Генерационный потенциал нефтегазового бассейна

КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине

«Геология нефти и газа»

Тема:

Генерационный потенциал нефтегазового бассейна

 

 

                                                         Выполнил: студент

                                                                    Курс: 2 курс

                                                         Форма обучения: очная

                                                         Группа: Б1-НФГД 21

                                                         Шифр:182355

                                                         Ф.И.О.: Аль-Замили Аосамах Жалал   

                                                         Абдулжаббар

                                                       Работа защищена с оценкой __________

 

                                                         Преподаватель: к. г.-м. н., доцент

                                           Воробьева Екатерина Викторовна

                                       Дата защиты________________

 

Саратов 2020

Содержание

Введение…………………………………………………………………………3

Глава 1. Понятия о нефтегазоносном бассейне ……………..…………....3

1.1 Понятия о нефтегазоносном бассейне………………………………….....3

1.2 Основные этапы развития учения о нефтегазоносных бассейнов……....6

1.3. Принципиально новый этап изучения осадочных бассейнов………....9

Глава 2. Элементы районирования нефтегазоносных бассейнов. Очаги нефтегазообразования и зоны нефтегазонакопления...........……………..12

2.1 Элементы районирования нефтегазоносных бассейнов. Очаги нефтегазообразования и зоны нефтегазонакопления………………………..12

2.2 Условия образования очагов НГО………………………………………....15

2.3 Начальная стадия формирования очагов НГО……………………….…..16

2.4 Исходное ОВ, его кол-во и типы……………………………………….…16

2.5 Литогенез глубоководных осадков и преобразование ОВ……………...17

2.6 Главная стадия очагов нефтеобразования…………………………….….19

2.7 Факторы катагенеза пород и органического вещества………...……......20

2.8 Зона изменения состава глин…………………………………………...…22

2.9 Геологическое время……………………………………………………....23

2.10 Динамический катагенез………………………………………………….24

2.11 Динамические факторы нефтеобразования…………………………......25

2.12. Заключение……………………………………………………………….25

2.13. Список литературы………………………………………………………25

 

Введение

Генерационный (генетический) потенциал породы - число углеводородов (УВ), которое порода может составить в течение всего литогенеза или на его этапе, обуславливается типом органического вещества (ОВ, или кероген), его содержания в породе, мощности и площади распределения нефтематеринских пород в бассейне, а его осуществление - от степени катагенетической видоизмененности. Материалы, полученные при исследовании нефтематеринских особенностей, используются при расчете количества генерированных УВ, а в связи с миграционными потерями- прогнозных ресурсов. Сравнение этих материалов с геологическими ресурсами  разрешает обнаружить невидимые запасы нефтегазоносного бассейна, включая старые районы, в которых запасы пошли на убыль.

ГЛАВА 1. ПОНЯТИЯ О НЕФТЕГАЗОНОСНОМ БАССЕЙНЕ

Принципиально новый этап  изучения осадочных бассейнов

Из-за появления тектоники литосферных плит, до появления тектоники плат эволюция осадочных бассейнов учитывалась, как функция осадочных бассейнов (типичный статический фактор).

Были изменены границы осадочных бассейнов. Также были выявлены большие залежи складчатых, надвиговых бортах бассейнов, в передовых и межгорных бассейнах.

Соответственно, поэтому бассейн стал расцениваться, как динамическая система с учетом горизонтальных и вертикальных движений и их обратимости во времени.

Классификация.

Все классификации разделяют на 3 группы:

1. Тектоническая (отличие складчатых областей). Процессы нефтегазогенерации различны. Классификация Брода 1964г. 3 типа бассейнов:

-платформенные;

-равнинные;

-межгорные.

2. Тектонодинамическая (фактор, определяющий характер формирования зон нефтегазонакопления). Не зависимо от хорошей полноты, есть большой недостаток. Использование таких классификаций не дает наиболее высокую степень узнаваемости бассейнов.

3. Историко-генетическая (осадко-миграционная теория). Бассейн видят, как целостную система. Связаны процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления со стадийностью прогрессивного литогенеза. Разработана на применении тектоники литосферных плит.

