Рапацкая Л. А. . Презентация по дисциплине «Геология нефти и газа»
Лекция 1 Вводная § § Всё возрастающая потребность человечества в источниках энергии, особенно в последние десятилетия, обеспечивается, в основном, за счет горючих ископаемых и прежде всего нефти и газа. Поэтому такая отрасль науки как геология нефти и газа всегда стояла, стоит и будет стоять на передовых позициях в развитии основ энергетики и производственных сил общества в целом. Разработка земных недр издавна служила основой деятельности человека, а нефть и газ являются в районе Баку с помощью нефтяных колодцев древнейшими полезными ископаемыми, известными в истории человечества. Россия по праву считается одной из немногих стран, в которых добыча углеводородного сырья имеет длительную историю. Русские геологи – нефтяники ведут поиски, разведку и разработку нефтяных месторождений свыше 150 лет § § С давних времён на территории стран бывшего СССР известны естественные выходы нефти на Апшеронском полуострове, в Грузии, в районах Поволжья и Эмбы, на р. Ухте, на о -ве Сахалин и в других местах. естественно, что добыча нефти начинается в тех районах, где она просачивалась на поверхность. Ещё до VII в. н. э. апшеронская нефть составляла одно из основных богатств Азербайджана, и часть её вывозилась в разные страны, включая Иран и Индию. В XII – XII в. в. венецианский купец Марко Поло и арабские путешественники описывали добычу нефти, из которых добывалось «белое и черное нефтяные масла» . § В России первое письменное упоминание о получении нефти появилось в XVI в: путешественники описывали, как племена, жившие по берегам р. Ухты (север Тимано. Печерского района) собирали нефть с поверхности реки и использовали её в медицинских целях и в качестве смазок и масел. С древних времен нефть добывали на Керченском полуострове, свидетельством чему являются амфоры с нефтью, датируемые XII в, обнаруженные в 1951 г при раскопках на берегу Таманского залива. Интересовался Бакинским районом Петр I, которого особенно привлекала так называемая «белая нефть» , издавна добываемая в окрестностях Баку. Период добычи нефти с 1806 по 1872 г получил название «колодезного» , а с 1860 г начался переход к добыче с помощью бурения скважин. .
§ Первая нефтяная скважина в мире была пробурена в 1848 г, на месторождении Биби-Эйбат вблизи Баку, но нефти она не дала. В 1859 г Эдвин Дрейк (США) пробурил скважину в Пенсильвании. С этим событием связывают начало современного нефтяного промысла. В России первый фонтан получили из бурящейся неглубокой скважины (70 м) на Кубани, в долине речушки Кудако с начальным дебитом более 190 тонн в сутки. Этот день можно считать датой рождения новой нефтедобывающей промышленности, значение которой для развития всех отраслей народного хозяйства трудно переоценить. А в начале XX в Россия уже занимала первое место в мире по добыче нефти: в 1901 г из недр извлекалось 11, 9 млн. т. С того далекого времени на всех континентах и многих островах, на шельфах окраинных и внутренних морей были открыты бесчисленное множество месторождений нефти и газа, которое человечество нещадно эксплуатирует, за которые ведёт локальные и региональные войны, колебания в размерах добычи которых служит одной из причин глобальных экономических кризисов. Как правило, к поискам и разведке новых месторождений нефти и газа подталкивает истощение сырьевой базы углеводородов. Так, интенсивная эксплуатация и постепенное истощение нефтяного района Баку стимулировало освоение Волго-Уральского нефтяного региона – «Второго Баку» . В 1932 было открыто крупнейшее месторождение Башкирии-Ишимбайское, в 1937 – Туимазинское, в 1943 -1948 гг в соседней Татарии – еще более крупное месторождение – Бавлинское, которое добывало более 500 тонн нефти в сутки, и Ромашинское. С середины 50 -х годов большие запасы нефти были обнаружены в Куйбышевской и Оренбургской областях. В 1965 г «Второе Баку» (Башкирия, Татария и Куйбышевская область) давало 72% всей советской нефти. В середине 60 -х годах появились первые признаки истощения Волго-Уральских месторождений. Начались поиски в Западной Сибири, в 1963 -65 гг было открыто гигантское месторождение Самотлор,
§ которое за 10 лет (1969 -1979 гг) дало 1 млрд. тонн нефти. В 1978 г Западная Сибирь обеспечивала уже 44% всей добывающейся нефти в СССР. В эти годы советская нефть спад добычи составил около 38 млн. тонн нефти (со 150 млн. в 1980 г до 112, 2 млн. в 1985 г). И хотя в 1988 г наша страна была крупнейшим нефтепроизводителем в мире (11, 4 млн. баррелей в день), с объемом добычи значительно выше, чем в США и Саудовской Аравии, существенное падение добычи уже невозможно было удержать из-за несовершенства технологий. Советский Союз смог сдержать падение добычи только до начала 1980 г. И если в 80 -е годы добыча нефти и газа составляла 550570 млн. т/год, то в годы реформ её объём сократился почти в 2 раза – до 303 -305 млн. т/год. Начиная с 90 -х годов, объемы добычи неуклонно снижались, что было вызвано снижением темпов развития сырьевой базы, объемов геологоразведочных работ. О кризисной ситуации в нефтяной промышленности бывшего СССР свидетельствуют данные о стремительном падении его роли и места в мировой добыче нефти в период 1988 -1993 гг( С начала XXІ -го века мировая экономика стала восстанавливаться после кризиса 2008 -2009 г. г. , что стало одним из факторов роста спроса на энергоносители, прежде всего на нефть. По итогам 2010 г. добыча нефти в мире составила около 3843 млн тонн, что на 2. 4% превысило уровень 2009 г. (табл. 1). В России было добыто 505 млн. тонн нефти и 650 млрд. м 3 газа, что составило более 18% мирового производства углеводородов (УВ) в пересчёте на энергетический эквивалент и позволило обеспечить первое место в мире по обеим товарным позициям. §
§ § Добыча нефти на шельфе Буровая платформа – сложное техническое сооружениие, предназначенном для добычи нефти на морском шельфе. Прибрежные месторождения нередко продолжаются на расположенной под водой части материка, которую и называют шельфом. Его границами служат берег и так называемая бровка – четко выраженный уступ, за которым глубина стремительно возрастает. Обычно глубина моря над бровкой составляет 100 -200 метров, но иногда она доходит и до 500 метров, и даже до полутора километров, например, в южной части Охотского моря или у берегов Новой Зеландии. В зависимости от глубины применяют различные технологии. На мелководье обычно сооружают укрепленные «острова» , с которых и осуществляют бурение. Именно так нефть издавна добывалась на Каспийских месторождениях в районе Баку. Применение такого способа, особенно в холодных водах, часто сопряжено с риском повреждения нефтедобывающих «островов» плавучими льдами. Например, в 1953 году, большой ледяной массив, оторвавшийся от берега, уничтожил около половины нефтедобывающих скважин в Каспийском море. Реже применяется технология, когда нужный участок окантовывают дамбами и откачивают воду из образовавшегося котлована. При глубине моря до 30 метров раньше сооружались бетонные и металлические эстакады, на которых размещали оборудование. Эстакада соединялась с сушей или же представляла собой искусственный остров. Впоследствии эта технология утратила актуальность. Если месторождение располагается близко к суше, есть смысл бурить наклонную скважину с берега. Одна из наиболее интересных современных разработок – дистанционное управление горизонтальным бурением. Специалисты осуществляют контроль прохождения скважины с берега. Точность процесса настолько высока, что можно попасть в нужную точку с расстояния в несколько километров. В феврале 2008 года корпорацией Эксон Мобил (Exxon Mobil) установлен мировой рекорд в бурении подобных скважин в рамках проекта «Сахалин-1» . Протяженность ствола скважины здесь составила 11 680 метров. Бурение осуществлялось сначала в вертикальном, а затем в горизонтальном направлении под морским дном наместорождении Чайво в 8 -11 километрах от берега.
§ Чем глубже воды, тем более сложные технологии применяются. На глубинах до 40 метров сооружаются стационарные платформы, если же глубина достигает 80 метров, используют плавучие буровые установки, оснащенные опорами. До 150 -200 метров работают полупогружные платформы, которые удерживаются на месте при помощи якорей или сложной системы динамической стабилизации. А буровым судам подвластно бурение и на гораздо больших морских глубинах. Большинство «скважин-рекордсменов» было пробурено в Мексиканском заливе – более 15 скважин пробурены на глубине, превышающей полтора километра. Абсолютный рекорд глубоководного бурения был установлен в 2004 году, когда буровое судно Discoverer Deel Seas компаний Transocean и Chevron. Texaco начало бурение скважины в Мексиканском заливе (Alaminos Canyon Block 951) при глубине моря 3053 метра. В отличающихся сложными условиями северных морях чаще строят стационарные платформы, которые удерживаются на дне благодаря огромной массе основания. Вверх от основания поднимаются полые «столбы» , в которых можно хранить добытую нефть или оборудование. Сначала конструкцию буксируют к месту назначения, затапливают, а потом, прямо в море, надстраивают верхнюю часть. Завод, на котором строят такие сооружения, по площади сравним с небольшим городом. Буровые установки на больших современных платформах можно передвигать, чтобы пробурить столько скважин, сколько нужно. Задача конструкторов таких платформ – установить максимум высокотехнологичного оборудования на минимальной площади, что делает эту задачу похожей на проектирование космического корабля. Чтобы справиться с морозами, льдами, высокими волнами, буровое оборудование могут установить прямо на дне. Развитие этих технологий чрезвычайно важно для нашей страны, обладающей самым обширным в мире континентальным шельфом. Большая его часть находится за полярным кругом, и пока до освоения этих суровых пространств еще очень и очень далеко. По прогнозам, в арктическом шельфе может находиться до 25% общемировых запасов нефти.
