Федерална бюджетна държавна образователна институция за висше професионално образование. III

Геология

Бележки от лекции

Видове нефтени и газови провинции, региони и зони на натрупване на нефт и газ.

провинции

Район за нефт и газ

Зона за натрупване на нефт и газ

Концепцията за "резервоарна скала".

Видове празно пространство.

Общи закономерности на разпространение на натрупванията на нефт и газ в земната кора.

Нефтогазоносно геоложко райониране на територията.

Концепцията за "скала-гума" и класификация на непромокаемите уплътнения според района на разпространение.

Миграция, диференциация, натрупване на въглеводороди.

Химичен състав и физични свойствагазове.

Химичен състав и физични свойства на маслото.

Теригенни резервоари.

Гуми със сол и сулфат.

Видове пропускливост и методи за нейното определяне.

Първична и вторична порьозност.

Неорганични и органични теории за произхода на нефта и газа.

Елементи на депозит (на примера на купол на резервоар).

Видове порьозност.

Глинени и карбонатни печати

Промяна на свойствата на резервоара с дълбочина.

Класификация на резервоарните скали.

естествен резервоар. Видове естествени резервоари

Какви фактори определят резервоарните свойства на скалите.

Концепцията за "капан за нефт и газ". Видове капани по произход.

Концепцията за "находище" и местоположението на нефт и газ.

Класификация на депозитите

Миграция на нефт и газ. Видове миграция.

Фактори, предизвикващи миграция на въглеводороди.

Унищожаване на въглеводородни залежи.

Диференциално улавяне на нефт и газ.

Класификация на флуидните уплътнения по литоложки състав.

Етапи на превръщане на органичните вещества във въглеводороди.

Тимано-Печопска провинция. Характеристика на основните находища.
^ 1. Видове нефтени и газови провинции, региони и зони на натрупване на нефт и газ.

провинции- това е една геоложка провинция, която съчетава съседни нефтени и газови райони със сходни геологични характеристики, включително стратиграфски основни находища в участъка (нефтени и газови комплекси).

Според стратиграфската възраст на продуктивните находища нефтените и газови провинции се подразделят на палеозойски, мезозойски и кайнозойски нефтени и газови натрупвания.

^ Район за нефт и газ

^ Зона за натрупване на нефт и газ

В зависимост от генетичния тип на компонентите на капаните, зоните на натрупване на нефт и газ се разделят на структурни, литоложки, стратиграфски и рифови.

Принадлежат нефтени и газови провинции, региони и зони за натрупване на нефт и газ регионален, а находища - до местеннатрупвания на нефт и газ.
^ 2. Концепцията за "резервоарна скала".

колекционери. теригенен карбонат

гранулиран или порест фисура(всякакви скали) И кавернозен(само карбонатни скали).

Добри резервоари са пясъците, пясъчниците, кавернозните и напуканите варовици и доломитите.
3. Видове празно пространство.

Има следните видове празнини:

пори между зърна от кластични и някои карбонатни скали, поради текстурните характеристики на тези скали.
порите на разтваряне (излужващи каверни) се образуват в резултат на циркулацията на подпочвените води главно в скалите.
пори и пукнатини, които възникват под въздействието на химични процеси (процесът на доломитизация е превръщането на варовика в доломит, придружено от намаляване на обема).
кухини и пукнатини, образувани в резултат на атмосферни влияния.

пукнатини от тектонски произход
4. Общи закономерности на разпространение на нефт и газови натрупвания в земната кора.

99,9% от депозитите са ограничени до седиментни натрупвания на депозити и находища.
Те са групирани в зони за натрупване на нефт и газ, чиято съвкупност образува нефтени и газови зони, обединени в големи нефтени и газови провинции. Проучването на условията за възникване на нефт и газ показва, че в находищата могат да се появят няколко вида находища едновременно.
Наблюдава се зониране в местоположението на нефт и газови натрупвания (регионални и зонални)
- Вертикална зоналност. В горната част на разреза, до дълбочина 1,5 km, те съдържат предимно газови натрупвания (1,5–3,5 km), запасите на газ намаляват с дълбочина, а запасите на нефт нарастват. По-нататък (повече от 4-5 км) отново има увеличение на газовите запаси и намаляване на съдържанието на нефтени запаси (газови кондензатни находища).

Образуване на UV/V на различни фазови състояния в различни геохимични зони
Повишен миграционен капацитет на газа в сравнение с петрола
Процесът на превръщане на нефта в метан на големи дълбочини под въздействието на високи температури

Хоризонтална (регионална) зоналност.Пример: Всички петролни залежи на Предкавказие са концентрирани в източната част на този регион, а находищата на газ и газов кондензат са в централната и западната част на Предкавказие. В Западен Сибир: нефт - централната част, газ - заобикаля региона и главно от север. Основни фактори:

Състав на органичното вещество
TD и геохимична настройка
Условия на миграция и натрупване

5. Нефтогазоносно геоложко райониране на територията.

Бакиров разработи класификация на регионалните нефтени и газови райони. Тази класификация се основава на тектонския принцип: платформи, нагънати области, преходни области.

Основният елемент на зонирането е провинцията.

провинции- това е единна геоложка провинция, която обединява съседни нефтени и газови райони със сходни геологични характеристики, включително стратиграфското положение на основните находища в участъка (нефтени и газови комплекси).

Свързани с платформата провинции: Волго-Уралска, Тимано-Печорска. Каспийски, Ангаро-Ленски, Западносибирски.

Провинции, принадлежащи към сгънатите региони: Закавказки, Тиен Шан-Памир, Далечния Изток, Западен Туркмен.

Провинции, принадлежащи към преходните области: Предкарпатска, Предкавказка, Предуралска, Предверхоянска.

Всяка провинция се състои от няколко нефтени и газови района.

^ Район за нефт и газ - територия, ограничена до един от основните геоструктурни елементи, характеризиращ се с общност геоложка историяразвитие, което включва редица зони за натрупване на нефт и газ.

^ Зона за натрупване на нефт и газ – асоциация от съседни, близки по геоложки строеж находища с Общи условияобразувания.
6. Концепцията за "скала-гума" и класификация на непромокаемите уплътнения според района на разпространение.

гуми (течни уплътнения).

Според района на разпространение те се разграничават следните видовеуплътнения:

регионален– слоеве от практически непропускливи скали, разпространени в рамките на нефтената и газова провинция или по-голямата част от нея;
подрегионален- слоеве от практически непропускливи скали, често срещани в района на нефт и газ или по-голямата част от него;
зонален- пластове, разпределени в зоната или района на натрупване на нефт и газ;
местен- разпределени в отделни находища.

Глини, соли, гипс, анхидрити и някои видове карбонатни скали са добри флуидни уплътнения.
^ 7. Миграция, диференциация, натрупване на ултравиолетови лъчи.

миграцияе движение в седиментната черупка. Пътищата на миграцията са пори, пукнатини, кухини, както и повърхностите на слоевете, повърхностите на прекъснатите разломи.

Нефтът и газът по време на миграция в свободна фаза се движат в резервоара и в първия улов, който срещнат, ще натрупване, и в резултат на това се образува депозит.

Ако има достатъчно нефт и газ, за да се запълнят редица капани, които лежат на пътя на тяхната миграция. Че първото е заредено само с газ, второто - може би с нефт и газ, третото - само с нефт. В този случай т.нар диференциациянефт и газ.
8. Химичен състав и физични свойства на газовете.

Природните газове са смес от различни газове. Най-често срещаните са CH4, N2, CO2.

Класификация природни газовеспоред Соколов V.A.:

атмосферни газове(Наличието на свободен O2 е отличителна черта. Основните компоненти са N2 (78%), O2 (20-21%), Ar (1%), CO2 (0,03%), Ne, He, H).
газове на земната повърхност(На земната повърхност процесите на газообразуване протичат интензивно в условията на блатисти райони и в тинести отлагания на дъното на резервоари - CH4, H2S, CO2).
седиментни газове(Сред газовете на седиментния слой се образуват промишлени натрупвания:
1. суха(химичен състав до 99% CH4).
2. свързано масло(газове, разтворени в масла, по-високи при / в до 50% (C2H6, C3H8, C4H10 ...), мастни (богати) газове).
3. кондензат полеви газове(ρ=0,69-0,8 g/cm3 - много свободно масло, почти напълно изкипва до 300 C и не съдържа см-асф. вещества. В газовете на тези находища има до 10% и повече тежки ултравиолетови.
4. въглищни газове. депозити(обикновено съдържат много CH4 и обикновено са обогатени с CO2 и N2, тежките ултравиолетови, като правило, отсъстват в тях).
магмени газове

Всеки от тези газове може да бъде в свободно, адсорбирано или разтворено състояние.

Свободните газове се съдържат в порите на скалите, срещат се в дифузна форма и под формата на натрупвания.

Сорбираният газ се задържа на повърхността на скалните частици (адсорбция) или прониква в цялата маса на тези частици (абсорбция).

Групата на разтворените газове включва газове от течни разтвори. Те са често срещани във водни разтвори и в масла.

Свойства на газа:

плътност.
вискозитет.
дифузия- взаимно проникване на едно вещество в друго през порите, когато те влязат в контакт. Разликата в концентрацията на газ в съседни скални частици, като правило, е право пропорционална на налягането и коефициента на разтворимост.
разтворимост на газ. Коефициентът на разтворимост на газовете във вода зависи от температурата и солеността на водата:
1. разтворимостта на ултравиолетовите газове в масло е 10 пъти по-голяма, отколкото във вода.
2. Мокрият газ се разтваря по-добре в масло от сухия газ.
3. по-лекото масло разтваря газа повече от тежкото масло.

9. Химичен състав и физични свойства на маслото.

Тъмнокафява, почти черна, вискозна течност, мазна на допир, състояща се от ултравиолетови съединения.

^ Chem. Съединение. C-83-87%. H-11-14%. S, N, O винаги присъстват в маслото, 1-3%.

Общо в маслото са изолирани около 500 съединения:

при / във връзката [алкани (метанови, парафинови), циклоалкани (нафтенови), арени (ароматни)];
хетероорганични (всички съединения S, N, O).

В маслената пепел са открити никел, ванадий, натрий, сребро, калций, алуминий, мед и др.

^ Phys. Имоти.

Плътносте масата на веществото на единица обем. (g/cm3)

В Русия се използва относителна плътност - съотношението на плътността на маслото при 20 ° С към плътността на водата при 4 ° С. Най-често плътността на маслото варира в диапазона 0,8-0,92 g/cm3. Плътността на маслото зависи от плътността на съединенията на неговите съставки и от стойността на тяхната концентрация. (Лекокипящите фракции (бензин и керосин) преобладават в леките масла, мазутът преобладава в тежките масла. Нефтът с преобладаване на метанови въглеводороди е по-лек от маслата, обогатени с ароматни въглеводороди. Колкото по-високо е съдържанието на смолисти-асфалтенови вещества в нефта, толкова по-тежко е то. В резервоарни условия плътността на нефта е по-малка, отколкото на земната повърхност, т.к. маслото под земята съдържа разтворени газове.)

Вискозитет- способността на течността да се съпротивлява, когато нейните частици се движат една спрямо друга под въздействието на действащи сили.

Вискозитетът определя мащаба на миграцията по време на образуването на нефтени находища. Вискозитетът играе голяма роля при екстракцията. Вискозитет в резервоарни условия<, чем вязкость нефти на поверхности. Динамическая вязкость – Пуаз, кинематическая вязкость – сантистокс. Наименьшая вязкость у метановых нефтей, наибольшая – у нафтеновых. Вязкость зависит от температуры: чем больше температура, тем меньше вязкость.

Реципрочната стойност на вискозитета е течливост (колкото по-висока е температурата, толкова по-голяма е течливостта).

^ Повърхностно напрежение е силата, с която маслото се съпротивлява на промяната в гладка повърхност.
Маслото има оптична дейност, т.е. способността да се върти равнината на поляризация на светлинния лъч.

Нефтът от по-стари находища е по-малко оптически активен от нефта от по-млади находища.

Луминесценция- способността да свети на слънчева светлина.

Маслата луминесцират по различни начини в зависимост от техния химичен състав: леките масла са сини, тежките масла са жълти, кафяви, кафяви.

Температура на кипенемасла: леките са по-леки от тежките.
точка на течливостмасла: зависи от съдържанието на парафини.

10. Теригенни резервоари.

Образува се в резултат на механично разрушаване на предварително съществуващи скали. Най-разпространени: пясъци, пясъчници, чакълести камъни, когломерати, брекчи, алевролити. Големите фрагменти се натрупват в близост до рушащите се скали, а малките - по-нататък. По-голямата част от теригенните резервоари се характеризира с междузърнесто (порово) пространство - това са междузърнести или зърнести резервоари. Въпреки това, сред теригенните резервоари има и резервоари със смесен характер на празно пространство. Открояват се фисуро-порести и дори кавернозно-порести разновидности.

^ 11. Гуми със сол и сулфат.

Солените и сулфатните скали включват гипс, анхидрит и каменна сол. Това са скали от светли тонове на кристалната структура, плътни, здрави. Те са се образували в резултат на утаяване на соли от плитки водоеми, свързани с морето. Най-доброто и най-разпространено солно покритие е каменната сол.
^ 12. Видове пропускливост и методи за нейното определяне.