Особняком стоит эволюционно-тектоническая классификация нефтегазоносных бассейнов.пы бассейнов
латформенный
поясо

Подтип	Класс	Примеры
Внутриплатформенный (Интракратонный)	1.Рифтовый     2.Синеклизный	1.Днепрово-Донецкий, Красное море, Суэтский залив, Припятский, Рейнский, Шотландский, Западно-Английский. 2.Англо-Парижский, Западно-Сибирский, Мичиганский, Иллинойский, Уиллистонский, Среднерусский, Среднеамазонский, Мараньяо
Окраиноплатформенный (перикратонный)	1.Собственно-перекратонный 2.Перикратонно-орогенный	1.Мексиканский залив, Ливийско-Египетский, Арктический склон Аляски, 2.Персидский залив, Волго-Уральский, Западно-Канадский, Баренцево-Морско-Печерский, Прикаспийский.
Перикратонно-океанический	1.Рифтовый     2.Переокеанический	1.Восточно-Канадский, острова Святого Лаврентия, Камбейский, Адомский залив, Сен-Винсет. 2.Бассейн Атлантического побережья Африки и Южной Америки, (Нигерийский, Бразильский, Синегальский, Камерунский,)
Островодужный	1.Преддуговые     2. Междуговые   3.Тыльнодуговые	1.Южно-Аляскинский, Лисий, Ятанага,Тонга, Барбадос-Тобаго, Никобарский, Курило-Камчатский, Южно-Курильский, Южно-Ханкойдинский, 2.Лусон, Вагелкон, Сулно-Алованский, Центрально-Филиппинский. 3.Южно-Охотский, Ценсу, Северо-Суматринский, Северо-Калимантанский,
Орогенный	1. Окрайно-континентальный орогенный 2.Межконтинентальный орогенный 3.Периконтинентально-океанический орогенный 4.Внутриконтинентальный орогенный 5.Переконтинентально-орогенный	1.Нортон, Андаманскй, Бристольский, Северо-Явинский, Сахалино-Охотский, Сахалино-Хайинайдский, Охотско-Камчтатский,  2.Южно-Каспийский, Венский, Паннонский. 3.Лос-Анжелес, Вентура-Санта-Барбара, Санта-Мария, Гуаякильский, Гватемальский, Южно-Чилийский. 4. Таримский, Ферганский, Джунгарский, Скалистые горы 5.Азово-Кубанский, Терсно-Каспийский, Оринокский.

ГЛАВА 2. ЭЛЕМЕНТЫ РАЙОНИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ. ОЧАГИ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ И ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ.

 

2.1 Элементы районирования нефтегазоносных бассейнов. Очаги нефтегазообразования и зоны нефтегазонакопления.

По участку очаг намного больше чем зона. Изредка участок очага такой же, как и площадь бассейна.

Очаги нефтегазообразования. Есть стадийность формирования УВ в нефтематеринских толщах (НМТ), зависящие от температуры. В приповерхностных условиях возникают биохимические процессы, и образуется метан. Это зона биохимического образования метана (зона диагенеза).

При стереотипных условиях осадконакопления не прерывны. После, с глубиной, нефтематеринская толща попадает в область с большой температурой. С глубиной температура падает, образуется газ, нефть.

В любом осадочном бассейне есть некоторое количество генетических зон:

- Зона биохимического газообразования (Т до 20 градусов). Диагенез (потенциально нефтепроизводящий);

- Верхняя зона НГО (нефтегазообразования) (соответствует Т – 20-60 градусов). Начало прото-катагенеза ПК1 – ПК3;

- Главная зона НГО (Т-60-150градусов в зависимости от типа бассейна). Мезокатагенез МК1 – МК3, от 1500-5000 км (нефтепроизводящая зона);

- Нижняя зона НГО (главная зона газообразования) (Т-150-200 град.) МК4 – МК5, средний катагенез;

- Зона термокаталитического газообразования (Т-200-250 град.) катагенез (самая нижняя граница образованиия газов);

- Зона кислых газов (Т- выше 250 град.) метаморфизм.

Очаг нефтегазообразования – часть нефтематеринских пород, расположившихся с ГЗН.

С появлением очага, бассейн является газоносным.

Возникновение и развитие очага в границах осадочного бассейна заранее определяет появление условий нефтегазообразования, а так же переформирование и разрушение залежей УВ.

Осадочный бассейн становится последовательно газоносным, на большей глубине нефтегазоносным, затем газонефтеносным, а после газоконденсатным. (Генерируется конденсат)

Когда генетические особенности очага уходят, они превращаются в остаточно нефтегазаносные – ФАНТОМНЫЕ.

В таком случае очаги заодно с бассейном разрушаются и исчезают, превращаясь либо в горные сооружения или в фундамент новых осадочных бассейнов. То есть бассейны, в которых есть залежь УВ, но нет очага, называются Фантомные.

Положение очага в бассейне рассматривается рядом других факторов и связано с длительным временем осадконакопления.

Важно положение очага относительно бортов бассейна.

Они делятся на:

- Полноочаговые (S очага большая, рифтово-грабенного типа. Н/п Лос-Анжелес). Тогда залежи формируются путем вертикальной и ближней латеральной миграцией.

