Слайд 17

Состав и свойства нефти

Н.Б. Вассоевич: «Нефть  это жидкие гидрофобные продукты фоссилизации (преобразования) органического вещества пород, захороненного в субаквальных отложениях» 17

Слайд 18

Физические свойства нефти

Плотность Вязкость Текучесть Поверхностное натяжение Коэффициент сжимаемости Оптическая активность Растворимость и растворяющая способность Температура: кипения, застывания, плавления Теплота сгорания 18

Слайд 19

Плотность (количество массы, заключенное в единице объема). Зависит от состава, температуры, давления, газосодержания и других факторов. Ед. измерения: кг/м3, г/см3 – в России (СИ и СГС) оAPI – за рубежом, оAPI - «относительная плотность» (удельный вес) отношение массы объема жидкости при температуре 15 С (60 F) к массе объема чистой воды при той же температуре 19

Слайд 20

Сопоставления плотности нефти в системах API и СГС

Слайд 21

Плотность нефти в системах API и СГС

Слайд 22

Вязкость

Вязкость это внутреннее трение, возникающее между двумя смежными слоями жидкости, которое необходимо преодолеть, чтобы началось их взаимное перемещение. Вязкость - важнейшая характеристика, которую учитывают при разработке месторождений и проектировании трубопроводов Измерение вязкости проводятся на специальных приборах вискозиметрах. Различают динамическую(v)и кинематическую (m) вязкости. 22

Слайд 23

Динамическая вязкость

Динамическая вязкость  это сила сопротивления, которуюнеобходимопреодолетьдляперемещениядвухслоевжидкостиотносительно друг друга, площадью 1 см2 каждый на 1 см со скоростью 1 см/с (СГС). Ед. измер.: в СГС - в пуазах (г/смс) в СИ - паскаль в секунду (Пас) 23

Слайд 24

Кинематическая вязкость

Кинематическая вязкость это отношение динамической вязкости к плотности нефти. В единицах системы СГС измеряется в стоксах (см2/с). В единицах системы СИ: 1104 м2/с. Кинематическая вязкость нефтей различных месторождений колеблется от 2 до 300 мм2/с (сСт – санти стокса) при 20 С и для большинства нефтей обычно не превышает 4060 мм2/с. 24

Слайд 25

Вязкость нефти зависит от ее состава, давления и температуры С вязкостью непосредственно связан еще один параметр нефти текучесть (), представляющий собой величину, обратную вязкости:  1/. 25

Слайд 26

Поверхностное натяжение

 это сила, с которой нефть сопротивляется изменению своей поверхности. Это свойство обусловлено молекулярно-поверхностными характеристиками нефти на границе различных фаз: нефти и газа, нефти и пластовых вод, нефти и поверхности твердого тела (коллектора). В системе единиц СИ поверхностное натяжение () измеряется в дж/м2 или Н/м (ньютон на метр). В системе единиц СГС - в дин/см (в динах на см). Величина поверхностного натяжения нефти значительно меньше, чем у воды, что во многом определяет возможность ее продвижения по коллекторам во вмещающих породах 26

Слайд 27

Оптические свойства.

Нефти оптически активны, то есть обладают способностью вращать плоскость поляризованного луча света, преломлять световые лучи, люминесцировать и др. Большинство нефтей вращают плоскость поляризованного света вправо, хотя известны некоторые нефти, вращающие плоскость поляризованного света влево. Это качество унаследовано нефтью от исходного органического вещества пород, поскольку образование веществ, обладающих оптической активностью, характерно для биологических систем. 27

Слайд 28

Удельная теплота сгорания некоторых каустобиолитов (по данным В.В. Семеновича, И.В. Высоцкого, Ю.И. Корчагиной и др., 1987) Теплота сгорания(калорийность топлива)характеризует количество тепла, выделившегося при сгорании весовой единицы вещества. 28 Зависит от состава УВ

Слайд 29

Фракционный состав нефти

фракционный состав - разделение нефти на фракции по температурам кипения. При атмосферном давлении путем перегонки из нефти выделяют фракции: петролейный эфир (начало кипения  40 С), бензиновая (40140 С), лигроиновая (140180 С), керосиновая (180220 С) дизельная (220–3500С). В дизельной фракции выделяют легкий газойль (180350 С) и соляровый дистиллят (220350 С). Фракции, выкипающие до 350 С, называются светлыми, а выкипающие после 350 С  черными (мазутом). Гудрон (>500 С) фракцию, выкипающую до 200 С, называют бензиновой, от 200 до 300 С керосиновой, а фракцию, выкипающую при температуре более 300 С, масляной. 29

