Концепция неорганического происхождения нефти

Различают:

карбидную (1),

космическую (2),

 вулканическую (3)

В 1950 г. профессор Н. А. Кудрявцев выдвинул магматическую гипотезу образования нефти.

На больших глубинах - в мантии Земли - в условиях очень высокой температуры С и Н2 образуют углеводородные радикалы - СН, СН2 и СН3.

Вследствие перепада давления они перемещаются по веществу мантии в зоны глубинных разломов и вдоль этих разломов поднимаются вверх, ближе к земной поверхности.

По мере понижения температуры в верхних слоях эти радикалы соединяются друг с другом и с водородом. В результате образуются более сложные нефтяные углеводороды.

Основные доводы в пользу неорганической гипотезы происхождения нефти (по Н. С. Бескровному):

1. Наличие углеродистых соединений, в том числе углеводородов, во внеземном (космическом) веществе. Космические зонды обнаружили в атмосферах Юпитера и Титана С2Н2, С2Н4, С2Н6, С3Н8, С4Н2,
HCN, HC3N, C2N2.

2. Термодинамические исследования, в основе которых лежит допущение о наличии химического равновесия между летучими и прочими составляющими той или иной физико-химической системы С — Н — N —S — О, указывают на возможность существования в условиях мантии Земли метана при температурах до 1300—1500°С и низкой летучести кислорода.

3. Наличие углеродистых соединений в продуктах магматизма мантийного происхождения.

4. Существование явления углеводородной дегазации вещества мантии, проявляющееся как в горячих, связанных с магматизмом, так и в «холодных» амагматических условиях.

5. Ресурсы нефти и газа находятся в осадочных бассейнах, тяготеющих к глубокопогруженным (6—10 км и более) краям литосферных плит,
ограниченных сейсмоактивными  геодинамическими поясами на орогенном и рифтовом этапах развития.

6. Существование парагенеза эндогенной средне- и низкотемпературной рудной минерализации (полиметаллы, ртуть, уран и др.) с непромышленными проявлениями УВ на складчатой периферии бассейнов; повышенное содержание в нефтях внутри осадочных бассейнов V, Ni, Fe, Сu, Mo, Mn, Co, Zn, Cr, Hg, As, Sb и др. металлов. Данная закономерность объясняется общностью источников углеродистых веществ — предшественников нефти и металлов.

7. Существующая глобальная и региональная неравномерность распространения мировых ресурсов нефти и газа, отражающая очаговый или вертикально-миграционный механизм нефте- и газообразования. Основные мировые ресурсы нефти и газа содержатся в небольшом количестве бассейнов, а в пределах последних в небольшом количестве крупных месторождений.

8. Распространение нефти и газа по разрезу нефтегазоносных районов до фундамента включительно (так называемая закономерность Н. А. Кудрявцева).

9. Молодой кайнозойский, скорее неоген-четвертичный, возраст залежей природного газа и постпалеозойский, преимущественно кайнозойский возраст залежей нефти древних платформ, не согласующийся со временем проявления нефтегазообразования во вмещающих нефть отложениях.

На долю России приходится примерно 11 млрд. т (5–6% текущих мировых запасов).

В России открыто и разведано более 2400 нефтяных и газонефтяных месторождений.

Около 70% разведанных запасов размещено в Западной Сибири.

На втором месте (18%) – Волго-Уральская область, на третьем – Тимано-Печорская провинция.

Республика Татарстан является одним из старейших нефтегазодобывающих районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Поздняя стадия геологоразведочных работ в РТ характеризуется (Р.Х. Муслимов, 2005) сравнительно высокой изученностью традиционных регионально-нефтеносных горизонтов. Республику Татарстан можно рассматривать в качестве полигона для многих регионов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции при выборе эффективных методов поиска залежей углеводородов в разнотипных ловушках нефти на землях, характеризующихся различными перспективами нефтеносности.

В палеозойских отложениях РТ доказана нефтеносность и нефтебитуминозность 33 стратиграфических горизонтов. Стратиграфический диапазон нефтеносности охватывает весь палеозойский разрез от живетских до казанских отложений включительно. Однако распределение нефтеносности по разрезу носит неравномерный характер. Максимальная концентрация нефти приурочена к терригенной толще девона. Значительные нефтяные залежи связаны с турнейскими, визейскими и серпуховско-верейскими отложениями. Природные тяжелые и битуминозные нефти образуют крупные скопления в пермской толще Мелекесской впадины и западного склона Южно-Татарского свода.