§ Интересные факты § Норвежская платформа «Тролл-А» , яркая «представительница» семейства больших северных платформ, достигает 472 м в высоту и весит 656 000 тонн. Американцы считают датой начала морского нефтепромысла 1896 год, а его первопроходцем – нефтяника Уильямса из Калифорнии, который бурил скважины с построенной им насыпи. В 1949 году в 42 км от Апшеронского полуострова на эстакадах, сооруженных для добычи нефти со дна Каспийского моря, был построен целый поселок под названием Нефтяные Камни. В нем неделями жили сотрудники предприятия. Необходимость обслуживать подводное оборудование буровых платформ существенно повлияло на развитие глубоководного водолазного оборудования. Чтобы быстро закрыть скважину при аварийной ситуации – например, если шторм не позволяет буровому судну оставаться на месте, – используют своего рода пробку под названием «превентер» . Длина таких превентеров достигает 18 м, а вес – 150 тонн. Началу активной разработки морского шельфа способствовал мировой нефтяной кризис, разразившийся в 70 -х годах прошлого столетия. После объявления эмбарго странами ОПЕК возникла острая необходимость в альтернативных источниках поставок нефти. Также освоению шельфа способствовало развитие технологий, достигших к тому времени такого уровня, который позволял бы осуществлять бурение на значительных морских глубинах. Газовое месторождение Гронинген, открытое у побережья Голландии в 1959 году, не только стало отправной точкой в разработке шельфа Северного моря, но и дало название новому экономическому термину. Эффектом Гронингена (или голландской болезнью) экономисты назвали существенное удорожание национальной валюты, произошедшее в результате роста экспорта газа и негативно сказавшееся на других экспортно-импортных отраслях. § § §
§ Разведка и добыча нефти § Знакомый силуэт станка-качалки стал своеобразным символом нефтедобывающей отрасли. Но до того, как наступает его черед, геологи и нефтяники проходят долгий и трудный путь. А начинается он с разведки месторождений. В природе нефть располагается в пористых породах, в которых жидкость может накапливаться и перемещаться. Такие породы называют коллекторами. Важнейшими коллекторами нефти являются пески, песчаники, конгломераты и трещиноватые породы. Но чтобы образовалась залежь, необходимо присутствие так называемых покрышек – непроницаемых пород, которые препятствуют миграции. Обычно пласт-коллектор расположен под уклоном, поэтому нефть и газ просачиваются вверх. Если их выходу на поверхность мешают складки породы и другие препятствия, образуются ловушки. Верхнюю часть ловушки иногда занимает слой газа – «газовая шапка» . Таким образом, чтобы обнаружить месторождение нефти, необходимо найти возможные ловушки, в которых она могла скопиться. Сначала потенциально нефтеносный район исследовали визуально, научившись выявлять присутствие нефтяных залежей по многим косвенным признакам. Однако чтобы поиски были максимально успешными, необходимо уметь «видеть под землей» . Это стало возможным благодаря геофизическим методам исследования. Наиболее эффективным инструментом оказался сейсмограф, который был предназначен для регистрации землетрясений. Его способность улавливать механические колебания пригодилась в геологоразведочном деле. Колебания от взрывов динамитных снарядов преломляются подземными структурами, и, регистрируя их, можно определить расположение и форму подземных пластов. Конечно, важным методом исследования является опорное бурение. Керн, полученный из глубоких скважин, тщательно изучается по слоям геофизическими, геохимическими, гидрогеологическими и другими методами. Для такого вида исследований бурятся скважины глубиной до 7 километров. § § §
§ § По мере развития технологий в арсенал геологов добавлялись новые методы. Аэрофотосъемка и космическая съемка обеспечивает более широкий обзор поверхности. Анализ ископаемых остатков с различных глубин помогает точнее определить тип и возраст осадочных пород. Основная тенденция современной геологоразведки – минимальное воздействие на окружающую среду. Как можно большую роль стараются отводить теоретическим предсказаниям и пассивному моделированию. По косвенным признакам сегодня можно проследить всю «кухню нефти» – где она зарождалась, как двигалась, где находится в настоящее время. Новые методы позволяют бурить как можно меньше поисковых скважин, одновременно повышая точность прогнозов. Итак, месторождение найдено, и решено начать его разработку. Бурение нефтяных скважин – это процесс, в ходе которого разрушаются горные породы, и раздробленные частицы выносятся на поверхность. Оно может быть ударным или вращательным. При ударном бурении породу крошат тяжелыми ударами бурового инструмента, и раздробленные частицы выносятся из скважины водным раствором. При вращательном бурении срезанные обломки породы поднимаются на поверхность с помощью рабочей жидкости, циркулирующей в скважине. Тяжелая буровая колонна, вращаясь, давит на долото, которое и разрушает породу. Скорость проходки при этом зависит и от характера породы, и от качества оборудования, и от мастерства бурильщика. Очень важную роль играет буровой раствор, который не только выносит на поверхность частицы породы, но и работает в качестве смазки и охладителя буровых инструментов. Он же способствует образованию глинистой корки на стенках скважины. Буровой раствор может быть сделан на водной или даже нефтяной основе, в него часто добавляют различные реагенты и добавки.
§ § Как же нефть извлекают из скважин? В материнских пластах она находится под давлением, и если это давление достаточно высокое, при вскрытии скважины нефть начинает естественным образом фонтанировать. Обычно этот эффект сохраняется в начальной стадии, а потом приходится прибегать к механизированному способу добычи – с помощью разного рода насосов или с помощью ввода в скважину сжатого газа (этот способ называют газлифтным). Чтобы повысить давление в пласте, в него закачивают воду, где она выполняет роль своего рода поршня. К сожалению, в советские времена этим способом злоупотребляли, стремясь получить максимальную отдачу наиболее быстрыми темпами. В результате после разработки скважин оставались еще богатые нефтью, но уже слишком сильно заводненные пласты. Сегодня для повышения пластового давления применяют также одновременную закачку газа и воды. Чем ниже давление, тем более сложные технологии используют для извлечения нефти. Для измерения эффективности нефтедобычи применяется такой показатель, как «коэффициент извлечения нефти» , или сокращенно КИН. Он показывает соотношение добытой нефти к общему объему запасов месторождения. К сожалению, невозможно полностью выкачать все, что содержится в недрах, и поэтому этот показатель всегда будет меньше 100%. Развитие технологий также связано с ухудшением качества доступных нефтей и затрудненным доступом к залежам. Для подгазовых зон и месторождений на шельфе применяют горизонтальные скважины. Сегодня с помощью высокоточных приборов можно попасть в область площадью несколько метров с расстояния в несколько километров. Современные технологии позволяют максимально автоматизировать всю процедуру. С помощью специальных датчиков, работающих в скважинах, процесс постоянно контролируется.
§ На одном месторождении бурят от нескольких десятков до нескольких тысяч скважин – не только нефтяных, но и контрольных, и нагнетательных – для закачивания воды или газа. Чтобы управлять движением жидкостей и газов, скважины размещают особым образом и эксплуатируют в особом режиме – весь этот процесс в комплексе называют разработкой месторождения. § После завершения эксплуатации месторождения нефтяные скважины консервируются или ликвидируются в зависимости от степени использования. Эти меры необходимы для того, чтобы обеспечить безопасность жизни и здоровья людей, а также чтобы защитить окружающую среду. § Все, что выходит из скважин – нефть с попутным газом, водой и прочими примесями, например песчаными – замеряют, определяя процент воды и попутного газа. В специальных газонефтяных сепараторах нефть отделяют от газа, и она поступает в сборный трубопровод. Оттуда начинается путь нефти на нефтеперерабатывающий завод.