Пропускливост- способността на скалата да пропуска през себе си течност или газ при наличие на спад на налягането.

Единица пропускливост от 1 Дарси е такава пропускливост, при която през напречно сечение от 1 cm2 при спад на налягането от 1 atm. за 1 сек. преминава 1 cm3 течност с вискозитет 1 сантипоаз. Много често скали с голяма порьозност. Практически лишени от пропускливост, като глина (порьозност - 40-50%, пропускливост - 0).

Видове пропускливост:

абсолютен (физически)е пропускливостта на пореста среда за газ или хомогенна течност при липса на физикохимични взаимодействия между течността и порестата среда и при условие, че порите на средата са напълно запълнени с течност или газ.
ефективен (фаза)е пропускливостта на пореста среда за даден газ или течност с едновременното присъствие на друга среда в порите.
роднинае съотношението на ефективната порьозност към абсолютната порьозност.

При постоянна порьозност, пропускливостта може да се увеличи с увеличаване на размера на зърното, т.е. значително зависи от размера на кухините и зърната. Също така, пропускливостта зависи от плътността на подреждането и относителната позиция на зърната; по степента на сортиране, по циментация и раздробяване; от взаимното свързване на пори, кухини и пукнатини.

При същото съдържание на циментиращия агент в скалата се наблюдава рязък спад на пропускливостта при скали с висока плътност, лошо сортиране и закръгленост на зърната или фрагментите.

Също така, резервоарите се характеризират с различни стойности на пропускливост по дължината на леглото и перпендикулярно на него.

Порьозността и пропускливостта могат да бъдат практически определени:

лабораторно при наличие на проби от кладенци или от естествени находища
по теренни данни
по комплексни данни на производствената геофизика

13. Първична и вторична порьозност.

Порьозност

^ Първична порьозност - това е, когато порите между частиците на скалата се образуват едновременно със скалата. Те включват порите между зърната на скалите, поради текстурните характеристики на тези скали.

^ вторична порьозност възниква след образуването на скалата в резултат на циркулацията на подпочвените води, под въздействието на химични процеси, в резултат на изветряне, в резултат на тектонски движения.
^ 14. Неорганични и органични теории за произхода на нефта и газа.

Основните положения на неорганичната теория

Има малък брой привърженици. Основните разпоредби бяха очертани от Менделеев.

Развитието на астрономията и изучаването на спектъра на космическите тела показаха в много от тях наличието на съединения на въглерода и водорода. Например: установено е наличието на CH4, CO, CO2, CN в газовата обвивка на главата на кометата. Установено е и наличие на ултравиолетова радиация в планетите. CH4 е открит в атмосферата на Юпитер, Сатурн, Уран, Нептун.
Горими газове присъстват в съвременните вулканични газове. Съдържанието на CH4 обаче е 0,004%.
Възможен синтез при / по неорганичен път. Доказани от най-простите химически експерименти през 19 век, обаче, тези експерименти не отговарят на условията, които могат да се наблюдават на Земята на нито един от етапите на нейното развитие.
Наличие на нефт или следи от нефт в магмени или метаморфни скали. (30 индустриални находища.)
Съществува хелиев метод за определяне на условната възраст на нефт и природни газове. Изчисленията показват, че в повечето случаи възрастта на нефта и газа съответства на възрастта на вместващите скали.

Органична (биогенна) теория

Има голям брой привърженици. Основните разпоредби бяха очертани от Ломоносов. Публикувано от Губкин в книгата "Учението за петрола".

99,9% от промишлените натрупвания на нефт и газ са ограничени до седиментни слоеве.
Концентрацията на най-големите ресурси от ултравиолетова вода в отлагания от геоложки периоди, които се отличават с активната жизнена дейност на организмите в биосферата.
Отбелязани са структурни прилики на серията. органични съединения, намерени в седименти с ултравиолетово лъчение, които съставляват по-голямата част от петрола.
Прилики между изотопните състави на S и C, съдържащи се в маслата и органичната материя на приемащите скали. Липоиди, протеини, въглехидрати могат да бъдат разграничени в състава на органичната материя (след смъртта на растителния и животински свят).

Липоиди- мазнини, ултравиолетови, смоли, балсами, стероли, восъци и др. Липоиди в хим. състав и молекулярна структура са най-близки до съединенията, които изграждат маслото. Сред липоидите основният са мазнините. Заключение: Отсъствието на каквито и да е въглеродни остатъци в петролните залежи доведе авторите на органичната теория до заключението, че животинските мазнини са основният изходен продукт за образуването на петрол.

катерици- C, H, N, S, O, P. При анаеробни условия протеините се разрушават лесно, за да се образуват мастни и аминокиселини. Много учени смятат протеините за изходен материал за образуването на масло.

Въглехидрати.Откриването на хлорофил и неговите производни в масло дава основание да се смята, че растителният материал участва в образуването на масло.

Газ, нефт и вода се улавят според тяхната плътност. Газът, като най-лек, се намира в покривната част на естествения резервоар под гумата. Под порите пространството е изпълнено с масло. И още по-ниско - вода.

Газова шапка, нефтена част на резервоара, контакт газ и вода-нефт.
^ 16. Видове порьозност.

Порьозносте обемът на празното пространство в скалата на резервоара, зависи от текстурните и структурни характеристики на скалата.

В кластичните резервоари порьозността зависи от размера, формата, сортирането на площта на материала, системата за полагане на този материал, както и от състава, количеството и разпределението на циментиращите вещества.

Разграничете общата и отворената порьозност.

^ Общи(общ или абсолютен) е обемът на всички скални празнини, включително пори, каверни, пукнатини, свързани и несвързани.
отворене обемът само на свързани помежду си пори. Отворената порьозност е по-малка от общата по обем на изолираните пори.

^ Коефициент на порьозност е отношението на обема на порите на скалата към обема на тази скала, изразено като процент.

Коефициент на отворена порьозносте отношението на обема на комуникиращите пори към обема на скалата. изразено като процент.
^ 17. Глинени и карбонатни печати

Глинените пломби се състоят от частици по-малки от 0,01 mm. В състава им освен кластичен материал влизат и глинести минерали (каолинит, монтморилонит, хидрослюда и др.). Той е продукт на химическото разлагане на магмени скали. Те се носят от водите. Коефициентът на порьозност на глините достига 50%. .Глините обаче играят ролята на гуми, т.к те са практически непроницаеми, тъй като най-фините пори в глините не комуникират една с друга. Има аргилитни, пелетни и други глинести покрития.

Карбонатните шапки са се образували в резултат на утаяване на соли от водни разтвори в плитки водоеми, комуникиращи с морето. Те включват варовици с различен произход, доломити без признаци на свободно пространство в тях. Те често са глинести, плътни, често силицирани.
^ 18. Промяна на свойствата на резервоара с дълбочина.

С увеличаване на дълбочината на скалите под въздействието на геостатично налягане, тяхната плътност се увеличава, поради което порьозността намалява и капацитивно-филтрационните свойства се влошават.

Това се отнася главно за зърнестите резервоари (пясъци, пясъчници, алевролити).

Подобряване на резервоарните свойства с дълбочина се наблюдава при карбонатни и други силно уплътнени крехки скали, подложени на напукване под влияние на тектонски и други процеси.

В теригенните скали - резервоари, вторичната порьозност на големи дълбочини при високи температури възниква в резултат на излужване и разтваряне на карбонатен или карбонатно-глинен цимент под въздействието на агресивни горещи води, наситени с въглероден диоксид.
^ 19. Класификация на резервоарните скали.

Скалите, които имат способността да съдържат нефт, газ и вода и да ги освобождават по време на развитие, се наричат колекционери.По-голямата част от резервоарните скали са от седиментен произход. Резервоарите за нефт и газ са и двете теригенен(пясъци, тини, пясъчници, алевролити и някои глинести скали) и карбонат(варовик, креда, доломит) скали.

Всички колектори са разделени на три вида според естеството на кухините: гранулиран или порест(само кластични скали), фисура(всякакви скали) и кавернозен(само карбонатни скали).

Има 3 големи групи резервоари: равномерно пропускливи, неравномерно пропускливи, пукнатини.

Съществуват 5 класа резервоари според стойността на откритата порьозност:

Порьозност >20%
Порьозност 15-20%
Порьозност 10-15%
Порьозност 5-10%
Порьозност<5%

Първите 4 класа (индустриален интерес) са от практическо значение.

Според естеството и характера на поровото пространство резервоарите се разделят на 2 големи групи:

Колектори с междузърнести (междузърнести) пори– пясъци, пясъчници, алевролити
^ Колектори с междуагрегатно пространство на порите - карбонатни скали (варовици и доломити), в които е развита напуканост или кавернозност.

Резервоарните скали се класифицират според тяхното разпространение, литоложка консистенция и дебелина. Според тези признаци те разграничават:

регионални колекционери. Те се развиват в значителна площ от зоните на генериране и натрупване на UV.
зонални колектори. Те имат по-малък ареал на разпространение, обхващат зони на нефто- и газонатрупване или части от нефто- и газоносни райони.
местни колекционери. Развива се в рамките на локални структури или в рамките на група от няколко съседни находища.

^ 20. Естествен водоем. Видове естествени резервоари .

Естественият резервоар е естествен резервоар за нефт и газ, в който могат да циркулират течности. Формата (морфологията) на естествения резервоар се определя от съотношението в сечението и площта на скалите на резервоара с ограждащите слабо пропускливи скали.

Има 3 вида естествени резервоари:

резервоар

Това е пласт от резервоарни скали, широко разпространени по площ и в същото време с малка дебелина (до няколко метра). Представен от теригенни скали. Добре издържана по дебелина и литоложка, отгоре и отдолу, ограничена от водонепропускливи скали.

масивна

Представлява мощен пласт от резервоарни скали (няколкостотин метра). Има хомогенни (карбонатни) и разнородни. Специален случай на масивен естествен резервоар са рифовете, които са погребани субстрати от млади отлагания, рифови структури.

литоложки ограничени от всички страни

Те включват пропускливи резервоарни скали, заобиколени от всички страни от непропускливи скали. Пример: пясъчна леща сред непроницаеми глини.
^ 21. Какви фактори определят резервоарните свойства на скалите.

От определението за резервоарни скали следва, че те трябва да имат капацитет, т.е. система от кухини - пори, пукнатини и кухини. Въпреки това, не всички скали на резервоара са пропускливи за нефт и газ; колекционери. Следователно, когато се изучават резервоарните свойства на скалите, се определя не само тяхната празнина, но и тяхната пропускливост. Пропускливостта на скалите зависи от напречните (по посока на движение на течността) размери на кухините в скалата. Освен това скалата трябва да има висок коефициент на насищане с нефт и газ.

^ Заключение: Основните показатели за резервоарните свойства на скалите са порьозност, пропускливост и наситеност с нефт и газ.
22. Концепцията за "капан за нефт и газ". Видове капани по произход.

Капан- това е част от естествен резервоар, където скоростта на движение на флуиди - вода, нефт, газ намалява - те се диференцират и се появяват натрупвания на нефт и газ. Капан- това е пречка за движението на резервоарните течности. Структурата на капана включва колектор и непропускливи отлагания, които го ограничават. Има капани в завоите на резервоара, в зоните на неговото ограничаване от тектонски, стратиграфски и литоложки екрани, в издатини и лещи.

По произход се разграничават следните капани:

структурен- образувани в резултат на огъване на слоеве или нарушаване на тяхната непрекъснатост;
стратиграфски- образувани в резултат на ерозия на резервоари по време на прекъсване на натрупването на седименти (в ерата на възходящите движения) и след това ги припокриват с непропускливи скали (в ерата на низходящи движения). По правило скалните слоеве, образувани след прекъсване на седиментацията, се характеризират с по-прости структурни форми на поява. Повърхността, разделяща тези последователности от последователностите, които са възникнали по-рано, се нарича повърхност на стратиграфското несъответствие;
литоложки- образувани в резултат на литоложка замяна на порести пропускливи скали с непропускливи;
риф- образувани в резултат на смъртта на рифообразуващите организми (корали, бриозои), натрупването на техните скелетни останки под формата на рифово тяло и последващото му припокриване с непропускливи скали.

Около 80% от находищата в света са свързани с капани от структурен клас; капаните от друг произход (рифови, стратиграфски и литоложки) представляват малко повече от 20%.

Всеки капан има различен генезис:

тектонски,
утаяване,
Денудация.

23. Понятието "находище" и местоположението на нефт и газ.

Находище на нефт и газе естествено местно промишлено натрупване на нефт и газ в водопропускливи резервоари (уловители) от различен тип. Депозитът се образува в тази част на резервоара, в която се установява баланс между силите, които карат нефта и газа да се движат в естествения резервоар, и силите, които възпрепятстват това движение.

местност- това е набор от отлагания, ограничени до един или повече капани в недрата на една и съща зона с ограничен размер.

Местоположенията са локални (находища и местонахождения) и регионални (зони за натрупване на нефт и газ, нефтени и газови райони и провинции).
^ 24. Класификация на депозитите .