- Ограниченноочаговые - центральноочаговые (симметричные), очаг в наиболее прогнутой зоне (погружной).

- Переферйноочаговые (ассиметричные), очаги наиболее погружены, участки смещены.

а) УВ мегрируют из центра к бортам;

б) К одному из бортов (перекротон, бассейны).

Если очаг расположен близ пологих бортов бассейна, то залежи формируются при дальней латеральной миграции. Если крутой борт – вертикальная миграция.

Значение имеет количество очагов бассейна:

- моноочаговое;

- полиочаговое.

Вывод: Существование очага и его возможности – определяющий фактор процесса генерации в бассейне. Бассейны начинают рассматривать по количеству очагов.

Зоны нефтегазонакопления – большие, протяженные структуры, в пределах которых образуются отличные условия для концентрации УВ в залежах месторождениях.

Условия происхождения зон есть в морфологии и находится тектоническими движениями литолого-стратиграфическими условиями накопления.

Несмотря на условия в пределах образования НГМ, является приподнятым участком (блоковое движение, рифогенные массивы, перемещение платформенных тел из корневых антиклинальных структур).

По характеру взаимодействия осад.чехла и фундамента отличают зоны:

1. Длительно-унаследоваемым развитие – структуры, объединенные с длительным поднятием фундамента. (сводовые структуры).

2. Новообразованная – надрифтовые и авлакогеновые, делятся на: целевые, межсолевые и подсолевые. (Уренгойско-Калтагорский тафрогент).

В плане зоны НГМ присутствуют линейно-вытянутые и изометричные. (наибольшее число).

Более частым типом зон является - антиклинальный. 70% всех запасов УВ, в России 98% из стран ближнего зарубежья.

2.2 Условия образования очагов НГО

Согласно осадочно-миграционной теории НГО существуют следующие основные понятия:

- НГО органически связано с литогенезом;

- НГО очень длительный и многоступенчатый процесс до 10 и 100 миллионов лет;

- образование и созревание рассеянных УВ (микро нефти);

- переход микронефти в нефть;

- нефть образуется в областях длительного осадконакопления (осадочный бассейн);

- нефть полистадийное, полигамное и полихромное состояние сформировывающееся в разное время.

УВ соединения обязательный компонент осадочной породы n*10¹⁴  (микронефть) / n*10¹²  (нефть).

НМО в процессе развития бывают в 3-х состояниях:

- потенциальное НМ – до вхождения в ГЗН;

- нефтепроизводящее (находится в ГЗН);

- нефтепроизводившее (прошли ГЗН).

НГМ придерживается начальных условий формирования НГМТ, а также последующих условий очага.

Выделяют внутренний и внешний факторы оценки НГМП.

Внутренний: связанный с качественными и количественными характеристиками потенциала очагов.

Внешний: связан с условием его воплощения.

Внутренний фактор делится на 2 группы:

1. Факторы, связанные с литологией;

2. Факторы, связанные с РОВ.

Внешние факторы:

1. Статический характер очагов и зон;

2. Динамический. (Определяется тепловой историей существования НМТ, скоростью прохождения зон катогенеза, длительностью существования очага).

В истории формирование очага есть 3 стадии:

1. Начальная (предочаговая);

2. Главная (генерационная);

3. Завершающая (постоочаговая).

Давление

Работает в прямопропорционально температуре. Оно помогает в изменении пористости и плотности пород. Минерального преобразования, текстурной особенности и других факторов.

Средняя плотность пород ЗК - 2,7 г/см3.

Давление на каждый км увеличивается на 27МПа. Изменение пористости нужно учитывать.

Если на поверхности пористость 50%, то суммарная пористость на больших глубинах 1-3%, на глубине 9 км давление составляет 237МПа.

Глинистые породы сильно изменчивы под давлением. Глины уплотняются, происходит перестройка кристаллической решетки. Происходит отжим седиментационной воды, и происходит отток микронефти. Процесс дегидротации - основной повод миграции из нефтепроизводящих толщ. Существует определенная зональность в глинистых породах.

Зона изменения состава глин

1) Соответствует диагенезу и располагается на глубине 300м.

В самой высокой части (первые 10 м) начинается резкое изменение влажности за счет ухода свободной воды (до 30%). В интеграле от 10 до 300м в глинах присутствует адсорбционная связанная вода Т – 20-25 град., Р – 3МПа – сохранение адсорбционной воды.

2) Состоит из 2-х подзон:

- верхняя на глубине 300м;

- нижняя на глубине 600-1000м.