Слайд 30

Составнефти

Элементный состав: С, Н, О, N, S В элементном составе нефтей содержание углерода составляет порядка 8387 %, а водорода  1214 %. Заметные вариации отмечаются в концентрациях S и O Элементный состав нефтей 30

Слайд 31

Компонентный состав нефти

В химическом отношении нефть  сложный коллоидный раствор, в котором содержатся углеводородные и неуглеводородные соединения. В нефтях выявлено более 1000 органических соединений. Определение состава используют при генетических построениях – выяснения происхождения залежей, путей миграции, степени преобразования и биодеградации ОВ и т.д. Биомаркеры: углеводороды (и неуглеводородные компоненты), сохранившие ископаемые биомолекулы (или их опознаваемые фрагменты), называют биометками или биомаркерами (>300 соединений). 31

Слайд 32

Слайд 33

две большие группы соединений: углеводороды, в молекулах которых атомы углерода образуют открытые («линейные») или разветвленные цепи и углеводороды, в молекулах которых атомы углерода образуют кольца. 33

Слайд 34

Углеводороды в молекулах, которых атомы углерода соединены простыми связями (СС) называются метановыми углеводородами. В литературе встречаются различные названия метановых УВ: алканы, алифатические, парафиновые, насыщенные или предельныеуглеводороды. Все это одни и те же углеводороды, которые имеют общую формулу CnH2n2. Алканы, образованные линейными цепочками называются нормальнымиалканами, а с разветвленными цепочками изоалканами. Алканы образуют гомологический ряд, в котором каждый следующий углеводород имеет на один атом углерода и два атома водорода больше, чем предыдущий (СН4; С2Н6, С3Н8…). С увеличением числа углеродных атомов температура кипения и плавления у метановых углеводородов нормального строения растет. Разница Ткип у нормальных алканов (для соседних гомологов) С5С10 составляет 2030 С, и ~15оС дляС15С20 34

Слайд 35

Некоторые физические свойства алканов нормального строения 35 Изомеры - соединения одинаковые по составу и молекулярной массе, но различающиеся по строению или расположению атомов в пространстве и, вследствие этого, по свойствам. Пример – бутан СН3-СН2-СН2-СН3 и изобутан (СН3)3СН.

Слайд 36

Алканы содержатся практически во всех нефтях. Если их концентрации превышают 50 %, то такие нефти называются метановыми. Метановые нефти характерны для отложений, характеризующихся достаточно жесткой термобарической обстановкой. По содержанию легких алкановстроения С5Н12С9Н20 можно судить о степени метаморфизма нефтей:с увеличением степени метаморфизма происходит заметное увеличение концентрации алканов нормального строения по сравнению с их изомерами. С ростом катагенеза (t) в метановых углеводородах ряда С12С32увеличивается доля низкомолекулярных углеводородов (по сравнению с высокомолекулярными). Для идентификации этого процесса используется соотношение (н-С12н-С21)/(н-С22н-С32) 36

Слайд 37

Коэффициенты нечетности алканов

Используют как коррелятивный признак нефтей, показатель степени их «зрелости», и для определения состава исходного органического вещества. Высокая концентрация нормальных алканов С15С23с преобладанием «нечетных членов» характерна для нефтей, генерированных органическим веществом низших организмов (бактерий и водорослей). Высокое содержание алканов нормального строения С23С31 с преобладанием в них «нечетных членов» наблюдается в нефтях, генерированных органическим веществом, в составе которого участвуют липиды высших наземных растений. 37

Слайд 38

Изоалканы, изопреноиды

Отличительная черта - наличие метильной группы у каждого четвертого атома углерода Одним из показателей типа исходного органического вещества, а также степени «зрелости» нефтей является соотношения пристана и фитана и углеводородов нормального строения С17 и С18. График определения типа исходного органического вещества и степени «зрелости» нефти 38

Слайд 39

Ненасыщенные (непредельные) углеводороды алифатические, олефины (ациклические) углеводороды.

Содержат кратные связи СС, СС. Этилен (С2Н4): СН2СН2; Пропилен (С3Н6): СН2СНСН3; Бутилен (С4Н8): CH2CHCH2CH3 и СН3СНСНСН3 В нефтях может содержаться до 15 % олефинов По мнению Е.Б. Фролова и М.Б. Смирнова (1990) олефины образуются под воздействием радиоактивного природного излучения. связаны с нефтями, залегающими близко к поверхности фундамента 39

Слайд 40

Цикланы – нафтены, нафтеновые углеводороды (группа циклических УВ)

углеводороды, в молекулах которых атомы углерода образуют замкнутые цепи  кольца(циклы), состоящие из трех или более атомов углерода. Их общая формула СnH2n. Цикланы представлены в основном углеводородами, содержащими пять и шесть циклов. Изомеры цикланов: Содержание нафтенов в нефтях колеблется широких пределах, как правило, от 25 % до 75 %. 40