Находище на нефт и газнаречено натрупване на минерал, възникнал под въздействието на гравитационните сили в капана на естествен резервоар. Депозитът се образува в тази част на резервоара, в която се установява баланс между силите, които карат нефта и газа да се движат в естествения резервоар, и силите, които възпрепятстват това движение.

Депозитите се делят на:

Структурни

Куполни депозити
Висящи отлагания (разположени на крилете на гънката)
Тектонично екраниран (формиран по разломи и обратни разломи)
Близкоконтактен (образуван при контакта на продуктивен хоризонт със солен запас или вулканогенни образувания)

Група моноклинни структури. Свързани с флексурални образувания или със структурни носове, или с прекъсващи нарушения.
Група синклинални структури. Образува се в почти безводни водоеми под действието на гравитационните сили, изключително рядко се среща.

Рефогенен.В рифовата маса кавернозността и напукаността са много хетерогенни, следователно свойствата на резервоара могат да се променят дори на малки разстояния и дебитите на сондажа в различните части на масива не са еднакви.
Литоложки.

Заклиняващи зони на колектори
Области, където пропускливите скали се заменят с непропускливи

Литоложки ограничен:

Пясъчни образувания на палеоречни канали
Лещовидни колектори

Стратиграфски. Наслаги в резервоари, прорязани от ерозия и покрити с непропускливи скали от по-млада възраст.

25. Миграция на нефт и газ. Видове миграция.

миграцияе движение в седиментната черупка.

Пътищата на миграцията са пори, пукнатини, кухини, както и повърхностите на слоевете, повърхностите на прекъснатите разломи. Миграцията може да се случи в едни и същи пластове или резервоари (вътрешни резервоари, вътрешнорезервоарни), а също така може да бъде от един резервоар в друг (междурезервоарни, междурезервоарни). Първият се извършва по пори и пукнатини, а вторият - по разломи и стратиграфски несъгласия. И двете могат да имат странично напрежение (по дължината на леглото) - странична, вертикална миграция (перпендикулярно на леглото).

В зависимост от физическото състояние ултразвуковите устройства се различават:

Молекулярна(движение в / в разтворено състояние заедно с вода)
Фаза(u/v са в свободно състояние)

Друго движение е под формата на пари, които могат да се превърнат в нефт и газ при промяна на температурата и налягането.

По отношение на пластове от източници на нефт и газ:

Първичен- процесът на преход на ултравиолетовото от скалите, в които са се образували, в резервоари.
Втори- движение на ултразвукови вълни по скалите на резервоара, по прекъснати разломи, пукнатини и др.

26. Фактори, обуславящи миграцията на /в.

Статично и динамично налягане.

Статистическото налягане е уплътняването на скалите под действието на лежащите над тях скали.

Динамичното налягане е действието на тектонични сили, които изваждат скалите от нормалното им местонахождение и ги смачкват в гънки.

Под действието на тектонични сили скалите се разрушават от разломи и налягането се преразпределя по тях, а разломите и пукнатините също служат като миграционни пътища за нефт, газ и вода. По време на нагъването част от скалите се повдигат на значителна височина и подлежат на ерозия (разрушаване). Ерозията, от една страна, влияе върху промяната на налягането в земната кора, а от друга страна, може да доведе до разрушаване на слоеве, съдържащи нефт и газ.

^ Гравитационен фактор .

Влиянието на нефта и газа се отнася до движението на нефт и газ под въздействието на гравитацията (гравитацията). Ако нефтът и газът навлязат в резервоар без вода (синклинал), тогава поради теглото си те ще са склонни да заемат по-ниски зони.

^ хидравличен фактор.

В движението си водата носи със себе си най-малките капки нефт, газ и т.н. ги движи. В процеса на движение е по-лесно да се разграничат веществата според тяхното специфично тегло. Капките нефт и газ, плаващи над водата, се свързват помежду си и при благоприятни условия могат да образуват натрупвания от нефт и газ.

^ Капилярни и молекулярни явления.

защото водата овлажнява скалите по-добре от маслото, тогава силите на повърхностното напрежение между скалата и водата ще бъдат по-големи, отколкото между скалата и маслото. Това обяснява понякога наблюдаваното явление на изместване на масло от вода от малки пори към големи.

Газова енергия.
Сили на разширяване на течността.

27. Унищожаване на находища при/в.

Натрупванията на нефт и газ, образувани в резултат на тяхната миграция и натрупване в уловители, могат впоследствие да бъдат частично или напълно унищожени под въздействието на тектонични, биохимични, химични и физични процеси.

Тектонските движения могат да доведат до изчезването на капана поради неговия наклон или образуването на дизюнктивен разлом, след което нефтът и газът от него ще мигрират към друг капан или към повърхността. Ако за дълго време големи територии изпитват възходящи движения , тогава скалите, съдържащи нефт и газ, могат да бъдат изнесени на повърхността и въглеводородите ще се разсеят.

Биохимичните реакции в присъствието на HC-разграждащи бактерии и химичните процеси (окисление) също могат да доведат до разрушаване на нефтени и газови натрупвания. В някои случаи дифузионните процеси също могат да доведат до разрушаване.
^ 28. Диференциално улавяне на нефт и газ.

Нефтът и газът по време на миграция в свободна фаза се движат в резервоара в посока на максималния ъгъл на издигане на резервоара. В първия капан, срещнат от мигриращи газ и нефт, те ще се натрупат и в резултат на това ще се образува депозит. Ако има достатъчно нефт и газ, за да запълни редица капани, които лежат по пътя им на миграция, тогава първият капан ще бъде пълен с газ, вторият може да бъде пълен с нефт и газ, третият само с нефт, а всички останали, разположени хипсометрично по-високо, може да са празни (съдържащи вода). В този случай т.нар диференциално улавяненефт и газ. Теорията за диференциалното улавяне на нефт и газ по време на тяхната миграция през верига от уловители, комуникиращи помежду си, разположени един над друг, е разработена от съветски учени V.P. Савченко, С.П. Максимов. Независимо от тях, този принцип е формулиран и от канадския геолог У. Гасоу.

Миграцията на нефт и газ в свободно състояние може да се извърши не само вътре в резервоара, но и чрез прекъснати измествания, което също води до образуване на находища.

Ако има движение на нефт с разтворен в него газ в резервоара, тогава на голяма дълбочина капаните ще бъдат пълни с нефт (и газ, разтворен в него). След като тези капани се запълнят, нефтът ще мигрира нагоре по издигането. В зоната, където налягането в резервоара е под налягането на насищане, газът ще се освободи от нефта в свободната фаза и ще потече заедно с нефта в най-близкия уловител. В този уловител може да се образува нефтен резервоар с газова шапка или, ако има много газ, той ще бъде напълнен с газ и нефтът ще бъде изместен от него в следващия хипсометрично по-висок уловител, който ще съдържа газ-нефт или нефтен резервоар. Ако няма достатъчно петрол или газ за запълване на всички капани, тогава най-високите капани ще бъдат пълни само с вода. По този начин различното улавяне на нефт и газ се извършва по време на образуването на техните находища само в случаите, когато движението както на нефта, така и на газа се извършва в свободна фаза.
^ 29. Класификация на флуидните уплътнения по литоложки състав.

Наричат се надлежащи находища на нефт и газ, непропускливи или слабопропускливи скали гуми (течни уплътнения).

Скалите-шапки се различават по естеството на разпространение и степента, по дебелина, по литоложки особености, по наличие или отсъствие на прекъсвания, еднородност на състава, плътност, пропускливост и минерален състав.

Според литоложкия състав течните уплътнения се разделят на:

хомогенен(глинести, карбонатни, халогенни) - състоят се от скали с еднакъв литоложки състав.
хетерогенен:
- смесен(песъчливо-глинести, глинесто-карбонатни, теригенно-халогенни и др.) - състоят се от скали с различни литоложки състави, които нямат ясно изразено наслояване.
- наслоен- състоят се от редуващи се междинни слоеве от различни литоложки различия на скалите.

^ 30. Етапи на трансформация на органичната материя в UV.

Съвременното разбиране на биогенната теория за произхода на нефта и газа се свежда до следните етапи на превръщането на органичната материя в ултразвук:

натрупване на органични вещества

Ултравиолетовата органична материя, натрупваща се в седименти в дифузионно-дисперсно състояние, и самата органична материя се влияят главно от биохимични процеси и микроорганизми. Водна среда с анаеробни условия. Настъпва уплътняване на скалите. Низходящи тектонични движения (провисване).

поколение

Тъй като седиментите потъват и непрекъснато нарастващият поток на Земята, процесът на генериране на ултравиолетова радиация се активира и те емигрират от нефтените пластове към резервоарите. U / V са в разпръснато състояние. Биохимичната ситуация се запазва без кислород, тектонични движения.

миграция от/до

Под въздействието на различни вътрешни и външни източници на енергия (тектонски, повишен топлинен поток, гравитационни сили, налягане, капилярни сили, водещи до изместване на водата от малки пори към големи пори), водата в свободно или разтворено състояние мигрира по протежение на резервоари или по пукнатини.

натрупване

Мигрирайки, те запълват капани и образуват отлагания. Наличието на резервоарни скали. анаеробна среда. Наличие на скали-гуми (натрупване).

консервация при / в

В зависимост от естеството на по-нататъшните тектонични движения и други геоложки процеси, тези находища се консервират (5) или се унищожават (6). U / V са под формата на клъстери. Наличието на резервоарни скали. Запазване на затварянето на капани или запазване на благоприятен наклон на слоевете. Благоприятни TD фактори (висока температура и налягане).

унищожаване (преразпределение)

UV може да се разсее в лито- или атмосферата. Попадане на натрупване в/в зони на аерация. Разкриващи капани. Тектонско нарушение на скалите. Филтрация в/в от капани върху тектонски смущения. Трансфер от/до движеща се вода. Разтваряне. Окисляване и разлагане при / в. U/V са в разпръснато състояние или под формата на нови клъстери. Възходящи тектонски движения. Движение на пластови или фрактурни води.
^ 31. Тимано-Печопска губерния. Характеристика на основните находища.

Намира се в североизточната част на европейската част на Русия. Площта на провинцията е 350 хиляди km2. От изток и североизток граничи с Урал и Пайхой, от запад - с Тиманския хребет, от север - с Баренцово море.

Тектонска връзка: Руска платформа (североизточната граница), в Печорската синеклиза, палеозойски и мезозойски седиментни отлагания (7-8 km).

Основното промишлено значение имат среднодевонските пясъчни резервоари, които заедно с надлежащите скали от горния девон образуват единен теригенен нефтен и газов комплекс, продуктивни на цялата територия.

Карбон-Нижнепермският нефтен и газов комплекс, съставен от карбонатни скали: фрактурирани и кавернозни варовици, продуктивни на цялата територия, служат като резервоари.

Вуктилское, Ярегское, Усинское. Находища Войвожское, Шапкинское, Западно-Тебукское, Нибелское, Турчаниновское, Возейское, Харягинское.

^ Усинско нефтено находище свързани с голяма антиклинална гънка. Девън: 33*12 км, амплитуда - 500 м. 2 нефтени находища:

в среднодевонските теригенни резервоари на дълбочина 2900-3100 m е открито основното литоложко-стратиграфско находище на лек нефт.
Среден карбон, карбонатен пласт (1100-1400 m 0 , масивно куполно находище на тежък нефт (височина 300 m).

^ Ярегское нефтено находище разположен на най-високото хизометрично ниво в нашата провинция.

Основният промишлен обект е среднодевонският слой с обща дебелина около 30 m.

Пясъчници с лещи и прослойки от алевролити и аргилитити. Мазут - 0,95 g/cm3.

^ Вуктилское газово кондензатно находище. Голяма антиклинална гънка, геоложка структура ордовик, селур, карбон, перм, девон, триас. Амплитудата за долните пермски отлагания е 1500 м. 2 газови кондензатни находища:

основният от тях е ограничен до дебел карбонатен масивен слой от пермско-карбонна възраст. Дебелина 800 m.
в пясъчници от долния карбон. Отнася се за свода на резервоара. Глините служат като колектори.

ФЕДЕРАЛЕН БЮДЖЕТ ДЪРЖАВНА ОБРАЗОВАТЕЛНА ИНСТИТУЦИЯ ЗА ВИСШЕ ПРОФЕСИОНАЛНО ОБРАЗОВАНИЕ

"КУБАН ДЪРЖАВЕН ТЕХНОЛОГИЧЕН УНИВЕРСИТЕТ"

Факултет за редовно обучение на Института за нефт и гази енергия.

Отдел за нефт и газ
ЗАПИС НА ЛЕКЦИЯТА
По дисциплина:

« Геология на нефта и газа»

за студенти от всички форми на обучение специалности:

130501 Проектиране, изграждане и експлоатация на нефтопроводи и газопроводи и съоръжения за съхранение на нефт и газ;

130503 Разработка и експлоатация

130504 Сондиране на нефтени и газови кладенци.

бакалаври в направление 131000 "Нефтено и газово дело"

Съставител: ст.преп

Шостак А.В.