§ § Нефть делят на фракции в зависимоcти от температуры кипения и плотности. В лаборатории проводят «тренировочную» перегонку, чтобы узнать, какое количество бензина, керосина, смазочных масел, парафина и мазута можно получить из поступившей на завод нефти. (Нефти сильно различаются по химическому составу, поэтому из одних можно получить больше смазочных масел и парафинов, из других – больше бензина. ) И только после этого приступают к промышленной перегонке. Этот процесс происходит в ректификационной колонне – специальном аппарате для разделения нефти на фракции. высота такой колонны может превышать 60 м. Будучи настоящим произведением технологического искусства, она позволяет разделить субстанции, температура кипения которых отличается менее чем на 6 o. С. Нефть, нагретую в змеевике до 320 -390 o. С, подают в колонну в виде смеси горячей жидкости и пара. Там пары тяжелых, а потом легких фракций последовательно конденсируются и оседают на специальных тарелках – их может быть от 30 до 60. В результате получают прямогонный бензин (температура кипения 30 -160 o. С), нафту, которую еще называют лигроином (105 -160 o. С), керосин (160 -230 o. С), газойль (230 -400 o. С) и мазут, остающийся после отделения остальных фракций. Бензин и нафту затем подвергают каталитическому риформингу. При температуре 320 -520 o. С и давлении в 15 -40 атмосфер в присутствии платиновых катализаторов получают бензин с высоким октановым числом и ароматические углеводороды – бензол, толуол, ксилол и другие. Последние используются в качестве сырья для нефтехимической промышленности. Кроме того, во время процесса риформинга выделяется водород, который можно использовать, например, для гидроочистки.
§ § § § По температурам вксипания выделяются следующие фракции: Петролейная – вскипают до 600 Бензиновая - до 1400 С Дизельная – 180 – 3500 С Керосиновая 140 – 2200 С Смазочные масла >400 0 С Лигроиновая 140 -1800 С Асфальты > 5000 С § Молекулярный вес нефтей равен среднеарифметическому молеку– § § § кулярных весов её фракций и колеблется от 240 до 290. Наиболее тяжё – лые фракции нефтей – смолы и асфальтены – имеют молекулярный вес 700 – 2000. В таблице 1. 5 приведены молекулярные веса различных фракций
Лекция 2. Понятие о каустобиолитах и их классификация Каустобиолиты - минеральные образования органического происхождения, способные гореть, являющиеся продуктами преобразования остатков растительных, реже животных организмов. Процесс преобразования происходит под воздействием различных геологических факторов и заключается в обуглероживаниипостепенном обогащении органического вещества углеродом. По происхождению немецкий учёный Г. Потонье разделил их по происхождению на три группы: 1)Каустобиолиты нефтяного или битумного ряда нафтиды: (нефти, газы, мальты, асфальты, озокериты) 2)Каустобиолиты угольного или гумусового ряда (торфы, бурые, каменные угли и антрациты) 3)Липтобиолиты (разновидность гумусовых углей, исходным материалом для которых служат биохимические элементы высших растений: оболочки спор, кутикулы, смолы, пробковая ткань. Элементарный состав каустобиолитов представлен в табл. 1. 1
Горн. породы Изверженные Метаморфические Субаквальные условия Органические Хемогенные Акаустобиолиты Каустобиолиты Осадочные Субаэральные условия Кластические обломочные
Общие сведения о нафтидах § Углеводороды-природные органические соединения, состоя щие из атомов C и H. УВ образуют гомологические ряды , члены которых характеризуются закономерным изменениям физических и химических свойств, общей формулой и сход ной структорой. УВ очень разнообразны по своему составу и происхождению. Встречаются в твёрдом состоянии – кристалические образования класса асфальтовых битумов; в жидком –весь спектр нефтей ; в виде газоконденсатов, газогидратов и газов. До сих пор не существует общепринятой классификации горючих ископаемых, построенной на генетических признаках общности исходных продуктов И. М. Губкин подразделял горючие ископаемые на две основные группы: Битумы и угли. Наиболее широкое распространение получила класификация битумов Гефера, в основу которой положены их физические свойства
§ Газогидрат
Таблица 1. 1 Элементарный состав каустобиолитов Вещество Элементарный состав каустобиолитов по массе, в % C H N O C/H S Живые организмы Высшие растения 49, 7 6, 1 - - 44, 2 8, 4 Низшие растения 50, 08 7, 32 8, 29 1, 22 33, 09 6, 9 Каустобиолиты угольного ряда Торф 57, 48 6, 14 1, 55 0, 2 34, 63 9, 4 Бурый уголь 71, 64 5, 33 1, 57 0, 38 21, 67 13, 4 Каменный уголь 83, 71 5, 12 1, 68 0, 52 8, 97 16, 3 Антрацит 94, 37 2, 19 0, 6 0, 25 2, 59 45 Каустобиолиты нефтяного ряда Сапропель 59, 07 7, 84 3, 61 2, 63 26, 85 7, % Нефть 85, 4 12, 81 0, 22 1, 16 0, 41 6, 6
1. Газы: а) природный или натуральный б) нефтяной, сопровождающий нефть 2. Жидкие битумы: а) Нефть б) Горный деготь, смолы, мальта 3. Твердые битумы: а) горный воск или озокерит б) горная смола в) Асфальт 4. Смеси битумов с другими веществами Примером генетической классификации каустобиолитов на основе геологических условий их образования может служить схема В. А. Успенского и О. А. Радченко( рис. 1. 1) Схемам состоит из двух ветвей – левой, отвечающей горючим ископаемым угольного ряда (гумусовым), и правой соответствующим ископаемым нефтяного (битумного ряда). Отдельные типы горючих ископаемых изображены в виде блоков, на торцевой стороне которых дана характеристика геохимической обстановке их образования. На схеме также указаны основные категории исходного материала для образования горючих ископаемых угольного ряда, представленные высшими растительными и низшими животными, организмами. Правая ветвь схемы от
§ Примером генетической классификации каустобиолитов на основе геологических условий их образования может служить схема В. А. Успенского и О. А. Радченко § Схемам состоит из двух ветвей – левой, отвечающей горючим ископаемым угольного ряда (гумусовым), и правой соответствующим ископаемым нефтяного (битумного ряда). Отдельные типы горючих ископаемых изображены в виде блоков, на торцевой стороне которых дана характеристика геохимической обстановке их образования. § На схеме также указаны основные категории исходного материала для образования горючих ископаемых угольного ряда, представленные высшими растительными и низшими животными, организмами. Правая ветвь схемы отвечает горючим ископаемым нефтяного ряда (битумного). Стрелкой , направленной стороне этой ветви показан переход тяжёлых смолистых неф – § тей нафтено- ароматического ряда к асфальтитам, керитам, антраксолитам , отвечающим определённой степени метаморфизма, § Как видно из схемы, конечные продукты метаморфизма горючих ископаемых как угольного, так и нефтяного ряда, сближаются и коненым продуктом метаморфизма обоих рядов является графит, т, е, § происходит процесс общей карбонизации материи. §
1. 3 Нефть, её состав и свойства § § Нефть- маслянистая жидкость различных цветов и разнообразной Консистенции( от жидкой до густой, смолообразной. При исследовании нефтей определяются их элементарный, химический, групповой и фракционный состав. § Таблица 1. 2 § Элементарный состав газов и нефтей Содержание в % Класс Углеводородные газы Нефти C H O 42 -78 14 -24 0, 3 -44 80 -88 10 -14 0, 3 -7 C/H C/O+S+N 3 -4, 3 6 -8 1 -300 12 -500
§ Эти компоненты связаны между собой в углеводородные соединения § Различные по химическому составу и свойствам. Кроме того, в нефтях присутствуют соединения, содержащие гетероэлементы § (сера, кислород азот и многие другие) Иногда триаду-O, S, N, объеди§ няющуюся под названием кислородной группировки, используют § для характеристики нефтей. § Сера- наиболее распространённый гетероэлемент в нефтях и § продуктах её преобразования. Её содержание колеблется от сотфх долей до 15%. Она присутствует в в различных сернистых соедине§ ниях ив виде элементарной серы. Сернистые соединения обычно § отрицательно влияют на качество нефтей и нефтепродуктов. § Кислород- содержится в нефтях от 0, 05 до 3, 6%. В виде различных § Кислородосодержащих соединений. Содержание кислорода увеличивается с ростом температуры кипения. Основная часть кис§ лорода находится во фракциях, кипящих выше 400 градусов. § Азот- содержание его невелико и колеблется от 0. 01 до 0. 09%, редко до целых долей процента. Почти половина с связана с органическими соединениями и содержание их снижается по мере увеличения глубины залегания нефтей и не зависит от состава вмещающих пород. Кроме того, нефти содержат многие микроэлементы: V, Ni, Fe, Mn, Ti, Co , Cr, Ba, Sr, Pb, Hg, Mo, U, Br, F, Cl и др.