В геотектоническом отношении территория РТ весьма неоднородна и включает несколько крупных элементов, принципиально отличных по своему строению и перспективности – Южно-Татарский и Северо-Татарский своды, Мелекесская впадина, Казанско-Кировский прогиб, восточный склон Токмовского свода, Верхнекамская впадина. Значительная часть рассматриваемых земель осложнена влиянием внутриформационных прогибов Камско-Кинельской системы.

В геологическом строении Татарстана принимают участие архейские, протерозойские, палеозойские, мезозойские и кайнозойские образования.

Большая часть территории РТ характеризуется двухъярусным строением разреза, при котором кристаллический фундамент покрыт, начиная со среднего девона, осадочными толщами фанерозоя (1,5-2 км). Исключение составляют земли востока и юга РТ, где между фундаментом и девонскими отложениями выделяется еще один структурный комплекс, представленный мощной толщей осадочных образований рифея и венда.

Архей - нижний протерозой

Фундамент сложен архейскими и нижнепротерозойскими кристаллическими породами и представляет собой чрезвычайно сложное тектоно-метаморфическое образование. Пройденные глубоким и сверхглубоким бурением толщи представлены глиноземистыми и высокоглиноземистыми гнейсами, розовыми и зеленовато-серыми гнейсами с гранатом и биотитом, гранит-пироксеновыми породами с повышенным содержанием железа. Породы кристаллического фундамента метаморфизованы, прорваны по разломам интрузиями кислого и основного состава. Кристаллический фундамент повсеместно покрыт корой выветривания.

Верхний протерозой

Древнейшими осадочными образованиями на территории региона являются рифейские (R) и вендские (V) отложения, в составе которых выделяются актанышская, кидашкинская, соловьевкинская, каировская и шкаповская серии. В Татарстане их присутствие зафиксировано на востоке республики по периферии Южно-Татарского и Северо-Татарского сводов – толщина их здесь достигает 325-340 м.

Рифейские отложения мелководно-морского происхождения выявлены также на западе РТ в Алькеевско-Пичкасском и Юмьинском грабенах - здесь они имеют ограниченное развитие. В рифее особенно широко представлены брекчии, конгломераты и гравелиты, а внизу распространены мелкозернистые доломиты.

Распространение рифейско-вендских отложений в РТ

Распространение рифейско-вендских отложений в РТ
Тектонические элементы: I - Южно-Татарский свод: Iа - западный склон; II - Северо-Татарский свод: II – сводовая часть, IIв – юго-восточный склон III - Мелекесская впадина; IV –восточный склон Токмовского свода, V – Казанско-Кировский прогиб, VI – Бирская седловина, VII – Верхнекамская впадина.

Современный структурный план кристаллического фундамента и осадочной толщи палеозоя республики (именно в палеозое сосредоточены все запасы и ресурсы углеводородного сырья) определяют несколько положительных и отрицательных форм 1-го порядка. К ним относятся Южно- и Северо-Татарский своды, Мелекесская и Верхнекамская впадины, Казанско-Кажимский (Казанско-Кировский) прогиб, а также Токмовский свод, представленный своим восточным склоном.

Обзорная карта рельефа поверхности кристаллического фундамента территории Татарстана
Крупные выступы или блоки: 1-Акташско-Ново-Елховекий, 2-Ромашкино-Миниибаевский, З-Азнакаевскый. 4- Камский, 5-Кукморский. б-Ковапинский, 7-Фаминовско-Кандызский;
авлакогены: 8- Камско-Бельский, 9 – Серноводско-Абдулинский

Большинство геологов связывают происхождение крупных положительных и отрицательных тектонических форм с блоковыми движениями и разломами фундамента. Тектоническая составляющая четко прослеживается в строении линейных дислокаций (флексуры, грабенообразные прогибы и др.).

Северо-Татарский и Южно-Татарский своды имеют ряд общих и отличительных черт. Общими для них являются: отсутствие рифей-вендских образований, приподнятое положение кристаллического фундамента, длительный континентальный режим, начиная с верхнего протерозоя до среднего девона, дизъюнктивные ограничения разломами субмеридиональной, северо-западной и субширотной ориентировки.