Слайд 41

Полициклические - нафтены

Цикланы также образуют бициклические, три-, тетра – и пентациклические нафтены Встречаются и 3-х мерные цикланы– алмазоподобные молекулы (адамантаны), они химически устойчивы, некоторые используются в качестве биомаркеров. 41

Слайд 42

Соотношения регулярных стеранов (полициклические нафтены) строения С27, С28 и С29 в различных нефтематеринских породах по (К.Е.Петерсу и Дж.М. Молдовану (1993)

Пример диагностики исходного ОВ пород Глины «А»  с водорослевым органическим веществом. Глины «Б»  с гумусовым ОВ 42

Слайд 43

Определение возраста нефтей по отношению регулярных стеранов С28/С29 (по Р.М. Ваплесу и Т.И. Мачехаре, 1978)

Слайд 44

Ненасыщенные циклические углеводороды арены или ароматические углеводороды.

Арены, или ароматические углеводороды  содержат в молекуле особую циклическую группировку из шести атомов углерода, которая называется бензольной (бензольное ядро) Образуют моноароматические, бициклические и полициклические ароматические структуры 44

Слайд 45

Ароматические УВ, свойства

Слайд 46

Ароматические ядра часто формируют гибридные соединения, например, нафтено-ароматические (циклоалкано-ароматические) соединения. Нафтено-ароматические УВ, характерны для молодых или неглубоко залегающих нефтей. Ароматические структуры начинают преобладать в нефтях после термической эволюции. 46

Слайд 47

Исследование происхождения нефти с помощью «хемофоссилий» ароматического ряда

Идентификация нефтематеринских пород, сформировавшихся в неморских условиях, по соотношению моноароматических стероидов в нефтях (по К. Петерс и Дж. Молдован (1993)). А  водорослевое, В  гумусовое ОВ 47

Слайд 48

Неуглеводородные компоненты нефти

Сера в нефтях встречается в виде элементарной серы, сероводорода, меркаптанов, сульфидов и дисульфидов, производных тиофена. Азотсодержащие соединения делятся на две большие группы: азотистые основания и нейтральные азотистые соединения. С увеличением температуры кипения нефтяных фракций содержание нейтральных азотистых соединений увеличивается и основных – падает. Кислородсодержащие соединения представлены кислотами, эфирами, фенолами и др., из них до 9095 % кислородсодержащих компонентов приходится на смолы и асфальтены. Металлы. В нефти присутствуют: V (105102 %) и Ni (104103 %), Cu, Zn, B, Hg, Wo, U, щелочные и щелочноземельные металлы и другие элементы. Основная часть металлов связана со смолами и асфальтенами. 48

Слайд 49

Смолисто-асфальтовые вещества

Cложная смесь высокомолекулярных компонентов нефти (содержание до1050 % масс). Это гетероорганические соединения гибридной структуры, включающие в состав молекул кроме углеводородов азот, серу, кислород и некоторые металлы. Наиболее богаты смолисто-асфальтовыми веществами нефти ароматического основания. Нефти алканового ряда содержат смолисто-асфальтовых веществ значительно меньше. В них входят 2 большие группы высокомолекулярных соединений смолы(молек. масса 500-2000) и асфальтены(массаот 1500 до 10 000). 49

Слайд 50

Классификация нефтей

Существуют множество классификаций УВ, основанных на каком-либо их физико-химическом показателе, часто классификации имеют региональное значение 50

Слайд 51

Классификация нефтей по плотности

оченьлегкие (до 0,800), легкие (0,8000,840), средние (0,8400,880), тяжелые (0,8800,920) очень тяжелые (> 0,920) Российская (г/см3) по Е.В. Соболевой и А.Н. Гусевой (1988) Международная, (1987) (кг/м3) легкие (1000) 51

Слайд 52

Классификация по содержанию серы по Е.В. Соболевой и А.Н. Гусевой (1988)

Слайд 53

Классификация нефтей по групповому углеводородному составу (ГрозНИИ)

Эта классификация базируется на групповом составе фракции НК- 300 С. Если во фракции содержание одного класса углеводородов превышает 50 %, то название типа нефтей дается по преобладающей группе углеводородов, например: 1  метановые, 2  нафтеновые, 3  ароматические. Если во фракции содержание одной группы углеводородов более 25 %, но не превышает 50 %, то такие нефти относят к нефтям смешанного типа: метано-нафтеновые, нафтено-метановые, ароматическо-нафтеновые и нафтеново-ароматические. Названия даются в порядке убывания. 53

Слайд 54

Классификация компонентов нефти по их способности к биодеградации (Л.А. Кодина, 1988)