КРАСНОДАР 2012

ЛЕКЦИЯ 3- ХАРАКТЕРИСТИКИ НА НАТРУПВАНЕ И ТРАНСФОРМАЦИЯ НА ОРГАНИЧНИ СЪЕДИНЕНИЯ ПО ВРЕМЕ НА ЛИТогенезата………………………………….19
ЛЕКЦИЯ 4 - СЪСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧНИ СВОЙСТВА НА НЕФТ И ГАЗ….2 5
ЛЕКЦИЯ 5 - ПРОМЕНИ В СЪСТАВА И ФИЗИКО-ХИМИЧНИТЕ СВОЙСТВА НА НЕФТ И ГАЗ В ЗАВИСИМОСТ ОТ ВЪЗДЕЙСТВИЕТО НА РАЗЛИЧНИ ПРИРОДНИ ФАКТОРИ………………………………………………………………………….. 4 5
ЛЕКЦИЯ 6 - ПРОБЛЕМИ ЗА ПРОИЗХОДА НА НЕФТ И ГАЗ……………………….56
ЛЕКЦИЯ 7 - МИГРАЦИЯ НА ВЪГЛЕВОДОРОДИ……………………………………………………62
ЛЕКЦИЯ 8 - ФОРМИРАНЕ НА ДЕПОЗИТИ………………………………………………………75
ЛЕКЦИЯ 9 - ЗОНИРАНЕ НА ПРОЦЕСИТЕ НА ФОРМИРАНЕ НА НЕФТА………………….81

ЛЕКЦИЯ №10

ЛЕКЦИЯ 11 - НАХОДИЩА НА НЕФТ И ГАЗ И ТЕХНИТЕ ОСНОВНИ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЗА КЛАСИФИКАЦИЯ………………………………………………………….108

БИБЛИОГРАФИЯ……………………………………………………………………….112

ЛЕКЦИЯ 1
ВЪВЕДЕНИЕ

Сред най-важните видове промишлени продукти едно от основните места заемат нефтът, газът и продуктите от тяхната преработка.

До началото на XVIII век. маслото се е добивало главно от копачи, които са били засадени с плет. Тъй като маслото се натрупваше, то беше изгребвано и изнасяно за потребителите в кожени торби.

Кладенците бяха закрепени с дървена рамка, крайният диаметър на затворения кладенец обикновено беше от 0,6 до 0,9 m с известно увеличение надолу, за да се подобри потокът на нефт към дъното му.

Издигането на петрол от кладенеца се извършваше с помощта на ръчна порта (по-късно конна задвижка) и въже, към което беше вързан мех (кожена кофа).

До 70-те години на XIX век. основната част от петрола в Русия и в света се извлича от нефтени кладенци. Така през 1878 г. в Баку има 301 от тях, чийто дебит е многократно по-голям от дебита от кладенци. Нефтът се извличаше от кладенци с резервоар - метален съд (тръба) с височина до 6 м, в дъното на който е монтиран възвратен клапан, който се отваря, когато резервоарът е потопен в течност и се затваря, когато се движи нагоре. Повдигането на баилера (пакетирането в торби) се извършва ръчно, след това теглено от коне (началото на 70-те години на 19 век) и с помощта на парна машина (80-те години).

Първите помпи за дълбоки кладенци са използвани в Баку през 1876 г., а първата помпа за дълбоки кладенци в Грозни през 1895 г. Въпреки това, методът на връзване остава основен за дълго време. Например през 1913 г. в Русия 95% от петрола е произведен чрез желиране.

Целта на изучаването на дисциплината "Геология на нефта и газа е" да се създаде база от понятия и дефиниции, които формират фундаменталната наука - основите на знанията за свойствата и състава на въглеводородите, тяхната класификация, произхода на въглеводородите, процесите на образуване и моделите на местоположението на нефтени и газови находища.

Геология на нефта и газа- клон на геологията, който изучава условията за образуване, разполагане и миграция на нефт и газ в литосферата. Формирането на геологията на нефта и газа като наука се случва в началото на 20 век. Негов основател е Губкин Иван Михайлович.

1.1. Кратка история на развитието на добива на нефт и газ
Съвременните методи за добив на петрол са предшествани от примитивни методи:

събиране на нефт от повърхността на резервоари;
обработка на пясъчник или варовик, импрегниран с масло;
добив на нефт от ями и кладенци.

Събирането на нефт от повърхността на открити резервоари очевидно е един от най-старите методи за извличането му. Използван е в Мидия, Асиро-Вавилония и Сирия пр. н. е., в Сицилия през 1 век сл. н. е. и др. В Русия добивът на нефт чрез събирането му от повърхността на река Ухта през 1745 г. организиран от F.S. Прядунов. През 1868 г. в Кокандското ханство маслото се събира в канавки, подреждайки язовир от дъски. Американските индианци, когато открили нефт на повърхността на езера и потоци, поставили одеяло върху водата, за да поеме маслото, и след това го изстискали в съд.

Обработка на пясъчник или варовик, импрегниран с масло, с цел извличането му, са описани за първи път от италианския учен Ф. Ариосто през 15 век: близо до Модена в Италия, съдържащи масло почви са раздробени и нагрявани в котли; след това се слагаха в торби и се притискаха с преса. През 1819 г. във Франция по минен метод са разработени пластове от нефтоносен варовик и пясъчник. Добитата скала се поставя в вана, пълна с гореща вода. При разбъркване на повърхността на водата изплува масло, което се събира с лъжичка. През 1833-1845г. пясък, напоен с нефт, се добива на бреговете на Азовско море. След това се поставя в ями с полегато дъно и се залива с вода. Маслото, измито от пясъка, се събира от повърхността на водата с кичури трева.

Добив на нефт от ями и кладенцисъщо известен от древни времена. В Кисия - древен регион между Асирия и Мидия през 5 век. пр.н.е. маслото се извлича с помощта на кожени кофи от мехове.

В Украйна първото споменаване на производството на петрол датира от началото на 15 век. За да направят това, те изкопаха дупки с дълбочина 1,5-2 м, където маслото изтече заедно с водата. След това сместа се събира в бъчви, затворени отдолу със запушалки. Когато запалката изплува, пробките се отстраняват и утаената вода се източва. До 1840 г. дълбочината на дупките за копаене достига 6 m, а по-късно петролът се извлича от кладенци с дълбочина около 30 m.

От древни времена на Керченския и Таманския полуостров петролът се добива с помощта на стълб, към който се завързваше филц или сноп от косми от конска опашка. Те бяха спуснати в кладенеца и след това маслото беше изцедено в приготвени ястия.

На полуостров Абшерон добивът на нефт от кладенци е известен от 13 век. AD При изграждането им първо е откъсната дупка като обърнат (обърнат) конус до самия нефтен резервоар. След това бяха направени первази отстрани на ямата: със средна дълбочина на потапяне на конус от 9,5 m, най-малко седем. Средното количество земя, изкопана при изкопаване на такъв кладенец, беше около 3100 m 3, след което стените на кладенците от самото дъно до повърхността бяха закрепени с дървена рамка или дъски.В долните корони бяха направени дупки за потока на масло. Гребеше се от кладенци с мехове, които се повдигаха с ръчен нашийник или с помощта на кон.

В своя доклад за пътуване до полуостров Апшерон през 1735 г. д-р И. Лерхе пише: „... В Балахани имаше 52 петролни кладенци с дълбочина 20 сажена (1 сажен - 2,1 м), някои от които удариха силно и годишно доставят 500 батмани масло ...” (1 батман 8,5 кг). Според академик С.Г. Амелина (1771 г.), дълбочината на нефтените кладенци в Балахани достига 40-50 m, а диаметърът или страната на квадрата на сечението на кладенеца е 0,7-1 m.

През 1803 г. бакинският търговец Касимбек построява два петролни кладенеца в морето на разстояние 18 и 30 м от брега на Биби-Хейбат. Кладенците бяха защитени от вода с кутия от плътно счукани дъски. В продължение на много години от тях се извлича петрол. През 1825 г. по време на буря кладенците са счупени и наводнени с водите на Каспийско море.

При метода на кладенеца техниката на добив на нефт не се е променила през вековете. Но още през 1835 г. служител на минния отдел Фалендорф на Таман за първи път използва помпа за изпомпване на нефт през спусната дървена тръба. Редица технически подобрения са свързани с името на минния инженер Н.И. Воскобойников. За да намали обема на разкопките, той предлага да се изградят нефтени кладенци под формата на шахта, а през 1836-1837 г. извърши реконструкцията на цялата система за съхранение и дистрибуция на нефт в Баку и Балахани. Но едно от основните дела в живота му е пробиването на първия в света петролен кладенец 1848 г.

Дълго време добивът на нефт чрез сондажи у нас беше третиран с предразсъдъци. Смята се, че тъй като напречното сечение на кладенеца е по-малко от това на нефтен кладенец, тогава притокът на нефт към кладенците е значително по-малък. В същото време не беше взето предвид, че дълбочината на кладенците е много по-голяма и сложността на тяхното изграждане е по-малка.

По време на експлоатацията на кладенците производителите на петрол се стремяха да ги прехвърлят в режим на течане, т.к. това беше най-лесният начин да го получите. Първият мощен петролен фонтан в Балахани удари през 1873 г. на мястото Халафи. През 1887 г. 42% от нефта в Баку е произведен по фонтанния метод.

Принудителното извличане на нефт от кладенци доведе до бързо изчерпване на нефтоносните пластове, съседни на техния кладенец, а останалата част (по-голямата част) остана в недрата. В допълнение, поради липсата на достатъчен брой съоръжения за съхранение, значителни загуби на петрол са настъпили още на повърхността на земята. Така през 1887 г. 1088 хил. Тона нефт са били изхвърлени от фонтани, а са събрани само 608 хил. Тона В районите около фонтаните са се образували обширни нефтени езера, където най-ценните фракции са били загубени в резултат на изпаряване. Самото изветряло масло стана негодно за преработка и беше изгорено. Застоялите нефтени езера горяха много дни подред.

Добивът на нефт от кладенци, чието налягане е недостатъчно за изтичане, се извършва с помощта на цилиндрични кофи с дължина до 6 м. В дъното им е монтиран клапан, който се отваря, когато кофата се движи надолу, и се затваря под тежестта на извлечената течност, когато налягането на кофата се повиши. Нарича се методът за извличане на масло с помощта на резервоари тартан,VПрез 1913 г. 95% от целия петрол е произведен с негова помощ.

Инженерната мисъл обаче не стои неподвижна. През 70-те години на 19в. В.Г. — предложи Шухов компресорен метод за извличане на маслочрез подаване на сгъстен въздух към кладенеца (ерлифт). Тази технология е тествана в Баку едва през 1897 г. Друг метод за производство на нефт, газлифт, е предложен от M.M. Тихвински през 1914 г

Изходите на природен газ от природни източници се използват от човека от незапомнени времена. По-късно намери използването на природен газ, получен от кладенци и кладенци. През 1902 г. в Сурахани близо до Баку е пробит първият кладенец, който произвежда промишлен газ от дълбочина 207 m.

В развитието на нефтената индустрияИма пет основни етапа:

I етап (до 1917 г.) - предреволюционен период;

II етап (от 1917 до 1941 г.) периодът преди Великата отечествена война;

III етап (от 1941 до 1945 г.) - периодът на Великата отечествена война;

IV етап (от 1945 до 1991 г.) - периодът преди разпадането на СССР;

V етап (от 1991 г.) - съвременният период.

предреволюционен период. Петролът е известен в Русия отдавна. Още през 16 век. Руските търговци търгуваха с петрол от Баку. При Борис Годунов (XVI век) първият нефт, добит на река Ухта, е доставен в Москва. Тъй като думата "масло" навлиза в руския език едва в края на 18 век, тогава се нарича "гъста горяща вода".

През 1813 г. Бакинското и Дербентското ханства с техните най-богати петролни ресурси са присъединени към Русия. Това събитие оказа голямо влияние върху развитието на руската петролна индустрия през следващите 150 години.

Друг голям район за производство на петрол в предреволюционна Русия е Туркменистан. Установено е, че черното злато се е добивало в района на Небит-Даг още преди около 800 години. През 1765 г. на около. Челекен, имаше 20 нефтени кладенци с общ годишен добив около 64 тона годишно. Според руския изследовател на Каспийско море Н. Муравьов, през 1821 г. туркмените изпратили около 640 тона петрол в Персия с лодки. През 1835 г. тя е взета от о. Челекен има повече, отколкото от Баку, въпреки че полуостров Абшерон беше обект на повишено внимание на собствениците на петрол.

Началото на развитието на петролната индустрия в Русия е 1848 г.

През 1957 г. Руската федерация представлява повече от 70% от произведения петрол, а Татария излиза на първо място в страната по отношение на производството на петрол.