Углеводородный состав нефтей § Основную массу нефтей составляют углеводороды трёх гомологических классов: алканы, нафтены и арены. Наиболее часто встречаются УВ смешанного (гибридного) состава. Алканы (метановые, парафиновые УВ) –предельные или насыщенные, химически наиболее устойчивые. Их общая формула Cn H 2 n+2 Метановые УВ в обычных условиях находятся в разных фазовых состояниях: C 1–C 4 -газы, C 5–C 15 -жидкости, C 16 - и выше-твёрдые вещества. Различают алканы с неразветвлённой цепью углеводородов( напр. CH 3 ---CH 2 --- CH 2 ---CH 3 –это нормальные алканы (n – алканы) и алканы с разветвлённой цепью, например CH 3 --- CH 3 Физические свойства некоторых алканов представлены табл. 1. 3
Таблица 1. 3 Физические свойства некоторых н- алканов Формула Название Сn. H 2 n+2 Метан Этан Пропан Н-Бутан CH 4 C 2 H 6 C 3 H 8 C 4 H 10 н-Пентан н-Гексан н-Гептан н-Октан н. Нопан н-Декан н. Гептадекан C 5 H 12 C 6 H 14 C 7 H 16 C 8 H 18 C 9 H 20 C 10 H 22 C 17 H 36 Н-Октадекан н-Эйкозан н-Пентокозан н-Триоконтан н. Тетраконтан н. Пентаконтан н-Гектан C 18 H 38 C 20 H 42 C 25 H 54 C 30 H 62 C 40 H 82 C 50 H 102 C 100 H 202 Т –ра плавления 0 С Т-ра кипения 0 С - 182, 5 -182, 8 -187, 6 138, 8 -161, 6 88, 6 42, 1 -0, 5 -129, 8 -95, 8 -90, 6 -56, 8 -53, 6 -29, 7 -22, 0 28, 0 36, 4 53, 3 66, 5 81, 0 92, 0 115, 2 Плотность в жидком состоянии - Фазовое состояние в стандарт условиях 0, 4160 0, 5462 0, 5824 0, 5788 Газы 36, ! 68, 7 98, 7 125, 7 150, 7 174, 0 303 0, 6264 0, 6594 0, 6837 0, 7028 0, 7179 0, 7298 0, 7767 Жид кости 330 ------- 0, 7767 0, 7777 ------0, 7940 --- Твёр дые вещества
§ Возможное количество изомеров теоретически беспредельно. Высшие метановые УВ нефтей представлены , в основном, нормальными формами, наиболее устойчивыми и поэтому преобладающими нефтях. И- алканы имеют пониженную плотность и более низкую температуру кипения. § Алканы неспособны к реакциям присоединения , т. к. их связи все насыщены, но для них свойственны реакции замещения, окисления, изомеризации. § Метановые УВ присутствуют во всех нефтях: Если их содержание достигает 50, реже 70%, такие нефти называются метановыми. § Твёрдые УВ (парафин, церезин), находящиеся в кристаллическом состоянии, содержатся в количестве 10 -15% (редко до 40%). По содержанию парафина выделяются нефти беспарафинистые <1%, слабопарафинистые (1 -2%), парафинистые (>2%), § Нафтены (нафтеновые УВ или циклоалканы)- насыщенные циклические УВ, состоящие из трёх или более метиленовых групп, с атомами углерода, замкнутыми в кольце (рис, 1. 3) § Нафтены с одним циклом называются монциклическими с общей формулой Сn. H 2 nс двумя - бициклическими - Сn. H 2 n+2; с тремя – трицикличесими -Сn. H 2 n-2 Содержание нафтенов в нефтях колеблется от 25 до 79%. Они присутствуют во всех фракциях. Отмечена такая закономерность в их распределении: моноцикланы присутствуют во фракциях, выкипающих при т-ре 100 -150 0, бициклические- 160 до 400, 0, трициклические выше 350 - 4000
Как и для алканов им свойственны реакции замещения. По физическим и химическим свойствам нафтены близки к алканам: нафтены С 1 –С 2 газы, С 5– С 7 – жидкости, С 8 и выше – твёрдые вещества. Особую группу нафтенов составляют полициклические УВ, относящиеся к хемофоссилиям или реликтовым УВ, §Арены (ароматические УВ)-класс УВ , состоящих из шестичленных циклов с сопряжёнными связями с общей формулой Сn Н 2 n-p §(р = 6, 12, 14, 16, 18, 20, 24, 28, 30, 36). В нефтях представлены простейшим представителем этого класса –бензолом и его гомологами: бициклическими, три-, тетра- и другими полициклическими аренами. Ароматические УВ легко вступают в химические реакции ( нитрирования, сульфирования и др. ) Содержание аренов в нефтях колеблется от 10 до 50%, чаще всего 10 -25%. §По физическим свойствам арены отличаются от алканов и нафтенов более высокими значениями плотности, показателями преломления, температурами кипения и кристаллизации. Их особенностью является избирательная способность к растворению в некоторых веществах, на чём основано селективное извлечение аренов из сложных растворов и их лёгкая идентификация
Неуглеводородные соединения нефтей Помимо углеводородов в нефтях присутствует целый ряд других соединений. Асфальто –смолистая часть – тёмноокрашенное плотное вещество, обладающее циклической структурой, которое частично растворяется в бен – зине. Растворяющаяся часть – асфальтен, а нерастворимая -смола. В обеих частях присутствует кислород до 93% от общего количества в нефтях. По содержанию асфальто – смолистых веществ выделяются нефти малосмолистые (10%), смолистые (10 -20%) и высокосмолистые(>20%). Порфирины –сложные соединения, которые образовались из пигментов растительного (хлорофилл) и животного (гемоглобин) происхождения. Зольную часть нефтей составляет остаток после сжигания нефти: окислы железа, ванадия и никеля, дающие 60 -70% от общего количества золы.
Свойства нефтей Нефть –сложный природный коллоидный раствор УВ, в котором все свойства меняются в зависимости от состава и структуры входящих внеё компонентов. Плотность нефтей – наиболее важное свойство, величина которого колеблется от 0, 73 до 1, 04 г/см 3 от содержания в ней лёгких фракций, смол, асфальтенов, от количества и состава растворённых в ней газов. По плотности выделяют несколько классов нефтей: очень лёгкие – до 0, 8 г/см 3 тяжёлые -0, 88 – 0, 92 г/см 3 лёгкие - до 0, 8 -0, 84 г /см 3 очень тяжёлые – более 0, 92 г/см 3 средние - 0, 84 – 0, 88 г /см 3 С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насы – щении её углеводородными газами. Низкая плотность нефтей обусловлена преобладанием метановых УВ и низким содержанием смолисто –асфальтеновых компонентов. Вязкость – свойство нефти оказывать сопротивление перемещению её частиц под влиянием приложенной силы. Вязкость нефти меняется в широких пределах –от менее 0, 1 до 10 Па с. Нефть тем более текучая и подвижная, чем она легче. Наибольшей вязкостью обладают нафтеновые, затем ароматические и метановые нефти. Вязкость нефти растёт с увеличением в ней смолисто – асфальтеновых компонентов, с повышением температуры и повышением давления.
§ Существуют два вида вязкости: динамическая и кинематическая. § Динамическая вязкость - сила сопротивления перемещению слоёв жидкости площадью в 1 см 2 на 1 см со скоростью 1 см/с, измеряется в пуазах (пуаз = г/см 2 в системе СГС или в паскалях в секунду – в системе СИ). Па×с –сопротивление, оказываемое жидкостью при перемещении относительно друга двух слоёв площадью 1 см 2 каждый, находящихся на расстоянии 1 м со скоростью 1 м/с под действием приложенной силы. Динамическая вязкость воды -1 м×с. Величина, обратная ей, называется текучестью. Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости к плотности жидкости, измеряется в стоксах (Ст =см 2/сек =10 -4 м 2/с в системе СГС) или м 2/с – в системе СИ. Поверхностное натяжение – сила сопротивления жидкости увели чению своей поверхности. Для нефтей –это одно из важнейших свойств, определяющее их миграцию в недрах. В системе СИ оно определяется в дж /м 2. Также оно измеряется в Н/м (Ньютон на метр) или дин/см. Для нефти оно равно 0, 03 Н/м(дж/м 2) или 25 -30 дин/см; для воды 0, 07 Н/м, т. е. более в 2 раза меньше, чем у воды. Это определяет разные скорости их движения по капиллярам.
§ Температура застывания и плавления различных нефтей неоди – § § накова. За температуру застывания принимают такую, при которой охлаждённая в пробирке нефть не изменяет своего уровня при наклоне в 450. Чем больше в нефтях твёрдых парафинов, тем выше температура их застывания. С повышением содержания смол она снижается. § Растворимость нефтей в воде при обычных условиях ничтожно § § § § мала, но при температуре 2000 она резко возрастает в следующем порядке: алканы – нафтены – арены – смолы и снижается с увеличением минерализации воды. Нефть хорошо растворяется в УВ – ных и природных газах: в области повышенных давлений при большом объёме газовой фазы жидкие УВ растворяются в газе, переходя в парообразное состояние и образуя газоконденсат. Теплота сгорания - количество теплоты в калориях, которое выделяется при сгорании 1 кг нефти. Эта величина зависит от состава нефти и меняется от 10300 до 10800 ккал. С уменьшением плотности нефти она увеличивается.