Южно-Татарский свод. По поверхности кристаллического фундамента свод представляет крупный массив, вытянутый с юго-востока на северо-запад 220х200 км. Со всех сторон свод ограничен разломами, а с востока и юга - погребенными рифейскими авлакогенами, в которых фундамент погружен до отметок -3000-5000 м и более. На основных направлениях погружения (кроме склонов, обращенных к авлакогенам) границы свода очерчены по кровле фундамента изогипсами -1700-1900 м, максимальные отметки вершины - 1520-1540 м. Амплитуда колебания рельефа фундамента в пределах свода составляет 180-380 м

Названные тектонические элементы осложнены структурными элементами 2-го порядка, представляющими собой по фундаменту отдельные, относительно крупные блоки, которые находят свое отражение в осадочном чехле в виде структурных террас. В свою очередь для террас характерно наличие многочисленных структур 3-го порядка – локальных поднятий, которые объединяются в структурные зоны.

Тектоническое строение Татарстана по горизонтам осадочной толщи, слагаемой в основном отложениями палеозоя (на ограниченных площадях также рифейско-вендской, мезозойской и кайнозойской групп), существенно отличается от рельефа кристаллического фундамента. Сводный литолого-стратиграфический разрез палеозойских отложений (с которыми связаны практически все скопления углеводородов) в пределах нефтеносных земель приведен ниже на рисунке.

Природные резервуары

Природный резервуар – это вместилище для нефти, газа и воды, внутри которого они могут свободно циркулировать, и форма которых обусловлена отношением коллекторов с вмещающими их плохо проницаемыми породами и флюидоупорами.

Пустотное пространство пород-коллекторов представлено порами, кавернами, трещинами, биопустотами (внутриформенные и межформенные)

Порами обычно называют пустоты между минеральными зернами и обломками размером менее 1 мм. Они заключены в жестком каркасе породы, называемом матрицей.

Каверны – это разнообразные пустоты размером более 1 мм, образованные в основном при выщелачивании отдельных компонентов или их перекристаллизации.

Трещины – совокупность разрывов, рассекающих горную породу, образованная в литогенезе и связанная с формированием осадочной горной породы, либо под воздействием тектонических сил

Биопустоты внутриформенные – к ним относятся внутренние пустоты в раковинах (камеры аммонитов и др.), а также пустоты, разделенные перегородками внутри коралловых скелетов.

Биопустоты межформенные – к ним относятся пустоты между раковин в известняках ракушечниках.

Величина коэффициента пористости горной породы может достигать 40% (терригенные коллекторы).

Наиболее распространенное значение Кn нефтеносных песчаников Русской платформы 17 – 24%.

Пористость по происхождению различают:

- первичную

- вторичную.

Первичными называют те пустоты, которые образуются одновременно с образованием самой породы.

Вторичными называют пустоты, которые возникают в уже сформировавшихся породах.

Классификации коллекторов

Коллекторы в основном классифицируются по емкостным и фильтрационным свойствам. Одна из первых классификаций в нашей стране была создана Авдусиным и Цветковой. В качестве основного критерия была предложена величины эффективной пористости. Ими было выделено 5 классов коллекторов:

 - с эффективной пористостью более 20%;

- с эффективной пористостью 15 – 20%;

- с эффективной пористостью 10 – 15%;

- с эффективной пористостью 5 – 10%;

- с эффективной пористостью менее 5%.

  

    На практике широко применяется классификация Ханина. Им было выделено 6 классов коллекторов для песчано-алевритовых пород:

  - с проницаемостью свыше 1000 мД;

  - с проницаемостью 1000 – 500 мД;

  - с проницаемостью 500 – 100 мД;

  - с проницаемостью 100 – 10 мД;

  - с проницаемостью 10 – 1 мД;

  - с проницаемостью менее 1 мД.

Флюидоупоры

Это породы, плохо проницаемые для нефти, газа и воды, способные играть роль изолирующих,экранирующих разделов, а те из них, которые непосредственно перекрывают залежи УВ, называются покрышками.

Изолирующая способность пород-экранов, перекрывающих залежи в природном резервуаре, обеспечивается низкой проницаемостью их для нефти и газа, при перепадах давления возникающего при формировании залежей.

Скорость фильтрации (пропускная способность) через вышележащие покрышки значительно меньше скорости накопления УВ при образовании залежей.

Лучшими покрышками считаются соленосные толщи.

Наиболее распространенными являются глины.

Кроме глинистых пород и соленосных толщ покрышками могут служить и другие разновидности осадочных и даже магматических пород.

Если экранирующие способности глинистых и соленых пород объясняются их пластичностью, то другие разновидности пород обладают изолирующей способностью вследствие своей плотности (прочности, крепости) и рассматриваются как плотностные покрышки.

В основу классификации положена максимальная величина диаметра пор, проницаемость абсолютная по газу и давление прорыва через насыщенную керосином породу.