Основното събитие на този период е откриването и разработването на най-богатите нефтени находища в Западен Сибир. Още през 1932 г. академик I.M. Губкин изрази идеята за необходимостта от започване на системно търсене на нефт на източния склон на Урал. Първо, беше събрана информация за наблюдения на естествени нефтени изтичания (реките Болшой Юган, Белая и др.). През 1935г Тук започнаха да работят партиди за геоложки проучвания, които потвърдиха наличието на разкрития на нефтени вещества. „Голям петрол“ обаче нямаше. Проучвателните работи продължават до 1943 г., след което се възобновяват през 1948 г. Едва през 1960 г. е открито Шаимското петролно находище, последвано от Мегионское, Уст-Балыкское, Сургутское, Самотлор, Варьоганское, Лянторское, Холмогорское и др. 1981 г., 329,2 милиона тона. Западен Сибир става основният район за производство на петрол в страната, а СССР излиза на първо място в света по производство на петрол.

През 1961 г. в находищата Узен и Жетибай в Западен Казахстан (полуостров Мангишлак) са получени първите петролни фонтани. Промишленото им развитие започва през 1965 г. Възстановимите петролни запаси само от тези две находища възлизат на няколкостотин милиона тона. Проблемът беше, че мангъшлакските масла бяха силно парафинови и имаха точка на течливост +30...33 °C. Въпреки това през 1970 г. производството на петрол на полуострова е увеличено до няколко милиона тона.

Системното нарастване на добива на петрол в страната продължава до 1984 г. През 1984-85 г. имаше спад в производството на петрол. През 1986-87г. отново се покачи, достигайки максимум. От 1989 г. обаче производството на петрол започва да намалява.

модерен период. След разпадането на СССР спадът в производството на петрол в Русия продължи. През 1992 г. той възлиза на 399 милиона тона, през 1993 г. 354 милиона тона, през 1994 г. 317 милиона тона, през 1995 г. 307 милиона тона.

Продължаващото намаляване на добива на петрол се дължи на факта, че не е елиминирано влиянието на редица обективни и субективни негативни фактори.

Първо, суровинната база на индустрията е влошена. Степента на участие в разработването и изчерпването на находищата в регионите е много висока. В Северен Кавказ 91,0% от проучените петролни запаси участват в разработването, а изчерпването на находищата е 81,5%. В района на Урал-Волга тези цифри са съответно 88,0% и 69,1%, в Република Коми 69,0% и 48,6%, в Западен Сибир 76,8% и 33,6%.

Второ, увеличението на петролните запаси намаля поради новооткрити находища. Поради рязкото намаляване на финансирането, изследователските организации намалиха обхвата на геофизичните работи и проучвателните сондажи. Това доведе до намаляване на броя на новооткритите находища. И така, ако през 1986-90г. петролните запаси в новооткрити находища възлизат на 10,8 млн. тона, след което през 1991-95г. само 3,8 милиона тона

Трето, водоотрязъкът на добития нефт е висок.. Това означава, че при същите разходи и обеми на производство на пластова течност, самият нефт се произвежда все по-малко.

Четвърто, разходите за преструктуриране. В резултат на разпадането на стария икономически механизъм беше премахнато строгото централизирано управление на индустрията и все още се създава нов. Полученият дисбаланс в цените на петрола, от една страна, и на оборудването и материалите, от друга, затрудни техническото оборудване на находищата. Но това е необходимо точно сега, когато по-голямата част от оборудването е отработило живота си и много полета изискват преход от поточния метод на производство към изпомпване.

И накрая, има много грешни изчисления, направени през последните години.Така през 70-те години на миналия век се смяташе, че петролните запаси у нас са неизчерпаеми. В съответствие с това акцентът не беше върху развитието на собствени видове промишлено производство, а върху закупуването на готови промишлени стоки в чужбина с валутата, получена от продажбата на петрол. Бяха изразходвани огромни средства за поддържане на видимостта на просперитета в съветското общество. Петролната индустрия беше финансирана до минимум.

На шелфа на Сахалин още през 70-80-те години. бяха открити големи находища, които все още не са въведени в експлоатация. Междувременно им е гарантиран огромен пазар на продажби в страните от Азиатско-тихоокеанския регион.

Какви са бъдещите перспективи за развитие на местната нефтена индустрия?

Няма еднозначна оценка на петролните запаси в Русия. Различни експерти дават цифри за обема на извличаемите запаси от 7 до 27 милиарда тона, което е от 5 до 20% от световните. Разпределението на петролните запаси в Русия е както следва: Западен Сибир 72,2%; Урал-Поволжието 15,2%; Тимано-Печорска провинция 7,2%; Република Саха (Якутия), Красноярска територия, Иркутска област, шелф на Охотско море около 3,5%.

През 1992 г. започна преструктурирането на руската петролна индустрия: следвайки примера на западните страни, те започнаха да създават вертикално интегрирани петролни компании, които контролират добива и преработката на петрол, както и разпространението на петролни продукти, получени от него.
1.2. Цели и задачи на геологията на нефт и газ
Дълго време природните изходи на нефт и газ напълно задоволяват нуждите на човечеството. Развитието на човешката икономическа дейност обаче изискваше все повече и повече източници на енергия. В стремежа си да увеличат количеството консумиран нефт, хората започнаха да копаят кладенци на места с повърхностни нефтени прояви и след това да пробиват кладенци. Първо, те бяха положени там, където нефтът излезе на повърхността на земята. Но броят на тези места е ограничен. В края на миналия век е разработен нов обещаващ метод за търсене. Сондирането започна да се извършва по права линия, свързваща два кладенеца, които вече произвеждат нефт.

В новите райони търсенето на петролни и газови залежи се извършваше почти сляпо, като се срамуваше от една страна на друга. Любопитни спомени за полагането на кладенеца остави английският геолог К. Крейг.

Мениджърите на сондажите и мениджърите на полето се събраха, за да изберат място и съвместно определиха района, в който трябва да бъде положен кладенецът. Въпреки това, с обичайната предпазливост в такива случаи, никой не посмя да посочи точката, откъдето трябва да започне сондажът. Тогава един от присъстващите, който се отличаваше с голяма смелост, каза, сочейки гарван, кръжащ над тях: „Господа, ако не ви пука, нека започнем да пробиваме там, където гарванът седи ...“. Офертата беше приета. Кладенецът се оказва изключително сполучлив. Но ако враната беше прелетяла стотина ярда по-далеч на изток, нямаше да има надежда за среща с нефт ... Ясно е, че това не може да продължи дълго, защото пробиването на всеки кладенец струва стотици хиляди долари. Ето защо възникна въпросът къде да се пробият кладенци, за да се намери точно нефт и газ.

Това изисква обяснение на произхода на нефта и газа, дава мощен тласък на развитието на геологията - науката за състава и структурата на Земята, както и методите за търсене и проучване на нефт и газови находища.

Геологията на нефтените и газовите находища е клон на геологията, който се занимава с подробно изследване на нефтени и газови находища и залежи в тяхното първоначално (естествено) състояние и в процес на разработка, за да се определи тяхното национално стопанско значение и рационално използване на недрата. От тази дефиниция може да се види, че геологията на нефтените и газовите находища подхожда към изучаването на находища и находища на въглеводороди (HC) от две гледни точки.

Първо, находищата на въглеводороди трябва да се разглеждат в статично състояние като естествени геоложки обекти за проектиране на разработки въз основа на изчисляването на запасите и оценката на производителността на кладенци и резервоари /естествени геоложки условия/.

Второ, въглеводородните находища трябва да се разглеждат в динамично състояние, тъй като в тях, когато бъдат пуснати в експлоатация, процесите на движение на нефт, газ и вода започват да текат към дъното на производствените кладенци и от дъното на инжекционните кладенци. В същото време е очевидно, че характеристиките на динамиката на обекта се характеризират не само от естествените геоложки свойства на находището (т.е. свойствата в статично състояние), но и от характеристиките на техническата система (т.е. системата за разработване). С други думи, нефтено или газово находище, пуснато в разработка, е неразделно цяло, което вече се състои от два компонента: геоложки (самото находище) и техническо (техническа система, предназначена за експлоатация на находището). Това цяло ще наричаме геолого-технически комплекс (ГТК).

Характеристики на геологията на нефтените и газовите находища, състоящ се в, Какво тя широка използва теоретични концепции и фактически данни, получени чрез методи на други науки, като в своите изводи и обобщения много често се опира на закономерности, установени в други науки.

целинефт и газ геология сав геоложкото обосноваване на най-ефективните начини за организиране на производството на нефт и газ, осигуряване на рационално използване и опазване на недрата и околната среда. Тази основна цел се постига чрез изучаване на вътрешната структура на находището на нефт и газ и закономерностите на нейното изменение в процеса на разработване.

Основната цел е разделена на няколко компонента, действащи като частни цели на геологията на нефтените и газовите находища, които включват:

теренно геоложко моделиране на находища
изчисляване на резерванефт, газ и кондензат;
геоложка обосновка на системата за развитиенефтени и газови находища;
геоложка обосновка на меркитеза подобряване на ефективността на разработването и възстановяването на нефт, газ или кондензат;
обосновка на комплекса от наблюденияв процеса на проучване и развитие.

Друг вид компонент - свързани цели, които са насочени към по-ефективно постигане на основната цел. Те включват:

опазване на почватанефтени и газови находища;
геоложко обслужване на сондажния процескладенци;
усъвършенстване на собствена методология и методическа база.

Задачи на геологията на нефт и газсе състоят в решаването на различни въпроси, свързани с: получаване на информация за обекта на изследване; с търсенето на закономерности, които обединяват наблюдаваните разнородни факти за структурата и функционирането на находището в едно цяло; и създаване на стандарти, на които трябва да отговарят резултатите от наблюденията и изследванията; със създаване на методи за обработка, обобщаване и анализ на резултатите от наблюдения и изследвания; с оценка на ефективността на тези методи при различни геоложки условия и др.

Сред този набор могат да бъдат разграничени три вида задачи:

конкретни научни задачинефтена и газова геология, насочена към обекта на познание;
методически задачи;
методически задачи.

Всичко е готово конкретни научни задачи,могат да бъдат разделени на следните групи.

1. Изследване на състава и свойствата на скалитесъставяне на продуктивни находища, както съдържащи, така и несъдържащи нефт и газ; изследване на състава и свойствата на нефта, газа и водата, геоложките и термодинамичните условия на тяхното възникване. Особено внимание трябва да се обърне на променливостта на състава, свойствата и условията на възникване на скалите и течностите, които ги насищат, както и на законите, на които се подчинява тази променливост.

2. Задачи за подбор(въз основа на решаването на проблемите от първата група) на естествени геоложки тела, определящи тяхната форма, размер, позиция в пространството и т.н.

3. Задачи за разчленяванеестествените геоложки тела в условни, като се вземат предвид изискванията и възможностите на оборудването, технологията и икономиката на нефтената и газовата промишленост. Най-важните тук ще бъдат задачите за установяване на условията и други гранични стойности на естествени геоложки тела (например за разделяне на високо-, средно- и нископродуктивни скали).

4. Задачи, свързани с изграждането на класификацията на Държавния митнически комитет по различни признаци, и предимно от видовете вътрешни структури на депозити и депозити.

5. Задачи, свързани с изучаването на същността, особеностите, закономерностите на връзката между структурата и функцията на ВКС, т.е. влиянието на структурата и свойствата на резервоара върху показателите на процеса на развитие и характеристиките на структурата и параметрите на техническия компонент, както и върху показателите за ефективност на GTC като цяло (стабилност на добива на нефт и газ, темпове на развитие, производствени разходи, крайно възстановяване на нефт и др.).

Методически задачиразработване на методологично оборудване за геология на нефт и газ, т.е. усъвършенстване на стари и създаване на нови методи за решаване на конкретно-научни полево-геоложки проблеми.

Необходимостта от решение методически задачивъзниква поради факта, че от епоха на епоха, от период на период, нормите на знанието, методите за организиране на знанията, методите на научната работа са се променили. В наше време развитието на науката е изключително бързо. При такива условия, за да се справим с общия темп на развитие на науката, е необходимо да имаме представа на какво се основава науката, как се изгражда и възстановява научното познание. Получаването на отговори на тези въпроси е същността на методологията . Методологията е начин за разбиране на структурата на науката и методите на нейната работа.Разграничете методологията на общонаучната и частната научна.

ЛЕКЦИЯ 2
ПРИРОДНИ ГОРИВНИ РЕСУРСИ
Нефтът е горима мазна течност със специфична миризма, състояща се от смес от въглеводороди, съдържаща не повече от 35% асфалтеново-смолисти вещества и намираща се в резервоарни скали в свободно състояние. Маслото съдържа 8287% въглерод, 1114% водород (по тегло), кислород, азот, въглероден диоксид, сяра и малки количества хлор, йод, фосфор, арсен и др.

Въглеводородите, изолирани от различни масла, принадлежат към три основни серии: метанови, нафтенови и ароматни:

метан (парафин) с обща формула C n H 2 n +2;

нафтен - C n H 2 n;

ароматни - C n H 2 n -6.

Преобладават въглеводородите от метановата серия (метан CH 4, етан C 2 H 6, пропан C 3 H 8 и бутан C 4 H 10), които са при атмосферно налягане и нормална температура в газообразно състояние.

Пентан C 5 H 12, хексан C 6 H 14 и хептан C 7 H 16 са нестабилни, лесно преминават от газообразно състояние в течност и обратно. Въглеводородите от C 8 H 18 до C 17 H 36 са течни вещества.