§ Электропроводимость. Нефти являются диэлектриками, т. е. не § проводят электрический ток и обладают высоким удельным сопротивле – § нием (1010 -1014 ом). На этом свойстве нефтей основано применение в практике промысловой геологии электрокаротажа- способа измерения § сопротивления горных пород. § Оптические свойства нефтей. Оптическая активность нефтей зак§ лючается в её способности вращать плоскость поляризованного луча § вправо (известны и левовращающиеся нефти). § Люминесценция – холодное свечение под действием внешнего § облучения –свойство всех нефтей и продуктов их преобразования § На этом свойстве основан ряд методов исследования. § Способность преломлять световые лучи. Величина показателя § преломления зависит от содержания С и Н в гомологических § рядах: с увеличением числа атомов С показатель преломления § растёт: от метановых УВ (п = 1, 3575 -1, 4119) к ароматическим § ( у бензола п =1, 5011). § Температура кипения зависит от состава УВ: чем больше ато – § мов С входит в состав молекулы, тем выше температура кипения УВ.
Температура кипения углеводородов в Нафтеновые ТАБЛИЦА 1. 4 0 С Кол - во атомов углерода в молекулах Метановы е С 1 -161 - - C 2 -89 - - С 3 - 42 - - С 4 - 12 (-0, 5) - - С 5 9 -35 49 - - - С 6 50 -69 72 -81 - - - С 7 79 -98 88 -103 - 111 - С 8 99 -126 105 -132 - 136 -144 - С 9 122 -151 133 -157 166 -169 152 -156 - С 10 137 -174 162 -180 185 -194 167 -205 217 С 11 162 -196 175 -201 - 186 -231 241 -245 С 12 178 -216 193 -229 - 291 -263 252 -267 с одним циклом с двумя циклами Ароматические с одним циклом с двумя циклами
Таблица 1. 5 Молекулярный вес фракций нефтей № п/п § Фракция 0 С Молекуляр – № ный вес п/п Фракция 0 С Молекуляр – ный вес 1 До 1600 100 -106 6 400 -4259 281 -305 2 160 -2000 124 - 137 7 425 -4500 310 -328 3 220 - 2700 158 -172 8 450 - 4750 333 - 379 4 300 - 3259 210 -229 9 500 -5250 379 -410 5 375 - 4000 265 - 284
§ § 1. 4 Классификация нефтей § Существуют многочисленные классификации нефтей, основанные на их § химическом составе, генетических особенностях и технологических свойствах. § Химические кпассификации нефтей Эти классификации основаны на- УВ ном составе отдельных фракций нефти т. е. преобладании УВ того или иного состава. По классификации Грозненского нефтяного НИИ выделяют 6 классов нефтей. классифи Метановые Метано – нафтеновые Нафтено – метано - ароматические Нафтено– ароматические А. А. Петровым предложена химическая типизация нефтей на основе газово–жидкой хроматографии, по которой все нефти нефтегазоносных бассейнов России разделены на две группы: категории А и Б. В зависимости от относительно концентрации нормальных и изопреноидных алканов в нефтях А и от наличия или отсутствия последних в нефтях Б, нефти каждой категории разбиваются на два типа: А 1, А 2, Б 2 и Б!. В таблице 1. 6 приведены пределы изменения и наиболее часто встречающиеся значения группового состава для нефтей. .
Групповой состав нефтей различных химических типов фракций 200 -4300 С(%) Углеводороды Типы нефти А 1 А 2 Б 1 Б 2 Алканы норма ные, изопрено – идные 15 -60(25 -50) 10 -30(15 -25) 5 -25(8 -12) 0, 5 -5(1 -3) 0, 05 -6(0, 5 -3) 1 -6(1, 5 -3) 5 -30(10 -25) 0, 5 -6(0, 2 -3) 4 -10(6 -10) Циклоалканы 15 -45(20 -40) 20 -60(35 -55) 20 -70(50 -65) Ароматические 10 -70(20 -40) 15 -70(20 -40) 20 -80(20 -45) 25 -80(25 -50) Примечание: В скобках приведены наиболее часто встречающиеся значения
§ Генетические классификации нефтей § В основу генетической классификации нефтей положены закономерности § состава и молекулярно –массового распределения в нефтях хемофос – силий , так называемых реликтовых УВ, которые незначительно меняют§ ся в процессах катагенеза и биодеградации. Они могут нести информа – § цию об исходном материнском веществе и использоваться в качестве § корреляционных параметров при реконструкции условий осадконакопле – § ния для определения диагенетических обстановок и степени катагенети – § ского преобразования и зрелости органического вещества. § хемофоссилии состоят из двух групп: неуглеводородные соединения § и углеводородные. УВ –н-алканы и изоалканы, циклические изопренои § ды – стераны (С 27 –С 35), обнаруженные в битумоидах РОВ пород, продук§ тах деструкции керогена, нефтях и их производных. К неуглеводородным § хемофоссилиям относятся тетрациклические азотосодержащие органи – § ческие соединения. § Важным свойством реликтовых УВ является их гомологичность: т. е. это § серия гомологов, основу которой составляет общая структурная группа. § Кроме того, они отличаются высокой концентрацией в нефтях.
По исходному ОВ (возможму составу РОВ пород) По степени преобразования В диагенезе Типы Признак типа Групп ы Признак группы В катагенезе Виды Признак вида В 1 Фитопланктон преоб – ладает над зоопланктоном, . остатков выс растений - незначи тельное количество (сапропелиты и гумитосапропелиты_) Д 1 Слабое преобразование в анаэ – робной фазе (q< 30%) К 1 Низкая степень преобразования РОВ В 2 Повышенное содер – жание зоопланктона; Остатки высших растений отсутствуют (сапропелиты). Д 2 Сильное преобразование в анаэробной среде(q>30%) К 2 От низкой до средней степе – ни преобразования РОВ В 3 Фитопланктон и ос татки высших рас – тений(сапропелито – гумиты) К 3 Средняя степень преобразования РОВ
§ Геохимические классификации основаны на геохимическом типе нефтей. Например, классификация В. С. Соболева для платформенных нефтегазоносных провинций, в которой различные типы нефтей выделя – ются по видам миграции, условиям залегания в разрезе и по времени § формирования основных залежей. § Кроме того, все нефти делятся: § По содержанию серы - на 3 класса: § § § § 1 - малосернистые (не более 0, 5%); 2 - сернистые (0, 5 – 2%); 3 - высокосернистые ( более 25%); § § По содержанию фракций, возгоняющихся до 3500 С-на 3 типа: 1 – Т 1 - не менее 45%; 2 – Т 2 – 30 – 44, 9%; 3 - Т 3 – не менее 30; По потенциальному содержанию масел - на 4 группы: 1 – М 1 – не менее 23% в расчёте на нефть; 2 – М 2 – 15 -25% в расчёте на нефть и не менее 45% -на мазут; 3 – М 3 - 15 -25% в расчёте на нефть и 30 - 45% - на мазут; 4 – М 4 - менее 45% в расчёте на нефть;
§ По качеству массы, оцениваемому индексом вязкости на - 2 § подгруппы: 1 - И 1 - индекс вязкости выше 85; 2 - И 2 -индекс вязкости 40 -85; По содержанию парафина – на три вида: 1 – П 1 – малопарафиновые (не более 1, 5%); 2 – П 2 - парафиновые (1, 51 – 6%); 3 – П 3 – высокопарафиновые ( более 6%); Технологические классфикации основаны на показателях, характеризующих нефть, как сырьё для производства нефтепродуктов. Они служат для выбора рациональной схемы переработки нефти и прогнозирования ка – чества последних. Разработана технологическая классификация, делящая нефти на 3 типа (Т 1, Т 2, Т 3) – по выходу фракций, возгоняющихся до 3500 С; 4 группы (М 1, М 2, М 3, М 4) – по потенциальному содержанию базовых масел; 2 подгруппы (И 1, И 2) – по индексу вязкости базовых масел; 3 вида (П 1, П 2, П 3) по содержанию парафина в нефти. В целом нефть характеризуется шиф – ром, составляемым последовательно из обозначения класса, типа и группы, подгруппы и вида, которым соответствует данная нефть.
§ § § § § 1. 5 Углеводородные газы, их свойства и состав Углеводородные газы (УВГ) являются потенциальными спутниками нефти. В газовой фазе природные УВГ могут существовать в свободном состоянии в виде газовых шапок в нефтяной залежи, либо, будучи растворёнными в нефти, составляют её газовую фракцию. УВГ являются частью природных газов, которые находятся на Земле в различном состоянии: свободные - в атмосфере ; растворимые – в водах; сорбированные, окклюдированные – в горных породах; в виде твёрдых растворов – газогидратов. Из- за многообразия типов природных газов, их широкого распространения, различия в образовании, форм нахождения в природе, миграционных спо – собностей, вопросы их генетической классификации очень сложны. Впервые классификацию газов предложил В. И, Вернадский(1912). Он раз – делил газы по разным признакам: 1. По морфологии газов (их состоянию в земной коре): - газы, содержащиеся в порах горных пород; - газы свободные (атмосферные); - газовые струи – вулканические, тектонические, поверхностные; - газовые испарения; - жидкие растворы газов ( газы, адсорбированные горными породами и - минералами.
