Условия залегания нефти и газа.
Понятие о залежах нефти и газа.
Тема 7. Миграция нефти и газа, ее
виды. Физическое состояние
мигрирующих углеродов. Факторы и
классификация миграционных
процессов.
Тема 8. Формирование, нарушение и
перераспределение скоплений нефти и
газа
Цель
занятия
работы
Форма
проведения
занятия
Углубление
знаний по
данной теме
Консульт
ация
Углублени
е знаний по
данной теме
Подготовка
обзора по
теме
студента
с
Содержа
ние
задания
Реком
ендуема
я
литерат
ура
Написани [1, 2, 3]
е
обзора
Составле
ние
конспекта
[1, 2, 3]
[1, 2, 3]
Углублени
е знаний по
данной теме
Консульт
ация
Углубление
знаний по
данной теме
Подготов
ка
вопросов
Составлени
е
конспекта
[1, 2, 3]
Углублени
е знаний по
данной теме
Подготовка
обзора по
теме
Составлен
ие
конспекта
[1, 2, 3]
Углублени
е знаний по
данной теме
Подготовка
обзора по
теме
Составлен
ие
конспекта
[1, 2, 3]
Устный
опрос
[1, 2, 3]
Углублени
е знаний по
данной теме
Консульт
ация
Углубление
знаний по
данной теме
Подготов
ка
вопросов
Устный
опрос
Составлени
е
конспекта
6 Материалы для контроля знаний студентов в период рубежного
контроля и итоговой аттестации
6.1 Тематика письменных работ по дисциплине
Тематика рефератов
[1, 2, 3]
Теория органического происхождения нефти и газа и ее развитие
Понятие о залежах нефти и газа, и их генетических типах
Типы коллекторов
Миграция нефти и газа, ее виды. Физическое состояние мигрирующих
углеродов.
5. Формирование, нарушение и перераспределение скоплений нефти и
газа
6.2 Тематика контрольных работ
1. Физические и химические свойства нефти и газа
2. Элементарный и химический состав нефтей.
3. Компонентный состав нефти
4. Фракционный состав нефти и газа
5. Гетероэлементы нефти
6. Происхождение нефтей и природных газов
7. Теория органического происхождения нефти и газа и ее развитие.
8. Осадочные горные породы
9. Породы коллектора и флюидоупоры
10. Понятие о залежах нефти и газа, и их генетических типах.
11. Типы коллекторов.
12. Классификация пород – покрышек.
13. Формирование, нарушение и перераспределение скоплений нефти и
газа
1.
2.
3.
4.
6.3 Вопросы для самоконтроля
1. Что называется естественными нефтегазопроявлениями?
2. Что называется «грязевыми вулканами»?
3. Что называется нефтематеринской свиой?
4. Какие существуют виды миграции нефти?
5. Перечислите вторичные нефтепроявления.
6. Заполните таблицу
Вид миграции
Группы
Разновидность
внутрирезервуарная
Внерезервуарная
нефтегазомиграции по
проявлений типу путей
движения
7. Дайте характеристику состояния ресурсов энергетического сырья
Республики Казахстан.
8. Перечислите породы угольного ряда.
9. Назовите примеры каустобиолитов.
10. Битумы и их физико-химическая характеристика.
11. Дайте характеристику пиробитумов.
12. Перечислите группы углеводородов нефтяного ряда.
13. Отчего зависят химические и физические свойства природных газов?
14. Что называется «сухим газом»?
15. Перечислите основные группы природных горючих газов.
16. Каково содержание углерода, водорода и кислорода в нефтях?
17. Назовите элементный состав нефти.
18. Какие углеводороды относят к нафтенам?
19. Назовите химическую формулу аренов.
20. Перечислите 6 классов нефтей.
21. От чего зависит удельный вес нефти?
22. Что называется удельной вязкостью нефти?
23. Перечислите основные физические свойства нефти.
24. Что называется критической температурой газа?
25. На чем основано разделение нефти на фракции?
26. На какие фракции разделяется нефть?
27. Какова температура выделения бензиновой фракции?
28. При какой температуре выделяют дизельные масла?
29. От чего зависит растворимость газа в нефти?
30. Какова температура выделения керосинового дистиллята?
31. Что называется давлением насыщения?
32. Чем отличается застывание нефти от загустения?
33. От чего зависит пористость пород?
34. Перечислите виды пористости.
35. Что такое эффективная пористость?
36. Что такое закрытая пористость?
37. Что называется первичной пористостью?
38. Перечислите виды вторичной пористости.
39. Дайте характеристику капиллярных пор.
40. Что называется проницаемостью породы?