Классификация помогает оценивать экранирующие способности по объективным параметрам, характеризующим фильтрующие свойства пород.

Ухудшает экранирующие свойства всех пород появление трещиноватости, а для глин – наличие песчано-алевритового материала.

Часть природного резервуара, в котором благодаря наличию проницаемого коллектора и непроницаемой покрышки создаются благоприятные условия для улавливания, скопления и сохранения УВ – называется ловушкой УВ

1 класс – структурные ловушки, образованные в результате изгиба слоев или разрыва их сплошности

2-ой класс – стратиграфи-ческие ловушки, сформированные в результате эрозии пластов коллекторов во время перерыва в накоплении осадков (в эпоху восходящих движений) и перекрывающие их затем непроницаемыми породами (в эпоху нисходящих движений). Как правило, толщи пород, образовавшиеся после перерыва в осадконакоплении, характеризуются более простыми структурными формами залегания

3-ий класс – литологические ловушки.

Они образованы в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми

 

 

Лекция 2

Классификации коллекторов

Коллекторы в основном классифицируются по емкостным и фильтрационным свойствам. Одна из первых классификаций в нашей стране была создана Авдусиным и Цветковой. В качестве основного критерия была предложена величины эффективной пористости. Ими было выделено 5 классов коллекторов:

 - с эффективной пористостью более 20%;

- с эффективной пористостью 15 – 20%;

- с эффективной пористостью 10 – 15%;

 - с эффективной пористостью 5 – 10%;

- с эффективной пористостью менее 5%.

На практике широко применяется классификация Ханина. Им было выделено 6 классов коллекторов для песчано-алевритовых пород:

  - с проницаемостью свыше 1000 мД;

  - с проницаемостью 1000 – 500 мД;

  - с проницаемостью 500 – 100 мД;

  - с проницаемостью 100 – 10 мД;

  - с проницаемостью 10 – 1 мД;

  - с проницаемостью менее 1 мД.

Флюидоупоры

Это породы, плохо проницаемые для нефти, газа и воды, способные играть роль изолирующих,экранирующих разделов, а те из них, которые непосредственно перекрывают залежи УВ, называются покрышками.

Изолирующая способность пород-экранов, перекрывающих залежи в природном резервуаре, обеспечивается низкой проницаемостью их для нефти и газа, при перепадах давления возникающего при формировании залежей.

Лучшими покрышками считаются соленосные толщи.

Наиболее распространенными являются глины.

Кроме глинистых пород и соленосных толщ покрышками могут служить и другие разновидности осадочных и даже магматических пород.

Если экранирующие способности глинистых и соленых пород объясняются их пластичностью, то другие разновидности пород обладают изолирующей способностью вследствие своей плотности (прочности, крепости) и рассматриваются как плотностные покрышки.

Часть природного резервуара, в котором благодаря наличию проницаемого коллектора и непроницаемой покрышки создаются благоприятные условия для улавливания, скопления и сохранения УВ – называется ловушкой УВ

1-й класс – структурные ловушки, образованные в результате изгиба слоев или разрыва их сплошности

2-ой класс - стратиграфические ловушки, сформированные в результате эрозии пластов коллекторов во время перерыва в накоплении осадков (в эпоху восходящих движений) и перекрывающие их затем непроницаемыми породами (в эпоху нисходящих движений). Как правило, толщи пород, образовавшиеся после перерыва в осадконакоплении, характеризуются более простыми структурными формами залегания

3-ий класс – литологические ловушки.

Они образованы в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми

Рифогенные

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ И ГАЗА — единичное скопление нефти и газа, заполняющее ловушку полностью или частично. Почти всегда 3. н. г. находятся под напором краевой или подошвенной воды. Исключением являются нефтяные гравитационные и некоторые литологические залежи. 3. н. г. представляет собой открытую динамическую систему, в которой соотношения нефти, газа и воды меняются с течением времени. На ранних этапах накопление УВ выше, чем их рассеяние. В последующем возможно установление равновесия и затем переход к расформированию залежи.

Таким образом, нефтяная (газовая, нефтегазовая) залежь - это естественное скопление углеводородов (нефти, газа), занимающее часть природного резервуара и в котором нефть, газ и вода располагаются в пустотах между зернами, в трещинах и кавернах горных пород.

Залежи нефти и газа классифицируются и типизируются по разным признакам:

- по составу флюида,

- по объему нефти и газа и характеру насыщения пласта-коллектора,

- по типу природного резервуара,

- по генетическому признаку,

- по форме ловушки…………………….