Въглеводородите, съдържащи повече от 17 въглеродни атома (C 17 H 36 -C 37 H 72), са твърди вещества (парафини, смоли, асфалтени).
Класификация на маслото
В зависимост от съдържанието на леки, тежки и твърди въглеводороди, както и различни примеси, маслото се разделя на класове и подкласове. Това отчита съдържанието на сяра, смоли и парафин.

По съдържание на сярамаслата се делят на:

ниско съдържание на сяра (0 ≤S≤0,5%);
средна сяра (0,5
сяра (1
кисело (S>3%).

Асфалтови смоли. смоли- вискозни полутечни образувания, съдържащи кислород, сяра и азот, разтворими в органични разтворители. асфалтени- твърди вещества, неразтворими в алкани с ниско молекулно тегло, съдържащи силно кондензирани въглеводородни структури.

Петролен восък-това е смес от твърди въглеводородидве групи, които рязко се различават една от друга по свойства - парафини° С 17 з 36 -СЪС 35 з 72 И церезин C 36 з 74 - ° С 55 з 112 . Точката на топене на първия 27-71°С, второ- 65-88°С. При същата температура на топене церезините имат по-висока плътност и вискозитет. Съдържанието на парафин в маслото понякога достига 13-14% или повече.

Световни единици петрол

1 барел в зависимост от плътността на приблизително 0,136 тона нефт

1 тон петрол е приблизително 7,3 барела

1 барел = 158,987 литра = 0,158 m3

1 кубичен метър около 6,29 барела

Физични свойства на маслото
Плътност(обемна маса) - съотношението на масата на веществото към неговия обем. Плътността на резервоарния нефт е масата на нефта, извлечена на повърхността от недрата при запазване на резервоарните условия, за единица обем. Единицата SI за плътност се изразява в kg/m 3 . ρ n \u003d m / V

Според плътността на маслото те се делят на 3 групи:

леки масла (с плътност от 760 до 870 kg / m 3)

средни масла (871970 kg / m 3)

тежък (над 970 kg / m 3).

Плътността на нефта в условията на резервоара е по-малка от плътността на дегазирания нефт (поради увеличаване на съдържанието на газ в нефта и температурата).

Плътността се измерва с ареометър. Хидрометър - устройство за определяне на плътността на течността по дълбочината на поплавъка (тръба с деления и тежест на дъното). На скалата на хидрометъра се нанасят деления, показващи плътността на изследваното масло.

Вискозитет- свойството на течност или газ да се съпротивлява на движението на някои от неговите частици спрямо други.

Коефициент на динамичен вискозитет ( ). е силата на триене на единица площ на контактуващите течни слоеве при градиент на скоростта, равен на 1. / Pa s, 1P (поаз) = 0,1 Pa s.

Реципрочната стойност на динамичния вискозитет наречена течливост.

Характеризира се и вискозитетът на течността коефициент на кинематичен вискозитет , т.е. съотношението на динамичния вискозитет към плътността на течността. В този случай m 2 / s се приема като единица. Стокс (St) \u003d cm 2 / s \u003d 10 -4 m 2 / s.

В практиката терминът понякога се използва условно (относително)вискозитет, който е отношението на времето на изтичане на определен обем течност към времето на изтичане на същия обем дестилирана вода при температура 20 0 С.

Вискозитетът на нефта в резервоара е свойство на нефта, което определя степента на неговата подвижност в условията на резервоара и значително влияе върху производителността и ефективността на разработването на резервоара.

Вискозитетът на резервоарното масло от различни находища варира от 0,2 до 2000 mPa s или повече. Най-често срещаните стойности са 0,8-50 mPa s.

Вискозитетът намалява с повишаване на температурата, увеличавайки количеството на разтворените въглеводородни газове.

Според вискозитета се разграничават масла

нисък вискозитет -  n

нисък вискозитет - 1

с повишен вискозитет-5

висок вискозитет - n > 25 mPa s.

Вискозитетът зависи от химичния и фракционния състав на маслото и съдържанието на катран (съдържанието на асфалтено-смолисти вещества в него).
Налягане на насищане (начало на изпаряване) на резервоарното маслое налягането, при което започва отделянето на първите мехурчета разтворен газ от него. Резервоарното масло се нарича наситено, ако е при налягане в резервоара, равно на налягането на насищане, или недостатъчно наситено - ако налягането в резервоара е по-високо от налягането на насищане. Стойността на налягането на насищане зависи от количеството газ, разтворен в нефта, от неговия състав и температурата на резервоара.

Налягането на насищане се определя от резултатите от изследването на дълбоки нефтени проби и експериментални графики.

Ж\u003d Vg / Vб.с.

Съдържанието на газ обикновено се изразява в m 3 /m 3 или m 3 /t.
Коефициент на полеви газ G е количеството произведен газ в m3 за 1 m3 (t) дегазиран нефт.Определя се въз основа на данни за добива на нефт и свързан газ за определен период от време. Има газови фактори: първоначални, определени за първия месец от експлоатацията на кладенеца, текущи - за всеки период от време и средни за периода от началото на разработката до всяка произволна дата.
Повърхностно напрежение -това е силата, действаща на единица дължина на интерфейсния контур и стремяща се да намали тази повърхност до минимум. Дължи се на силите на привличане между молекулите (със SI J/m 2 ; N/m или dyn/cm) за масло 0,03 J/m 2 , N/m (30 dyne/cm); за вода 0,07 J / m 2, N / m (73 dynes / cm). Колкото по-голямо е повърхностното напрежение, толкова по-голямо е капилярното издигане на течността. Повърхностното напрежение на водата е почти 3 пъти по-голямо от това на маслото, което определя различни скоростидвижението им през капилярите. Това свойство влияе върху особеностите на развитието на находищата.

Капилярност- способността на течността да се издига или пада в тръби с малък диаметър под действието на повърхностно напрежение.

Р = 2σ/ r

P е налягането на повдигане; σ - повърхностно напрежение; r – капилярен радиус .
ч= 2σ/ rρ ж

ч - височина на повдигане; ρ – плътност на течността; ж - ускорение на гравитацията.

Маслен цвятварира от светлокафяво до тъмнокафяво и черно.

Друго основно свойство на маслото е изпарение. Маслото губи леки фракции, така че трябва да се съхранява в запечатани съдове.

Коефициент на свиваемост на маслото β не промяната в обема на маслото в резервоара при промяна на налягането от 0,1 MPa.

Характеризира еластичността на маслото и се определя от отношението

където V 0 - първоначалният обем масло; ΔV- промяна в обема на маслото с промяна на налягането с Δр;

Размер β n -Pa -1 .

Коефициентът на свиваемост на маслото се увеличава с увеличаване на съдържанието на леки нефтени фракции и количеството разтворен газ, повишаване на температурата и намаляване на налягането и има стойности (6-140) 10 -6 MPa -1. За повечето резервоарни масла неговата стойност е (6-18) 10 -6 MPa -1 .

Дегазираните масла се характеризират с относително нисък коефициент на свиваемост β n =(4-7) 10 -10 MPa -1 .

Коефициент на термично разширение  не степента на разширение на маслото при промяна на температурата с 1 °C

н = (1/ Vo) (V/t).

Измерение  - 1/°С. За повечето масла стойностите на коефициента на топлинно разширение варират от (1-20) *10 -4 1/°C.

Коефициентът на топлинно разширение на нефта трябва да се вземе предвид при разработване на находище в нестационарен термохидродинамичен режим, когато резервоарът е изложен на различни студени или горещи агенти.
Коефициент на обема на маслото в резервоараb показва колко обем заема в резервоарни условия 1 m 3 дегазирано масло:

b н = V pl.n / V deg \u003d  n./ pl.n

Където V кв.н - обем нефт в пластови условия; Vdeg е обемът на същото количество масло след дегазиране при атмосферно налягане и t=20°C;  pl.p - плътност на нефта в пластови условия; -плътност на маслото при стандартни условия.

С помощта на обемния коефициент е възможно да се определи "свиването" на нефта, т.е. да се установи намаляване на обема на нефта от резервоара, когато се извлича на повърхността. Свиване на маслото U

U=(bn-1)/bn*100

При изчисляване на запасите от нефт по обемен метод промяната в обема на нефта в резервоара по време на прехода от условия на резервоара към условия на повърхността се взема предвид с помощта на така наречения коефициент на преобразуване.

коефициент на преобразуванее реципрочната стойност на обемния коефициент на маслото в резервоара. =1/b=Vdeg/Vb.s.=b.s./n

Произход на петрола

Има 4 етапа в развитието на възгледите за произхода на петрола:

1) преднаучен период;

2) период на научни предположения;

3) периодът на формиране на научни хипотези;

4) модерен период.

Ярки преднаучни идеи са възгледите на полския натуралист от XVIII век. Канон К. Клюк. Той вярваше, че петролът се образува в рая и е остатъкът от плодородната почва, върху която цъфтяха райските градини.

Пример за възгледите от периода на научните предположения е идеята, изразена от М. В. Ломоносов, че маслото се образува от черни въглищапод въздействието на високи температури.

С началото на развитието на петролната промишленост въпросът за произхода на петрола придоби голямо практическо значение. Това даде мощен тласък за появата на различни научни хипотези.

Сред многобройните хипотези за произхода на нефта най-важните са: органични и неорганични.

Първа хипотеза органичен произходизразено през 1759 г. от великия руски учен М.В. Ломоносов. Впоследствие хипотезата е развита от академик И. М. Губкин. Ученият смята, че органичната материя на морските тини, състояща се от растителни и животински организми, е изходният материал за образуването на нефт. Старите слоеве бързо се застъпват от по-млади, което предпазва органичната материя от окисляване. Първоначалното разграждане на растителни и животински остатъци става без достъп на кислород под действието на анаеробни бактерии. Освен това слоят, образуван на морското дъно, потъва в резултат на общото изкривяване на земната кора, което е характерно за морските басейни. Тъй като седиментните скали потъват, тяхното налягане и температура се увеличават. Това води до превръщането на диспергираната органична материя в дифузно диспергирано масло. Най-благоприятните налягания за образуване на нефт са 15…45 MPa и температури 60…150°С, които съществуват на дълбочини 1,5…6 km. Освен това, под въздействието на нарастващото налягане, нефтът се измества в пропускливи скали, по които мигрира към мястото на образуване на находища.

Автор неорганична хипотеза смята Д.И.Менделеев. Той забеляза невероятна закономерност: нефтените полета на Пенсилвания (щат на САЩ) и Кавказ, като правило, се намират близо до големи разломи в земната кора. Знаейки това средна плътностЗемята надвишава плътността на земната кора, той заключи, че металите се намират главно в недрата на нашата планета. Според него трябва да е желязо. По време на процесите на изграждане на планини водата прониква дълбоко в земната кора през пукнатини-разломи, които прорязват земната кора. Срещайки по пътя си железни карбиди, той реагира с тях, в резултат на което се образуват железни оксиди и въглеводороди. След това последните се издигат по същите разломи в горните слоеве на земната кора и образуват нефтени находища.

В допълнение към тези две хипотези, заслужава да се отбележи "космическа" хипотеза. Изложено е през 1892 г. от професора на Московския държавен университет В. Д. Соколов. Според него първоначално въглеводородите са присъствали в облака газ и прах, от който се е образувала Земята. Впоследствие те започват да се отделят от магмата и да се издигат в газообразно състояние през пукнатини в горните слоеве на земната кора, където се кондензират, образувайки петролни находища.

Хипотезите на съвременния период включват " магматична" хипотеза Ленинградски нефтен геолог, професор Н. А. Кудрявцев. Според него на големи дълбочини при много високи температури въглеродът и водородът образуват въглеродни радикали CH, CH 2 и CH 3 . След това, по дълбоки разломи, те се издигат нагоре, по-близо до земната повърхност. Поради понижаването на температурата, горни слоевеНа земята тези радикали се комбинират помежду си и с водорода, което води до образуването на различни петролни въглеводороди.

Н. А. Кудрявцев и неговите поддръжници смятат, че пробивът на петролни въглеводороди по-близо до повърхността се случва по разломи в мантията и земната кора. Реалността на съществуването на такива канали се доказва от широкото разпространение на класически и кални канали на Земята, както и кимберлитни експлозивни тръби. Следи от вертикална миграция на въглеводороди от кристалния фундамент в слоевете на седиментните скали са открити във всички кладенци, пробити на голяма дълбочина - на Колския полуостров, във Волго-Уралската нефтена провинция, в Централна Швеция, в щата Илинойс (САЩ). Обикновено това са включвания и жилки от битум, запълващи пукнатини в магматични скали; течен нефт е открит и в два кладенеца.

Доскоро общоприетата хипотеза органично масло(това беше улеснено от факта, че повечето от откритите нефтени находища са ограничени до седиментни скали), според които "черното злато" се среща на дълбочина от 1,5 ... 6 km. В недрата на Земята на тези дълбочини почти няма бели петна. Следователно теорията за органичния произход не предлага практически никакви перспективи за проучване на нови големи нефтени находища.