41. Что называется коэффициентом проницаемости?
42. В каких единицах измеряется проницаемость породы?
43. Какие породы являются коллекторами?
44. Что называется гидравлической характеристикой породы?
45. Перечислите группы пород по характеру проницаемости.
46. Составьте классификацию пород по коэффициенту проницаемости.
47. Дайте определение понятия о природном резервуаре.
48. Какие типы природных резервуаров Вы знаете?
49. Какие группы выделяются среди пластовых резервуарах?
50. Что называется массивными резервуарами?
51. Дайте характеристику однородных массивных резервуаров.
52. Дайте характеристику резервуаров неправильной формы.
53. Расскажите об истории развития взглядов на происхождение нефтей и
газа.
54. Какие гипотезы о происхождении нефти и газа Вы знаете?
55. В чем заключается биогенная теория происхождения нефти?
56. Кто является основоположником органического происхождения нефти?
57. Какие имеются доказательства космического происхождения нефти?
58. Существуют ли гипотезы о магматическом происхождении нефти?
59.Дайте характеристику вертикальной зональности происхождения нефти.
60. В чем заключается «карбидная гипотеза» происхождения нефти?
61. Что называется природной ловушкой?
62 . Что такое «покрышка»?
63. Как происходит миграция нефти в резервуаре?
64. Составьте классификацию природных ловушек.
65. Впишите названия ловушек в таблицу:
66. Что называется местоскоплением нефти и газа?
67. Что такое региональные скопления нефти и газа?
68. Дайте характеристику локальным скоплениям нефти и газа.
69. Назовите элементы структурные залежей нефти и газа.
70. Дайте определение понятию «миграция нефти и газа».
71. Сформулируйте три основных положения, определяющие условия
формирования каждого скопления нефти и газа.
72. В каком состоянии могут находиться углеводороды при своем
перемещении.
73. Что такое ретроградный переход газа?
74. Каковы же те силы, под воздействием которых возможно перемещение
нефти и газа в земной коре?
75. Охарактеризуйте статическое и динамическое давления, вызывающие
перемещение нефти и газа.
76. Нарисуйте схему выжимания подвижных веществ из осадка.
77. Охарактеризуйте гравитационный фактор перемещения нефти и газа.
78. Что будет препятствовать перемещению нефти и газа под действием
гравитационных сил?
79. Охарактеризуйте гидравлический
фактор, способствующий
перемещению нефти и газа.
80. От чего зависит скорость перемещения подвижных веществ в разных частях потока?
81. Дайте характеристику капиллярным и молекулярным явлениям.
82. Как происходит движение капелек нефти под действием капиллярных
сил?
83. Что такое диффузия нефти и газа?
84. Как происходит миграция нефти и газа вследствие изменения объема
пор породы?
85. Что такое вторичная миграция нефти и газа?
86. Составьте классификацию миграционных процессов.
87. Что такое локальная миграция нефти и газа?
88. Заполните таблицу классификации миграционных процессов по форме и
масштабу движения:
Основные
группы
процессов
миграции по
масштабу
движения
Основные роды
миграции по форме
(характеру)
движения
Молекулярная
(диффузнопленочная)
миграция
Свободная
миграция
89. Когда возможна внерезервуарная миграция?
90. Как происходит боковая миграция нефти и газа?
91. Заполните таблицу классификации миграционных процессов по путям
движения:
Разновидность
Вид миграции
Внерезервуарная миграция Внутрирезервуарная миграция
(в слабопроницаемых
(в хорошопроницаемых
породах)
породах)
92. Как происходит формирование залежей нефти и газа.
93. Охарактеризуйте образование залежей в материнских свитах.
94. Перечислите стадии образования залежей вне материнских свит.
95. Перечислите процессы разрушения залежей нефти и газа.
96. Как происходит разрушение залежей нефти и газа.
97. В каких пределах изменяются в нефтях углерод, водород и кислород?
98. Какие пять химических элементов, входящих состав нефтей, должны
быть обязательно?
99. Какие углеводороды относят к нафтенам?
100. Что представляет собой относительная плотность нефти?
101. При какой температуре выкипает бензиновый дистиллят?
102. Как изменяется температура застывания нефти от химического состава?
103. В каких пределах (дж/кг) колеблется теплота сгорания нефтей?
104. Сколько серы должно быть согласно технологической классификации в
малосернистых нефтях ?
105. Сколько парафина должно быть в парафиновых нефтях?
106. Какие газы „называют” жирными газами ?
107. Дайте характеристику критической температуре газа.
108. От чего зависит растворимость газа в воде?
109. Какие ловушки, указанные на рисунке, относятся к структурным?