§ 2. По истории природных газов: § - газы земной поверхности; § - газы, связанные с высокой температурой; § - газы, проникающие через земную кору; § 3. По химическому составу (только для тектонических газов): § - азотные, углекислые, метановые, § - водородные газовые струи, § - водяные газовые струи (для глубинных зон земной коры, где вода нахо § дится в парообразном состоянии). § В. А. Соколовым предложена классификация природных газов, основанная на условиях их нахождения в природе, химическом составе и происхож § дении. В каждом типе газа приводится его основной состав, важнейшие прммеси и происхождение. Всё многообразие газов определяется, преж – § де всего, характером исходных природных систем и условий их дегаза – § ции и сепарации (табл. 1. 8)
§ Таблица 1. 8 § Типы природных газов земной коры Природная система Дегазация или сепарация Самопроизвольная (спонтанная) Принудительная Подземный газ (пластовый Свободный газ Газ дегазации и дебутани зации сырого конденсата Пластовая нефть Нефтяной газ Газ глубокой стабилизации нефти Газогидратный газ Водорастворённый газ Природные газы открыто-трещинного пространства Газы закрытых пор, окклюдированные, сорбированные Природная вода Горная порода
§ Свойства углеводородных газов § Природные углеводородные газы состоят , в основном, из метана с примесью его тяжёлых гомологов: этана, пропана и бутана. Иногда в небольших количествах в газовых залежах присутствуют пары пентана и § гексана, в газовых шапках – пары жидких углеводородов, более тяжёлых, § чем гексан. УВ- газы содержат также и неуглеводородные компоненты: § углекислый газ, азот, сероводород, инертные газы. § Газы, состоящие, в основном, из метана(более 85%), с низким содержанием этана(10%), практическим отсутствием пропана и бутана § называются сухими. Пластовый газ метанового состава с незначитель – § ным количеством тяжёлых УВ называется тощим, а с большим количе – § вом – жирным. Для характеристики УВ состава газов применяется § коэффициэнт сухости – это соотношение содержания метана к сумме § его гомологов – СН 4/С 2 Н 6+высшие. § Плотность газов – масса вещества в единице объёма( г/см 3) или отноше – § ние молекулярной массы в молях к объёму моля – р =М/22, 4 л. Плотность § метана -7, 14× 10 -4, бутана- 25, 93× 10 -4, , диоксида углерода -19, 63× 10 -4 г/см 3.
§ Молекулярный вес газов – сумма весов атомов, входящих в состав молекул. Так, молекулярный вес этана(С 2 Н 6) составляет § 12× 2+1, 01× 6= 30, 06, где 12 – атомный вес углерода, а 1, 01 – атом – § ный вес водорода; молекулярный вес пропана(С 3 Н 8) =12× 3 +1, 06× 8= § 44, 08; бутана(С 4 Н 10) - 12× 4 +1, 06× 10=58, 60; § Вязкость газов – внутреннее трение, возникающее при движении § § газа. Количественно она характеризуется коэффи циэнтом вязкости - ћ- и очень мала, в сотни раз меньше, чем у воды. Различают абсолютную и кинематическую вязкость. Вязкость газа находится в прямой зависимости от температуры и давления, с повышением которых она увеличивается. § Эффузия газов – способность газов мигрировать при небольших § перепадах давления через поры и трещины горных пород путём § фильтрации и всплывания, даже в породах, обладающих очень низкой проницаемостью. Проявление эффузии на поверхности § наблюдается в виде сухих газовых источников – газовых струй.
§ Диффузия газов – свойство взаимного проникновения при сопри § косновении газа в газ, в жидкость или твёрдое тело, что вызывается, в основном, разностью концентрации вещества и протекает в § направлении от большей концентрации к меньшей. С повышением § температуры диффузия увеличивается. При соприкосновении газа с § жидкостью происходит абсорбция – т. е. растворение в жидкости. § Растворимость – способность газа растворяться в воде, нефти, на § чём основана диффузия газов через жидкость. Отношение объёма рас – § творённого газа к объёму жидкости при постоянной температуре называ – § тся коэффициэнтом растворимости. Растворимость УВ – газов в § нефти значительно выше, чем в воде. Например, метан в нефти раство§ ряется в десять раз больше, чем в воде.
Лекция 3 Нефтегазоносные фации и формации § Классификационные таксоны § Фация – совокупность пород, образовавшихся в определенных палеографических условиях. Например, глинистая фация умперенно-глубоководного шельфа, или известково-глинистая фация барьерного рифа § Формация (по В. В. Белоусову) – комплекс фаций осадочных толщ, соответствующий определенной стадии генетического цикла и определенной геотектонической зоне. Например, континентальная красноцветные терригенная формация, или карбонатная формация открытого шельфа § Нефтегазоносный комплекс - НГК (по А. А. Бакирову) – литолого-стратиграфические комплексы, состоящие из нескольких формаций или их частей. Подразделяется на три толщи: нижняя – нефтематеринская, средняя – породыколлекторы, верхняя – породы-покрышки
§ РНГК – региональный нефтегазовый комплекс представляет собой совокупность НГК, § § § § сформировавшихся в региональной геотектонической структуре в течение конкретного геологического времени и содержащий определенный вид углеводородов (УВ). Например на Сибирской платформе А. Н. Иванов и Л. А. Рапацкая выделяют: Рифейско-вендские нефтегазоносные комплексы Байкитской антеклизы Сибирской платформы Венд-раннекембрийские нефтегазоконденсатные комплексы Непско-Ботуобинской антеклизы Сибирской платформы Пермско-мезозойские газоносные комплексы Вилюйской синеклизы Предверхоянского прогиба Сибирской платформы Мезозойские нефтегазоносные комплексы Енисейско. Хатангского палеорифта Неогеновый нефтегазоносный комплекс о. Сахалин и прилегающей Охотоморской плиты Неогеновый нефтегазоносный комплекс Магадано. Западнокамчатской депрессии Кайнозойский перспективный газоносный комплекс оз. Байкал
§ § Главная причина появления в геологической литературе понятий «фация» и «формация» заключается в том, что в одно и то же время, но в разных геотектонических обстановках формируются различные по составу и строению комплексы пород. Первоначальное развитие учения о фациях получило в связи с возникновением науки палеогеографии и палеогеографических методов в геологии для воссоздания (реконструкции) земных ландшафтов (на суше и в море) в период накопления осадков, иначе говоря, реконструкции условий осадконакопления. Многие комплексы осадков включают в себя или сами являются полезными ископаемыми: каменные угли, нефть, железные руды, каменная и калийная соли. Таким образом, учение о фациях и формациях, как более масштабных, чем фация, комплексах пород, имеет как научное, так и важное прикладное значение. Наш великий соотечественник М. В. Ломоносов в своей книге «О слоях земных» (1758) предопределил важнейшие принципы выделения фаций с учетом состава пород и условий их образования задолго до появления самого термина «фация» в современном его понимании. В 1839 г. А. Грессли применил термин «фация» для обособления совокупности более или менее однородных пород в одновозрастных отложениях по горизонтали в пределах слоя, или по вертикали. В этом понимании фация используется и в современной литературе с изменениями и дополнениями применительно к новым геологическим парадигмам, хотя предлагаются и различные новые определения. В работах по нефтяной геологии чаще всего используется определение фации по Г. Ф. Крашенинникову [1, 3]: фация – это комплекс отложений, отличающийся составом и физико-географическими условиями образования от соседних отложений того же стратиграфического интервала.
§ В 1839 г. А. Грессли применил термин «фация» для обособления совокупности более или менее однородных пород в одновозрастных отложениях по горизонтали в пределах слоя, или по вертикали. В этом понимании фация используется и в современной литературе с изменениями и дополнениями применительно к новым геологическим парадигмам, хотя предлагаются и различные новые определения. В работах по нефтяной геологии чаще всего используется определение фации по Г. Ф. Крашенинникову [1, 3]: фация – это комплекс отложений, отличающийся составом и физикогеографическими условиями образования от соседних отложений того же стратиграфического интервала.