Има, разбира се, фактите за откриването на големи нефтени находища не в седиментни скали (например гигантско поле " бял тигър”, открит на шелфа на Виетнам, където нефтът се среща в гранити), този факт се обяснява с хипотеза за неорганичен произход на нефта. Освен това в недрата на нашата планета има достатъчно количество изходен материал за образуването на въглеводороди. Източниците на въглерод и водород са вода и въглероден диоксид. Съдържанието им в 1 m 3 от веществото на горната мантия на Земята е съответно 180 и 15 kg. Благоприятна химическа среда за реакцията се осигурява от наличието на железни съединения на метали, чието съдържание във вулканичните скали достига 20%. Образуването на нефт ще продължи, докато има вода, въглероден диоксид и редуциращи агенти (главно железен оксид) в недрата на Земята. В допълнение, практиката за разработване на Ромашкинското поле (на територията на Татарстан) работи върху хипотезата за неорганичния произход на петрола. Открито е преди 60 години и се смяташе за изчерпано на 80%.Според Р. Муслимов, държавен съветник на президента на Татарстан, всяка година запасите от петрол в находището се попълват с 1,5-2 милиона тона и според новите изчисления нефт може да се добива до 2200 г. По този начин теорията за неорганичния произход на петрола не само обяснява фактите, които озадачават „органиците“, но и ни дава надежда, че петролните запаси на Земята са много по-големи от тези, които се изследват днес, и най-важното, те продължават да се попълват.

Като цяло можем да заключим, че двете основни теории за произхода на петрола доста убедително обясняват този процес, като взаимно се допълват. А истината е някъде по средата.

Произход на газа

Метанът е широко разпространен в природата. Винаги се включва в маслото на резервоара. Много метан се разтваря в пластовите води на дълбочина 1,5...5 km. Газообразният метан образува отлагания в порести и напукани седиментни скали. В малки концентрации присъства във водите на реките, езерата и океаните, в почвения въздух и дори в атмосферата. Основната маса метан е разпръсната в седиментни и магмени скали. Припомнете си също, че наличието на метан е регистрирано на редица планети слънчева системаи в космоса.

Широкото разпространение на метана в природата предполага, че той се е образувал по различни начини.

Днес са известни няколко процеса, водещи до образуването на метан:

биохимичен;

Термичен каталитичен;

Радиационно-химични;

механохимични;

метаморфен;

Космогенен.

биохимичен процесобразуването на метан се случва в тини, почва, седиментни скали и хидросфера. Известни са повече от дузина бактерии, в резултат на което се образува метан от органични съединения (протеини, целулоза, мастни киселини). Дори нефтът на големи дълбочини под действието на бактерии, съдържащи се във водата от пласта, се разрушава до метан, азот и въглероден диоксид.

Термичен каталитичен процесОбразуването на метан се състои в превръщането на органичната материя от седиментни скали в газ под въздействието на повишена температура и налягане в присъствието на глинести минерали, които играят ролята на катализатор. Този процес е подобен на образуването на нефт. Първоначално органичната материя, която се натрупва на дъното на водните тела и на сушата, претърпява биохимично разлагане. Бактериите в същото време разрушават най-простите съединения. Тъй като органичната материя потъва по-дълбоко в Земята и съответно температурата се повишава, активността на бактериите избледнява и напълно спира при температура от 100°C. Но вече е включен друг механизъм - разрушаването на сложни органични съединения (останки от жива материя) в по-прости въглеводороди и по-специално в метан под въздействието на нарастваща температура и налягане. Важна ролятози процес се играе от естествени катализатори - алумосиликати, които са част от различни, особено глинести скали, както и микроелементи и техните съединения.

Каква е разликата между образуването на метан и образуването на нефт в този случай?

Първо, маслото се образува от органична материя от сапропелен тип - седименти на моретата и океанския шелф, образувани от фито- и зоопланктон, обогатен с мастни вещества. Източникът на образуване на метан е органична материя от хумусния тип, състояща се от останки от растителни организми. Това вещество по време на термична катализа образува главно метан.

Второ, основната зона на образуване на нефт съответства на температурите на скалите от 60 до 150 ° C, които се срещат на дълбочина 1,5...6 km. В основната зона на образуване на нефт, заедно с нефта се образува и метан (в относително малки количества), както и неговите по-тежки хомолози. Мощна зона на интензивно газообразуване съответства на температури от 150...200°C и повече, тя се намира под основната зона на образуване на нефт. В основната зона на образуване на газ в твърд температурни условияима дълбоко термично разрушаване не само на диспергирана органична материя, но и на въглеводороди от горими шисти и нефт. Това произвежда голямо количество метан.

Радиационен химичен процесобразуването на метан възниква при излагане на радиоактивно лъчение на различни въглеродни съединения.

Отбелязано е, че черните фино диспергирани глинести утайки с висока концентрация на органични вещества по правило също са обогатени с уран. Това се дължи на факта, че натрупването на органични вещества в седиментите благоприятства утаяването на уранови соли. Под въздействието на радиоактивното лъчение органичните вещества се разлагат с образуването на метан, водород и въглероден оксид. Последният се разлага на въглерод и кислород, след което въглеродът се свързва с водород, образувайки също метан.

Механохимичен процесобразуването на метан е образуването на въглеводороди от органични вещества (въглища) под въздействието на постоянни и променливи механични натоварвания. В този случай се образуват високи напрежения в контактите на зърна от минерални скали, чиято енергия участва в трансформацията на органичната материя.

Метаморфен процесОбразуването на метан е свързано с превръщането на въглищата под въздействието на високи температури във въглерод. Този процес е част от общия процес на трансформация на веществата при температури над 500 °C. При такива условия глините се превръщат в кристални шисти и гранит, варовикът в мрамор и др.

Космогенен процесобразуването на метан е описано от "космическата" хипотеза за образуване на нефт от В. Д. Соколов.

Какво е мястото на всеки от тези процеси в общия процес на образуване на метан? Смята се, че по-голямата част от метана в повечето газови находища в света е с термичен каталитичен произход. Образува се на дълбочина от 1 до 10 км. Голяма част от метана е с биохимичен произход. Основното му количество се образува на дълбочини до 1...2 km.

Вътрешното устройство на Земята

Към днешна дата са формирани общи идеи за структурата на Земята, тъй като най-дълбоките кладенци на Земята са отворили само земната кора. Повече подробности за свръхдълбоките сондажи ще бъдат обсъдени в раздела за сондиране на кладенци.

В твърдото тяло на Земята се разграничават три обвивки: централната - ядрото, междинната - мантията и външната - земната кора. Разпределението на вътрешните геосфери по дълбочина е представено в таблица 16.

Таблица 16 Вътрешни геосфери на Земята

В момента има различни идеи за вътрешна структураи състава на Земята (V.Goldshmidt, G.Washington, A.E. Fersman и др.). Моделът на Гутенберг-Булен е признат за най-съвършения модел на структурата на Земята.

Ядро – това е най-плътната обвивка на Земята. Според съвременните данни се прави разлика между вътрешно ядро (което се счита за твърдо състояние) и външно ядро (което се счита за течно състояние). Смята се, че ядрото се състои главно от желязо с примеси на кислород, сяра, въглерод и водород, а вътрешното ядро има желязо-никелов състав, който напълно съответства на състава на редица метеорити.

Следващото е мантия. Мантията е разделена на горна и долна. Смята се, че горната мантия се състои от магнезиево-железисти минерали-силикати като оливин и пироксен. Долната мантия се характеризира с хомогенен състав и се състои от вещество, богато на железни и магнезиеви оксиди. Понастоящем мантията се оценява като източник на сеизмични и вулканични явления, процеси на планинообразуване, както и зона на реализация на магматизма.

Над мантията е Земната кора. Границата между земната кора и мантията се установява чрез рязка промяна в скоростите на сеизмичните вълни, тя се нарича раздел Мохорович, в чест на югославския учен А. Мохорович, който пръв я установи.Дебелината на земната кора се променя драстично на континентите и в океаните и се разделя на две основни части - континентална и океанска и две междинни - субконтинентална и субокеанска.

Този характер на планетарния релеф се свързва с различното устройство и състав на земната кора. Под континентите дебелината на литосферата достига 70 km (средно 35 km), а под океаните 10-15 km (средно 5-10 km).

Континенталната кора се състои от три слоя седименти, гранит-гнайс и базалт. Океанската кора има двуслойна структура: под тънък рохкав седиментен слой има базалтов слой, който от своя страна е заменен от слой, съставен от габро с подчинени ултраосновни скали.

Субконтиненталната кора е ограничена до островни дъги и има повишена мощност. Субокеанската кора е разположена под големи океански депресии, във вътрешните и маргиналните морета (Охотско, Японско, Средиземно море, Черно и др.) И за разлика от океанската кора има значителна дебелина на седиментния слой.

Структурата на земната кора

Земната кора е най-изучената от всички черупки. Състои се от скали. Скалите са минерални съединения с постоянен минералогичен и химичен състав, образуващи самостоятелни геоложки тела, изграждащи земната кора. Скалите се разделят на три групи според техния произход: магмени, седиментни и метаморфни.

Магматични скалиобразувани в резултат на втвърдяване и кристализация на магмата на повърхността на Земята в дълбините на земната повърхност или в нейните недра. Тези скали са предимно кристални. Те не съдържат животински или растителни останки. Типични представители на магмените скали са базалтите и гранитите.

Седиментни скалиобразувани в резултат на отлагането на органични и неорганични вещества на дъното на водните басейни и повърхността на континентите. Те се делят на кластични скали, както и на скали с химичен, органичен и смесен произход.

кластични скалиобразувани в резултат на отлагането на малки парчета разрушени скали. Типични представители: камъни, камъчета, чакъл, пясъци, пясъчници, глини.

Скали с химичен произходобразувани в резултат на утаяване на соли от водни разтвори или в резултат на химични реакции в земната кора. Такива скали са гипс, каменна сол, кафява желязна руда, силикатни туфи.

Породи с органичен произходса фосилизирани останки от животни и растения. Те включват варовик, креда.

Породи със смесен произходсъставен от материали от детрит, химичен, органичен произход. Представители на тези скали са мергели, глинести и песъчливи варовици.

метаморфни скалиобразувани от магмени и седиментни скали под въздействието на високи температури и налягания в дебелината на земната кора. Те включват шисти, мрамор, яспис.

Основните скали на Удмуртия излизат изпод почвите и кватернерните отлагания по бреговете на реки и потоци, в дерета, както и в различни разработки: кариери, ями и др. Абсолютно преобладават теригенните скали. Те включват такива разновидности като алеврити, пясъчници и много по-малко - конгломерати, чакъл, глини. Редките карбонатни скали включват варовици и мергели. Всички тези скали, както всички други, се състоят от минерали, т.е. естествени химични съединения. И така, варовиците се състоят от калцит - съединение със състав на CaCO 3. Калцитните зърна във варовиците са много малки и се различават само под микроскоп.

Мергелите и глините, освен калцит, съдържат в големи количествамикроскопично малки глинести минерали. Поради тази причина, след излагане на мергел със солна киселина, на мястото на реакцията се образуват избистрени или по-тъмни петна - резултат от концентрацията на глинести частици. Във варовиците и мергелите понякога се срещат гнезда и жилки от кристален калцит. Понякога можете да видите и друзи от калцит - сраствания на кристали от този минерал, израснали в единия край на скалата.

Теригенните скали се делят на детритни и глинести. По-голямата част от скалната повърхност на републиката е съставена от кластични скали. Те включват вече споменатите алевролити, пясъчници, както и по-редки чакълести камъни и конгломерати.

Алевритините се състоят от детритни зърна от минерали като кварц (SiO 2), фелдшпати (KAlSi 3 O 8; NaAlSi 3 O 8 ∙CaAl 2 Si 2 O 8), други частици от тиня с диаметър не повече от 0,05 mm. По правило алевролитите са слабо циментирани, бучки и на външен вид наподобяват глини. Те се различават от глините по по-голяма вкамененост и по-малка пластичност.

Пясъчниците са втората най-често срещана основна скала в Удмуртия. Те се състоят от детритни частици (песъчинки) различен състав- зърна от кварц, фелдшпати, фрагменти от силициеви и ефузивни (базалтови) скали, в резултат на което тези пясъчници се наричат полимиктични или полиминерални. Размерът на пясъчните частици варира от 0,05 mm до 1 - 2 mm. По правило пясъчниците са слабо циментирани, лесно се разхлабват и затова се използват за строителни цели като обикновените (съвременни речни) пясъци. Рохкавите пясъчници често съдържат прослойки, лещи и конкреции от варовити пясъчници, чийто детритален материал е циментиран от калцит. За разлика от алевролитите, пясъчниците се характеризират както с хоризонтално, така и с наклонено напластяване. Понякога пясъчниците съдържат малки варовити черупки на сладководни двучерупчести. Всички взети заедно (наклонена настилка, редки изкопаеми мекотели) свидетелстват за речния или алувиалния произход на полимиктовите пясъчници. Циментирането на пясъчници от калцит е свързано с разлагането на калциевия бикарбонат до подземни водициркулиращи през порите на пясъците. В този случай калцитът е изолиран като неразтворим реакционен продукт в резултат на изпаряване на въглероден диоксид.