Вторая зона аналогична начальному катагенезу. В верхней подзоне идет удаление воды. Отжим воды связан с увеличением температуры до 40 градусов, влажность не более 12%.

В нижней подзоне температура 40-60 градусов, давление 20 МПа, не достаточного для отжима.

3) Находится на глубинах 1100-2000 метров. Происходит изменение свойств, адсорбционной связанной воды. Происходит уплотнение глин, пористость снижается до 10%, присутствует гидрослюда.

В третей зоне выделяются 2 аномальных горизонта:

1) 60-70 градусов, 20-36 МПа,

2) 90-120 градусов, давление 50-60 МПа.

В этих горизонтах возросла общая пористость и влажность. Увеличивается кол-во растворимых солей. Начинается разуплотнение и стал больше отток воды. Эти горизонты имеют очень большое значение эвакуации нефти из НМТ. В случае, если на пути миграции нефти отсутствуют резервуары, то зоны разуплотнения в НМТ могут оказаться резервуаром.

4)Отвечает позднему катагенезу (апокатогенезу).

Начинается с глубины, где 1 градус выше 120 градусов, заключительный этап удаление влаги из глин. Влажность не превышает 2-х процентов и остается постоянной. Глины превращаются в аргиллиты.

Стадийность изменения глин носит необратимый характер и наиболее четко связаны процессы со стадийностью нефтегазообразования.

 

Геологическое время

Существуют 2 точки зрения о роли геологического времени в катагенезе:

1) ГВ в катагенезе роли не играет, поскольку при очередном повышении температуры процесс преобразования ОВ успевает завершиться за 100 или 1000 лет.

2) ГВ играет определенную роль при катагенезе. Оно компенсирует в разной степени дефицит температуры, необходимый для перехода одной степени катогенеза к другой, в роли коллектора.

 

Динамический катагенез

При статическом катагенезе происходит последующее изменение свойств пород, обусловленное воздействием температуры и давления. Если бассейн, находящийся в тектонически активном регионе, где более высокие тектонические движения воздействия сейсмичности, процессом магматизма и метомарфизма и другими процессами, способствует прогреву толщ и их уплотнений. Такой процесс называется динамическим катагенезом.

Пример: угольная толща в районе Алдана преобразование углей, понятие динамического катагенеза были использованы для объяснения, преобразования углей, никогда не погружаются на значительные глубины. Это объясняется условием тангенсального сжатия и воздействием позднее -мезозойского магматизма.

Пример: Предверхоянский прогиб.

Борт прогиба, который примыкает к складчатой области, здесь есть ступень преобразования ОВ на 1-2 градации выше, чем на платформенном борту.

Все крупнейшие нефтегазаностные бассейны мира шли по динамическому пути.

Вывод: развитие НГ бассейнов шло по пути статического-динамического катагенеза. Раздельно они встречаются редко. Бассейны платформенного типа по большей степени развивались по статическому катагенезу, а бассейны складчатых – по динамическому пути.

2.11 Динамические факторы нефтеобразования

Положение зоны ГФМ изменяется по глубине и протяженности. Они связаны с факторами статическими и динамическими.

Статический фактор – тип ОВ НМТ, ее возрастает литология.

Динамический фактор – скорость погружения толщ, величина теплового потока и геотермичные элементы, а также тектоническая и сейсмическая активность бассейна.

Для того, чтобы НМТ в полной степени реализовал свой потенциал, большое значение имеет условия миграции УВ.

Процессы нефтеобразования и процессы дегидратации глин, как правило, идут независимо друг от друга. И во времени могут не совпадать.

Если сток сидиминтационных вод происходит раньше ГФМ, то миграция нефти будет очень сильно затруднена. Наиболее оптимальные условия тогда, когда эти процессы совпадают во времени.

Для образования приличных скоплений нефти необходимы величины геотермического градиента от 3-3,5. Высокая скорость формирования НМ отложений 40-80м. за миллион лет.

Существует классификация зависимости нефтегазоностности от темпов осадконакопления.

Выделяют 4 типа бассейнов:

1) Бассейны высокого генерационного потенциала -0,3-0,9 т/км2.

2) Среднего потенциала -0,16-0,3 т/км2.

3) Низкого потенциала -0,06-0,16 т/км2.

4) Убывающего потенциала, меньше 0,9т/км2.

По условиям образования очага бассейны подразделяются на 3 типа:

1) Пассивные (величина геотермального градиента больше 3-х градусов на 100м, скорость осадконакопления больше 40м на 100 000 000 лет).

2) Активные  (геотермальный градиент 3-3,5 градусов на 100м).