§ § При изучении условий образования фаций, удобнее проследить современные фации, поскольку в них удается, хотя бы частично, видеть непосредственно сам процесс накопления осадков. Однако в геологической практике приходится иметь дело с фациями ископаемыми, погребенными, которые перешли в ископаемое состояние и преобразовались в геологические тела. Изучение современных фаций помогает восстановить условия накопления ископаемых фаций исходя из принципа актуализма: «нынешнее – ключ к пониманию прошлого» . При этом необходимо помнить, что некоторые типы фаций, имевшие широкое распространение в докембрии, в настоящее время не образуются. Это, прежде всего, мощные толщи железистых кварцитов (джеспилиты), хемогенных известняков, органогенных доломитов, яшм и др. Изучение ископаемых фаций – процесс многоступенчатый. Непосредственному наблюдению доступны лишь состав пород, их структурно-текстурные особенности, взаимоотношения с другими соседними разновидностями пород, органические остатки, наложенные процессы диагенеза и метаморфизма, тектонические деформации. Условия образования осадков непосредственно пронаблюдать нельзя по понятным причинам – процесс протекал в глубокой древности: десятки, сотни и даже тысячи миллионов лет назад. Эти условия необходимо смоделировать на основе тех данных, которые можно пронаблюдать или рассчитать. Такая модель определяется реконструкцией тех условий, которые необходимы исследователю: – реконструкция физико-географических условий осадконакопления; § § § – палеотектонические реконструкции; – палеогеографические реконструкции; – палеогеохимические реконструкции и многие другие. § Основная задача фациального анализа при поисках на нефть и газ – это вычленение в разрезе осадочных пород тех фаций, которые благоприятны для накопления и захоронения нефтематеринских осадков и в которых распространены породыколлекторы и породы-покрышки, образующие ловушки неструктурного и структурного типов. В зависимости от физико-географической среды осадконакопления различают морские и континентальные фации, и фации переходного типа. При их характеристике использованы материалы А. В. Наливкина, Г. Ф. Крашенинникова, Б. К. Прошлякова, В. Г. Кузнецовой, Р. Кюнена и других, скомпилированные в работе А. А. Бакирова и А. К. Мальцевой [1]. § §
§ § Основная задача фациального анализа при поисках на нефть и газ – это вычленение в разрезе осадочных пород тех фаций, которые благоприятны для накопления и захоронения нефтематеринских осадков и в которых распространены породыколлекторы и породы-покрышки, образующие ловушки неструктурного и структурного типов. В зависимости от физико-географической среды осадконакопления различают фации § § § морские континентальные фации переходного типа. § Морские фации § В зависимости от глубины бассейна осадконакопления различают следующие фации: прибрежного шельфа (литоральная зона); мелководной (неритовой) части шельфа; умеренно глубоководной (неритовой) части шельфа; глубоководных (батиальные и абиссальные) зон моря Фации прибрежных частей шельфа образуются на глубинах моря до 30 м. Здесь активно проявляются действия прибоя, приливов и отливов. У пологих берегов моря ширина зоны может достигать несколько километров. Вследствие высокой механической активности воды происходит сортировка и обработка (окатывание) обломочного материала. В этой зоне накапливаются песчаники с характерной косой слоистостью. Примесь глинистых частиц незначительна. Алевритовые и глинистые осадки плохо отсортированы и всегда содержат песчанистый материал. Карбонатные отложения редки. Чаще всего это органогенные или переотложенные известняки. § §
§ Наибольший интерес представляют геологические тела, образовавшиеся в зонах приливов вследствие перемещения обломочного материала от моря к суше. Это песчаные валы, называемые барами. Бары располагаются параллельно береговой линии моря и имеют огромную протяженность. Нижняя поверхность баров плоская, а верхняя выпуклая, овальная. После захоронения баров в результате трансгрессии, в них может образоваться неструктурная ловушка, потому что бары слагаются породамиколлекторами с высокой активной пористостью. В случае залегания на них мощных экранов (пород-покрышек) нередко образуются месторождения нефти и газа. В качестве примеров можно назвать месторождение нефти Литл-Ривер в меловых отложениях свиты Дакота (США) и Колотовское месторождение нефти и газа, приуроченное к тульскому горизонту Рязано-Саратовского прогиба. Помимо баров, породы-коллекторы значительных мощностей накапливаются в пляжных отложениях, а также в песчаных валах и грядах ниже уровня моря. Эти толщи по простиранию обычно сменяются глинистыми отложениями, которые являются естественными литологическими экранами, ограничивающими ловушки с боков. Покрышки же могут образоваться при благоприятных трансгрессивных условиях, вследствие захоронения этих пород флюидоупорными породами
§ Фации мелководных частей шельфа неритовой зоны образуются на глубинах до 100 м. Здесь также отмечается высокая гидродинамическая активность вод, сопровождающаяся перемещением огромного количества рыхлого материала, взмучиванием осадков, обогащением воды кислородом воздуха и развитием обильной органики. Рыхлый песчанистый материал осадков отсортирован хуже, чем в литоральной зоне, но лучше, чем в дельтах или других частях моря. Распространены каолиновые и монтмориллонитовые глины с примесью песчанистого материала. Из карбонатных пород преобладают органогенные, образующие различного типа рифовые постройки в мелких частях моря. В мелководных частях шельфа накапливаются мощные, хорошо выдержанные по простиранию толщи коллекторов, к которым приурочены основные залежи нефти и газа в крупнейших провинциях мира, таких как Западно-Сибирская или Предкавказско-Крымская. § Для рифообразования благоприятны теплые моря с невысокой соленостью вод, скальным основанием и компенсированным прогибанием дна, когда скорость роста рифовых построек совпадает со скоростью тектонического проседания дна бассейна. Мощность рифов изменяется от первых, до многих сотен метров и даже более километра. Длина может достигать сотен километров. Территориально они всегда совмещены с фациями мелководных частей шельфа, и сами составляют их неотъемлемую часть. Различают береговые, барьерные и краевые рифы (рис. 4. 1).
§ § § Береговые рифы тяготеют к берегу, располагаясь прерывистыми грядами параллельно береговой линии на расстоянии десятков метров от береговой линии. Как правило, с той и другой стороны к ним примыкают терригенные породы прибрежных фаций, часто обогащенные обломочным материалом разрушенных рифовых построек. Барьерные рифы располагаются по краям мелководных частей, как бы изолируя их от более глубокого шельфа, образуя барьер. Отсюда и название этих рифов. Фации коралловых рифов сменяются по направлению к берегу лагунными фациями, а со стороны моря – скальными или обломочными предрифовыми отложениями, которые далее переходят в более глубоководные осадки, в том числе батиальные илы. Краевые рифы трассируют уступ континентального склона, располагаясь на границе шельфа и открытого глубокого моря. Около краевых рифов предрифовые и зарифовые фации, типичные для барьерных рифов, не выделяются. Они как правило окружены однородными карбонатнотерригенными отложениями. Глинистые отложения обычно перекрывают породы-коллекторы мелкого шельфа, в том числе и рифовые постройки. При этом надежными покрышками не являются, поскольку всегда содержат значительное количество песчаной примеси. Надежные породы-покрышки накапливаются в случае длительных трансгрессий моря. Рифогенные фации являются породами-коллекторами с очень высокими свойствами. Открытая пористость в них достигает 35 %, проницаемость до 1 км, коэффициент нефтегазонасыщенности – 0, 9 и выше.
§ Фации умеренно-глубоководных частей шельфа неритовой зоны моря § § накапливаются на глубинах до 200 м, реже до 400 м. Для этих глубин характерна слабая гидродинамическая активность вод, поэтому перенос осадков по дну волочением исключен. Здесь перемещение осадков происходит во взвешенном состоянии, что способствует накоплению мелкозернистого терригенного материала, хорошо выдержанного на больших площадях, типичного для умеренно -глубоководных шельфов. В разрезах преобладают фации гидрослюдистых и монтмориллонитовых хорошо отмученных глин с незначительной примесью алевритового материала. Из органических осадков встречаются лишь планктоногенные разновидности: карбонатные – фораминиферовые известняки, кремнистые-диатомиты и опоки. Все эти породы относятся к стойким надежным покрышкам. В этой части шельфа особый интерес вызывают отложения подводных течений, с которыми связано накопление пород -коллекторов и образование хорошо экранированных ловушек. Отложения морских течений по своему гранулометрическому составу вполне сопоставимы с отложениями речных потоков. Примерами высокопродуктивных отложений могут служить газоносные песчаники хадумского горизонта (Ставропольский край), характерные производные морских течений, прослеживающиеся на сотни километров по простиранию. Карбонатные коллекторы характеризуются низкими коллекторскими свойствами из-за низкой пористости пород. Исключение составляют трещиноватые разновидности, в которых первичное поровое пространство резко наращивается трещинами, особенно если по ним развиты каверны. В то же время в умеренноглубоководных условиях шельфа формируются мощные толщи пород-покрышек, достигающих мощности в несколько сот метров, типичных, в частности, для нефтегазоносных провинций Сибири. Широкое развитие в разрезах неритовой зоны планктона, наличие в них битуминозных пород и горючих сланцев дают возможность предположить их высокие нефтегенерирующие качества.