По-рядко теригенните скали са представени от чакъл и конгломерати. Това са здрави скали, състоящи се от заоблени (кръгли, овални) или загладени фрагменти от кафяви мергели, циментирани с калцит. Мергели - местен произход. Като примес в кластичния материал се срещат тъмни грани и ефузиви (древни базалти), донесени от пермските реки от Урал. Размерът на чакълестите фрагменти варира съответно от 1 (2) mm до 10 mm, а в конгломератите от 10 mm до 100 mm и повече.

По принцип нефтените залежи са ограничени до седиментни скали, въпреки че има петролни находища, ограничени до метаморфни (Мароко, Венецуела, САЩ) или магмени скали (Виетнам, Казахстан).

13. Резервоари. Порьозност и пропускливост.

Колекционерскала се нарича скала, която има такива геоложки и физични свойства, които осигуряват физическата мобилност на нефта или газа в нейното празно пространство. Скалата на резервоара може да бъде наситена или с нефт, или с газ, или с вода.

Скалите с такива геоложки и физични свойства, при които движението на нефт или газ в тях е физически невъзможно, се наричат неколекционери.

Концепцията за развитие на полето масло. Схема за разполагане на кладенци, методи за стимулиране на резервоара - вътрешно и извънконтурно наводняване. Концепцията за контрол върху развитието на полето.

Концепцията за методите за подобряване добив на маслослоеве. Термични методи.

МаслоМясто на раждане

Скалите, които изграждат земната дебелина, се разделят на два основни типа - магмени и седиментни.

Магматични скали - образуват се при втвърдяване на течна магма в дебелината на земната кора (гранит) или вулканични лави на земната повърхност (базалт).

Седиментни скали - образувани от седиментация (главно в водна среда) и последващо уплътняване на минерални и органични вещества от различен произход. Тези скали обикновено се срещат на слоеве. Определен период от време, през който се нарича образуването на скални комплекси при определени геоложки условия геоложка ера(ератема). Съотношението на тези слоеве в разреза на земната кора един спрямо друг се изследва чрез СТРАТИГРАФИЯ и се обобщава в стратиграфска таблица.

Стратиграфска таблица

Ератема	Система, година и място на установяване	Индекс	Брой отдели	Брой нива
кайнозойски	Кватернер, 18229, Франция Неоген, 1853 г., Италия Палеоген, 1872 г., Италия
Мезозой	Креда, 1822 г., Франция Джурасик, 1793 г., Швейцария Триасовая, 1834, Център. Европа
палеозойска	Пермская, 1841 г., Русия Карбон, 1822 г., Обединеното кралство Девон, 1839 г., Обединеното кралство Селурская, 1873 г., Великобритания Ордовик, 1879 г., Обединеното кралство Камбрий, 1835 г., Обединеното кралство

По-старите отлагания се приписват на криптозойската еонотема, която е разделена на АРХЕЙ и ПРОТЕРОЗОЙ.В горния протерозой се разграничават рифей с три подразделения и ВЕНД. Таксонометричната скала на докамбрийските отлагания не е разработена.

Всички скали имат пори, свободни пространства между зърната, т.е. имат порьозност. индустриални клъстери масло (газ) се намират главно в седиментни скали - пясъци, пясъчници, варовици, които са добри колектори за течности и газове. Тези скали са пропускливи; способността за преминаване на течности и газове през система от множество канали, свързващи празнини в скалата.

МаслоИ газнамиращи се в природата под формата на клъстери, срещащи се на дълбочина от няколко десетки метра до няколко километра от земната повърхност.

Слоеве от пореста скала, чиито пори и пукнатини са запълнени масло, се наричат нефтени резервоари (газ) или хоризонти.

Резервоари, в които има натрупвания на нефт ( газ) се наричат нефтени находища ( газ).

Съвкупността от депозити маслоИ газ, концентрирани в недрата на една и съща територия и подчинени в процеса на формиране на една тектонска структура, се нарича нефтено (газово) поле.

Обикновено депозит масло (газ) се ограничава до определена тектонска структура, която се разбира като форма на поява на скали.

Слоеве от седиментни скали, първоначално разположени хоризонтално, в резултат на налягане, температура, дълбоки разкъсвания, се издигнаха или паднаха като цяло или един спрямо друг, а също така се огънаха в гънки с различни форми.

Изпъкналите нагоре гънки се наричат антиклинали, а изпъкналите надолу се наричат синклинали.

Антиклинала Синклинала

Най-високата точка на антиклиналата се нарича нейният връх, а централната част се нарича свод. Наклонените странични части на гънките (антиклинали и синклинали) образуват крила. Антиклинала, чиито крила имат еднакви ъгли на наклон от всички страни, се нарича купол.

Мнозинство маслоИ газдепозитите на света са ограничени до антиклинални гънки.

Обикновено една сгъната система от слоеве (слоеве) е редуване на издутини (антиклинали) и вдлъбнатини (синклинали), а в такива системи скалите на синклиналите са пълни с вода, т.к. те заемат долната част на конструкцията, масло (газ), но ако се появят, те запълват порите на скалите на антиклиналите. Основните елементи, характеризиращи спалното бельо са

посока на падане

опъвам, разтягам;

· ъгъл на наклон

Наклонът на слоевете е наклонът на слоевете на земната кора към хоризонта.Най-големият ъгъл, образуван от повърхността на слоя с хоризонталната равнина, се нарича ъгъл на наклон на слоя.

Линия, лежаща в равнината на резервоара и перпендикулярна на посоката на падането му, се нарича простиране на резервоара.

Структури, благоприятни за натрупване на нефт, освен антиклинали, са и моноклинали. Моноклина е ниво на поява на скални слоеве с еднакъв наклон в една посока.

По време на образуването на гънки обикновено слоевете са само смачкани, но не и разкъсани. Въпреки това, в процеса на изграждане на планини под действието на вертикални сили, слоевете често претърпяват разкъсване, образува се пукнатина, по която слоевете се изместват един спрямо друг. В този случай се образуват различни структури: разломи, обратни разломи, навласки, гребени, изгаряния.

· Нулиране - изместване на скални блокове един спрямо друг по вертикална или стръмна наклонена повърхност на тектоничен разрив. Вертикалното разстояние, което слоевете са изместили, се нарича амплитуда на разлома.

· Ако на една и съща равнина няма падане, а издигане на слоевете, тогава такова нарушение се нарича обратен разлом (обратен разлом).

· Надигане - прекъснато смущение, при което едни скални маси се избутват върху други.

Грабел - участък от земната кора, спуснат по разломи.

Гори - участък от земната кора, повдигнат по разломи.

Геоложките смущения оказват голямо влияние върху разпространението масло (газ) в недрата на Земята - в някои случаи те допринасят за нейното натрупване, в други, напротив, могат да бъдат начини за наводняване богати на нефт и газобразувания или разкрития на нефт и газ.

Следните условия са необходими за образуването на нефтено находище

§ Наличие на резервоар

§ Наличието на непропускливи слоеве над и под него (подметката и покрива на слоя) за ограничаване на движението на течността.

Комбинацията от тези условия се нарича маслоуловител. Разграничете

§ Трезорен капан

§ Литоложки екраниран

§ Тектонично екраниран

§ Стратиграфски защитен

Нефт и природен газ. Маслото, неговият елементен състав. Кратко описание на физичните свойства на маслото. въглеводороден газ. Компонентен състав и кратко описание нафизични свойства на газа. Концепцията за кондензат

Условия за намиране на нефт, природен газ и резервоарна вода в земната кора. Колекционерски породи. Литоложки видове резервоарни скали. Порите в скалите, техните видове, форма, размер. Резервоарни свойства на скалите. Порьозност, напукване. Пропускливост. Карбонат. Съдържание на глина. Методи за изследване на резервоарните свойства. Нефтено и газово насищане на резервоарните скали. Породи гуми.

Концепцията за естествени резервоари и капани. Концепцията за находища и находища на нефт и газ. Контакти вода-масло, газ-масло. Контури на нефтен и газов потенциал. Класификация на депозитите и депозитите

Произход на нефта и газа. Миграция и натрупване на въглеводороди. Унищожаване на депозити.

Формационни води на нефтени и газови находища, тяхната търговска класификация. Главна информациявърху налягането и температурата в находищата на нефт и газ. Ненормално високо и необичайно ниско пластово налягане. Изобарни карти, тяхното предназначение.

Концепцията за нефтени и газови провинции, региони и области, зони за натрупване на нефт и газ. Основните нефтени и газови провинции и региони на Русия. Най-големите и уникални находища на нефт и нефт и газ в Русия

Насоки

При пробиване на нефтени и газови кладенци и разработване на нефтени и газови находища знанията по петролна геология са основни, а именно е необходимо да се познават съставът и физичните свойства на нефта и газа, условията за тяхното възникване в земната кора. Въпросът за произхода на петрола винаги остава актуален. Днес учените се опитват да надхвърлят общоприетата органична теория за произхода, за да открият нови находища. Все пак, като начало, проучете същността на органичните и неорганичните теории за произхода на нефта и газа и доказателствата в полза на всяка от тях.

Резервоарната скала е скала, способна да съдържа нефт и газ и да ги освобождава при спад на налягането. Резервоарните скали могат да бъдат пясъци и пясъчници, тини и алевролити (теригенни), варовици и доломити (карбонатни).

Газ, нефт, вода в капана се разпределят под действието на гравитационните сили в зависимост от тяхната плътност. Газът, като най-лекият флуид, се намира в горната част на капана, маслото е под него, а водата под маслото. VNK - контакт вода-масло, GNK - контакт газ-масло, GVK - контакт газ-вода. Начертайте находище на газ и нефт и маркирайте GOC и VOC. Преглед и рисуване Различни видовекапани и отлагания.

Научете принципите на зониране на нефтени и газови зони. Основният е тектоничният принцип. Повечето от петролните и газови провинции на Русия са разположени в платформените райони. С тях се свързват провинциите с преобладаващо палеозойско и мезозойско натрупване на нефт и газ. На територията на Русия и съседните държави има две древни платформи - Руска и Сибирска. На руската платформа се разграничават Волго-Уралската, Тимано-Печорската, Каспийската, Балтийската нефтена и газова провинции. На Сибирската платформа се разграничават Лена-Тунгуска, Лена-Вилюйска, Енисейско-Анабарска нефтена и газова провинции. Провинциите на древните платформи са изброени по-горе, а Западносибирските и Севернокавказките нефтени и газови провинции са ограничени до млади платформи. Провинциите на сгънатите територии са ограничени до междупланински депресии, корита с предимно алпийско нагъване (Далечния изток). Провинциите на преходните територии съответстват на подножието на предпланините - Предкавказка Предуралска, Предвехоянска нефтена и газова провинции. В рамките на провинциите се разграничават нефтени и газови райони, в регионите - нефтени и газови региони, в рамките на регионите - зони за натрупване на нефт и газ, които се състоят от находища.

Литература1, с.126-203

Въпроси за самоконтрол

1. Какво е масло, какво химически елементиса включени в него?

2. Класификация на маслото по търговски качества.

3. Каква е плътността, вискозитетът на маслото и на какво е равен? Единици. От какви фактори зависи плътността на маслото? Къде е по-голяма плътността на петрола: в резервоар или в повърхностни условия? Обясни защо?

4. Какви оптични свойства, термично и електрическо масло познавате?

5. Какви са обемните и преобразувателните коефициенти, свиване на маслото? Защо е важно да ги прилагаме на практика? Какво е налягане на насищане, GOR и GOR?

6. Какъв е химичният състав на природните въглеводородни газове? Разкажете ни за плътността и вискозитета на природните въглеводородни газове.

7. Какво се разбира под "сухо" и "мазно" въглеводороден газ?

8. Разкажете ни за свиваемостта и разтворимостта на природните въглеводородни газове.

9. Какво е кондензат? Какъв е неговият състав и плътност? Какво представляват газовите хидрати?

10. Какъв е химичният състав и свойствата на пластовите води на нефтени и газови находища?

11. Какво е минерализация и как се променя с дълбочината?

12. Какво определя плътността и вискозитета на пластовите води? Какво определя свиваемостта на пластовите води? Какви са електрическите свойства на пластовите води и от какво зависят?

13. Какви са видовете води от класификацията на Сулина, кои от тях са свързани с нефт?

14. Какви скали се наричат колектори? Назовете литоложките видове резервоарни скали.

15. Какви видове празно пространство има? Опишете ги.

16. Какво се разбира под порьозност на резервоарните скали? Посочете коефициентите на обща и отворена порьозност.

17. Какво е пропускливост? Назовете измерението на пропускливостта. Законът на Дарси.

18. Какво се разбира под насищане с нефт (насищане с газ)?

19. Какво се нарича породи гуми? Какви породи могат да бъдат?

20. Естествени резервоари и уловители за нефт и газ. Находища на нефт и газ. Дайте понятия.

21. Какво се нарича естествени резервоари? Начертайте видовете им.

22. Какво се нарича капан за нефт и газ? Дайте снимки на различни видове капани.

23. Какво е находище на нефт и газ, находище на нефт и газ? рисувам

газово-нефтено находище, нефтено находище, газово находище?

24. Как се разпределят газ, масло, вода в капана? От какъв фактор зависи