3) Высокоактивные (до 5 градусов на 100м, скорость седиментации больше 80м на 100 млн. лет).

 

Заключение.

Методы геологических и геофизических поисков нефти и газа решает задачу поисков нефтегазоносных залежей. Подчеркну, что не все структуры, выявляемые геофизическими методами, впоследствии подтверждаются глубоким бурением. И не сегда подтвержденные глубоким бурением структуры нефтегазоносны. Это заставляет улучшать методику, находить более эффектные модификации методов, повышающие результативность поисков.       

Задачей геохимических методов являются поиски не ловушек, а месторождений нефти и газа. Как отметил А.В. Сидоренко «решение проблемы прямых поисков полезных ископаемых через толщи перекрывающих пород равносильно технической революции в геологоразведочном деле».

 

2.13. Список литературы.

1. Баженова О.К. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник /О.К.Баженова, Ю.К.Бурлин, Б.А.Соколов, В.Е.Хаин; Под ред. Б.А.Соколова. – 2 –е изд., перераб. и доп. – М.: Изд. Моск. Унта, изд. Центр «Академия» – 2004.. – 415 с., илл. – (Классический университетский учебник).

2. Брагинский О.Б. Мировой нефтегазовый комплекс / О.Б.Брагинский. – М.: Наука,2004. – 605 с.

3. Габриэлянц Г.А. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. Учебник. М.: РИЦ МГГА, 2000. – 512 с.:

4. Конторович А.Э. Очерки теории нафтидогенеза: 51 Избранные статьи/ Науч. ред. д-р геол.мин. наук С.Г.Неручев. – Новосибирск: Изд. СО РАН, филиал «Гео». – 2004. – 545 с.

5. Методы прогноза, поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие /Р.Х.Муслимов, В.В.Ананьев, В.М.Смелков, Р.К.Тухватуллин. – Казань: Изд-во Казанского государственного университета, 2007. – 320 с. 6.. Минерально-сырьевые ресурсы Российской Арктики.

КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине

«Геология нефти и газа»

Тема:

Генерационный потенциал нефтегазового бассейна

 

 

                                                         Выполнил: студент

                                                                    Курс: 2 курс

                                                         Форма обучения: очная

                                                         Группа: Б1-НФГД 21

                                                         Шифр:182355

                                                         Ф.И.О.: Аль-Замили Аосамах Жалал   

                                                         Абдулжаббар

                                                       Работа защищена с оценкой __________

 

                                                         Преподаватель: к. г.-м. н., доцент

                                           Воробьева Екатерина Викторовна

                                       Дата защиты________________

 

Саратов 2020

Содержание

Введение…………………………………………………………………………3

Глава 1. Понятия о нефтегазоносном бассейне ……………..…………....3

1.1 Понятия о нефтегазоносном бассейне………………………………….....3

1.2 Основные этапы развития учения о нефтегазоносных бассейнов……....6

1.3. Принципиально новый этап изучения осадочных бассейнов………....9

Глава 2. Элементы районирования нефтегазоносных бассейнов. Очаги нефтегазообразования и зоны нефтегазонакопления...........……………..12

2.1 Элементы районирования нефтегазоносных бассейнов. Очаги нефтегазообразования и зоны нефтегазонакопления………………………..12

2.2 Условия образования очагов НГО………………………………………....15

2.3 Начальная стадия формирования очагов НГО……………………….…..16

2.4 Исходное ОВ, его кол-во и типы……………………………………….…16

2.5 Литогенез глубоководных осадков и преобразование ОВ……………...17

2.6 Главная стадия очагов нефтеобразования…………………………….….19

2.7 Факторы катагенеза пород и органического вещества………...……......20

2.8 Зона изменения состава глин…………………………………………...…22

2.9 Геологическое время……………………………………………………....23

2.10 Динамический катагенез………………………………………………….24

2.11 Динамические факторы нефтеобразования…………………………......25

2.12. Заключение……………………………………………………………….25

2.13. Список литературы………………………………………………………25

 

Введение

Генерационный (генетический) потенциал породы - число углеводородов (УВ), которое порода может составить в течение всего литогенеза или на его этапе, обуславливается типом органического вещества (ОВ, или кероген), его содержания в породе, мощности и площади распределения нефтематеринских пород в бассейне, а его осуществление - от степени катагенетической видоизмененности. Материалы, полученные при исследовании нефтематеринских особенностей, используются при расчете количества генерированных УВ, а в связи с миграционными потерями- прогнозных ресурсов. Сравнение этих материалов с геологическими ресурсами  разрешает обнаружить невидимые запасы нефтегазоносного бассейна, включая старые районы, в которых запасы пошли на убыль.