§ Глубоководные фации батиальных и абиссальных зон моря образуются при глубине дна бассейна осадконакопления более 400 м. Волновое перемешивание вод осуществляется только в верхней части водных масс. Аэрация вод затруднена. Перенос вещества возможен только в растворенном или взвешенном состоянии. Механическое перемещение осуществляется морскими течениями и мутьевыми потоками в каньонах, пересекающих континентальные склоны, или оползнями на крутых склонах. На долю глин в таких отложениях приходится более 60 % терригенного материала. Песчанистый и еще реже гравийный материал накапливается лишь по внешней границе шельфа. Но в случае оползневых явлений по каньонам он может увлекаться на значительные глубины. Поэтому в отложениях глубоководных каньонов доля гравия, гальки и песка может составлять 25 – 30 % объема отложений. Характерны высококачественные покрышки, формирующиеся как в батиальных, так и в абиссальных зонах. В целом же они не благоприятны в качестве нефтематеринских толщ.
§ Фации, переходные от континентальных к морским § К этому типу фаций относятся отложения лагун, лиманов, эстуариев и фации дельт. Для них характерен пестрый состав, прерывистость и невыдержанность по простиранию и в разрезе, значительный объем зоо- и фитогенных органических остатков. § Фации лагун и лиманов образуются в прибрежных мелководных частях моря, отшнурованных от него косами или барами. Отложения лиманов, накапливающиеся в полуизолированных устьях рек, залегают на дельтовом или русловом аллювии, т. е. на континентальных отложениях рек. Лагунные отложения залегают на осадках морских фаций. Приливно-отливные явления в этих бассейнах оказывают малое влияние на характер отложений. § Фации эстуариев. Эстуарии – открытые заливы устьев рек. Здесь геологическая деятельность прибоя, приливов и отливов велика и накопление крупнообломочного материала – явление обычное. Древние, погребенные под надежными экранами отложения лиманов и эстуариев, иначе говоря, аллювиальные отложения устьев рек, представляют собой перспективные ловушки достаточно крупных размеров. Так, по данным американских геологов в раннемеловых аллювиальных отложениях этого типа известны залежи длиной до 5 км, шириной более 1 км, при мощности до 15 м.
§ Фации дельт накапливаются непосредственно в устьях рек и прилегающих частях открытого моря. Верхняя часть таких отложений, тяготеющая к континенту, называется надводной, а нижняя – подводная, или авандельта. Если снос рыхлых отложений значителен, а тектоническое опускание дна медленное – накапливаются надводные части дельты. Когда скорость накопления осадков компенсируется такой же скоростью опускания дна прибрежного моря, могут накапливаться мощные толщи аллювия и в надводной, устьевой, части дельты, и в авандельте. При активной трансгрессии, когда скорость погружения дна бассейна значительно превышает скорость накопления осадков, образуются эстуарии, глубоко вдающиеся в континент. В этом случае дельта сильно удлиняется или исчезает вообще. § Суммарные коллекторские свойства дельтовых отложений высокие, хотя в разрезе и по площади развития весьма изменчивы. Наиболее благоприятные коллекторы, образующиеся в надводной части дельт, тяготеют к русловым протокам (русловый аллювий), а в подводной – это пляжи, бары и песчаные косы. Породы-покрышки – глинистые отложения дельт. § Площади, занимаемые дельтами, огромны и составляют десятки и сотни квадратных километров. Например, суммарная площадь совмещенных дельт рек Янцзы и Хуанхэ в Китае превышает 500 000 км 2. В древних, погребенных, дельтах (палеодельтах) выявлены тысячи месторождений нефти в Западной Сибири, Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, на Аляске, штате Техас США и др. Их суммарные запасы составляют более 5, 3 млрд т нефти и 2 трлн т газа.
§ § § Континентальные фации Среди континентальных отложений преобладают обломочные породы, коры выветривания и растительные остатки, накапливающиеся в межгорных впадинах, на склонах, по долинам и руслам рек, в озерах и болотах и другие. Под воздействием экзогенных процессов происходит разрушение горных пород и выравнивание рельефа. Главные механизмы разрушения – химическое и физическое выветривание (элювиальные фации) и механическое разрушение под действием текучих вод (аллювиальные фации). Элювиальные фации относятся к коре выветривания горных пород, когда наступает длительный перерыв в осадконакоплении, т. е. происходит осушение континента, вследствие трансгрессии, и его разрушение. Процессы разрушения вызывают выравнивание рельефа, в более общем виде – денудацию – сглаживание континентов. Поверхность, подвергшаяся выветриванию, характеризуется появлением структурного элювия, т. е. пород, структурно-текстурные особенности которых сохранились, а минеральный состав замещен гипергенными минералами (каолинит, монтмориллонит, гидрослюды, гидроокислы железа и др. ). Глинистые минералы с разрушаемой поверхности и из трещин в породах вымываются, частично выносятся они и из рыхлого обломочного материала. Поэтому коллекторы коры выветривания отличаются высокой эффективной пористостью. Обычный тип ловушек коры выветривания литологостратиграфический, так кора выветривания всегда трассирует собой стратиграфическое несогласие (перерыв осадконакопления). Перекрывающая же покрышка представляет собой литологическое ограничение. В Западной Сибири, с корой выветривания доюрского субстрата связано около сорока довольно крупных залежей нефти. Известны они и на Сибирской платформе в коре выветривания рифея (базальный нефтегазоносный горизонт) и, реже, в дорифейском фундаменте Лено-Тунгусской НГП.
§ Аллювиальные фации характерны для поверхностных текучих вод, хотя главным местом скоплений этого материала является шельф. 99 % терригенного материала, поступающего в моря, приносится реками. Значительная часть отлагается в руслах и днищах речных долин (русловый аллювий) и в долинах рек (пойменный аллювий). Вблизи бортов речных долин со склонов сносится обильный неокатанный и не отсортированный делювиальный материал, который чередуется с аллювием, образуя зубчатые замки, и в целом экранирует аллювий с боков. Русловый аллювий, хорошо отмытый от глинистого материала, обладает высокими коллекторскими свойствами (пористость от 5 до 20 %; проницаемость от тысячных долей до первых единиц квадратных микрометров), что обеспечивает высокие дебиты нефти в перспективных палеоруслах рек. Так, дебиты нефти из скважин пенсильванских песчаников штата Кентукки в США достигали 140 т/сут. Подобные залежи известны в Поволжье, Западной Сибири, Тимано. Печорской НГП и др. Залежи такого типа считаются вторичными. Нефтегазоматеринскими при этом являются подстилающие толщи. § Впервые залежи нефти и газа в палеорусловых песчаниках открыл в 1913 г И. М. Губкин в Нефтяно-Ширванском районе. Он назвал такие залежи рукавообразными или шнурковыми.
§ Фации озер и болот. Характер озерных отложений определяется § § § § § размерами и глубиной озера, климатическими условиями и зависит так же от формы озера, рельефа местности окружающей территории и состава размывающихся пород В условиях гумидного климата образуются пресные проточные озера, в которых происходит накопление обломочного материала. На месте озер при теплом, влажном климате и обилии растительности часто формируются болота. Они возникают также в речных долинах при образовании стариц, в дельтах при затухании речной деятельности, в лагунах. При аридном климате на континентах получают развитие бессточные озера с угнетенной органической жизнью. В таких озерах, с накоплением терригенных осадков, идет карбонатно – и соленакопление. Диагностическими признаками толщ, накопившихся в озерных условиях, являются: расположение между аллювиальными толщами или ограничение плоскостями эрозионных несогласий; большая степень выдержанности по сравнению с аллювиальными образованиями; присутствие пресноводных организмов, развивавшихся в условиях резкой смены обстановки, что привело к резкому изменению видов и обеднению их видового состава; содержание минералов-солей континентального происхождения; обеднение пресноводных карбонатных отложений, по сравнению с морскими, изотопом 13 С; сходство по типу слоистости с морскими прибрежными отложениями и отличие от аллювиальных отложений и ряд других особенностей
§ Озерные фации гумидного климата благоприятны для накопления органического вещества, преимущественно сапропелевого типа. Высокая биологическая продуктивность устанавливается для озер относительно неглубоких, хорошо прогреваемых. Тонкозернистый состав отложений, небольшая гидродинамическая активность вод способствуют созданию восстановительной обстановки в придонном слое, а относительно большие скорости осадконакопления – захоронению образующегося органического вещества. § В болотных фациях происходит накопление громадных масс органического вещества, преимущественно гумусового состава. Именно здесь впоследствии образуются каменные угли лимнического типа. § Озерное происхождение имеют сапропелиты эоценовой формации Грин –Ривер в США. Одноименная НГО занимает юго-восточную часть штата Вайоминг. Стратиграфический разрез нефтегазоносных отложений охватывает толщу пород от кембрия до плиоцена. Среди палеоген-неогеновых отложений широко распространены болотные образования, представленные углистыми и горючими сланцами и мелкозернистыми песчаниками. Небольшие залежи нефти встречаются в линзах песчаников палеоцена и эоцена.