Биодеградация – процесс разрушения залежи УВ в приповерхностной зоне под воздействием микроорганизмов и кислорода. 54

Слайд 55

Классификация УВ по составу по М.А. Бестужеву (1972)

Зарубежные классификации: 55

Слайд 56

Классификация нефтей по Б. Тиссо и Д. Вельте (1976)

Слайд 57

Химическая типизация нефтей по Ал.А.Петрову (1984) -по соотношению алканов, аренов и цикланов

Распределение различных классов углеводородов в нефтях и выделение двух типов нефтей А и Б (Ал.А. Петров, 1984). а  диаграмма распределения углеводородов различных классов в нефтях:  нефти типа Б, ○  нефти типа А; б относительное распределение алканов и цикланов в нефтях различных химических типов; в связь между суммарным содержанием в нефтях изопреноидных алканов и суммарным содержанием прочих изопарафинов:  нефти типа А1, ○  нефти типа А2,  нефти типа Б2 57

Слайд 58

Принципы классификации по Ал.А. Петрову

Хроматограммы нефтей Ал.А. Петров подразделил на две большие группы: нефти группы «А» и нефти группы «Б». Характерным признаком нефтей группы «А» является то, что на хроматограммах алканы нормального строения и изопренаны проявляются аналитически. На хроматограммах группы «Б»пики нормальных алканов отсутствуют. Таким образом, Ал.А. Петров выделил четыре группы нефтей: А1, А2, Б1, Б2, отличающиеся друг от друга по групповому и индивидуальному углеводородному составу. 58

Слайд 59

Основные отличия в групповом и индивидуальном углеводородном составе различных типов нефтей (по Ал.А. Петрову, 1984)

Слайд 60

Зональность распространения различных типов нефтей по глубине и возрасту вмещающих пород (Ал.А. Петров, 1984)

Выделенные типы нефтей образуют четко проявляющуюся зональность по глубине и по возрасту вмещающих пород 60

Слайд 61

Газоконденсаты

Газоконденсаты могут иметь различный генезис: На больших глубинах они соответствуют поздним стадиям катагенеза - это продукт высокотемпературного преобразования органического вещества. Если они встречены в верхних стратиграфических комплексах, а нижние горизонты нефтегазоносны, то это, как правило, легкие фракции нефтей, растворенные в сжатых газах (термическое фракционирование нефти). Фазовое состояние газогидратов зависит от температуры и давления. Газоконденсатная залежь представляет собой углеводородную систему, в которой при существующих термобарических условиях в парообразном состоянии находится часть жидких углеводородов (бензиново-керосиновые фракции, реже более высокомолекулярные углеводороды) 61

Слайд 62

От нефтяных залежей газоконденсатные отличаются однофазным парообразным состоянием углеводородного флюида, а от газовых наличием в состоянии обратного испарения жидкой фазы (конденсата). Решающее значение имеет давление, которое предопределяет минимальную глубину залегания газоконденсатной залежи, так как повышение температуры способствует только удержанию конденсата в состоянии ретроградного испарения. Фазовая диаграмма, иллюстрирующая ретроградные явления: 1 линии равных содержаний жидкой фазы; 2  область ретроградных процессов; ркр  критическое давление; Ткр  критическая температура; С  критическая точка; рm криконденбар (Рмах существования газовой фазы), Tm крикондентерм (Тмах существования жидкости 62

Слайд 63

Продукты изменения нефтей –«природные битумы» или «эпинафтиды»

Битумы – в генетическом плане  включает все родственные нефти твердые и жидкие вещества, а также их аналоги, образующиеся в результате термической деструкции органического вещества пород. Битумы (битумоид) – в аналитическом - природное вещество, растворимое в органических растворителях, например, в хролоформе, бензоле и т.п. В нефтяной геологии для обозначения только твердых или вязких битумов введено понятие «природные битумы» или «эпинафтиды» (А.А. Карцев, 1978), которое не включает горючие природные газы и нефти. 63

Слайд 64

Природные битумы – одно из направлений развития нефтяной геологии

Соотношение разведанных запасов легкой нефти, тяжелой нефти и природных битумов (И.В. Николин, 2007) Мировые запасы тяжелой нефти и битумов превышают запасы обычной («легкой») нефти. Скопления высоковязких нефтей и природных битумов сосредоточены в Западной Сибири, республиках Удмуртия и Коми, Архангельской области, Татарстане, на территории Сахалина, Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и др. Тяжелые нефти - источник металлов V, Ni 64

Слайд 65

Положение природных битумов в классификации нафтонитов

Нафтоиды («нефтеподобные» по В.А. Успенскому, 1936)  особая генетическая ветвь природных битумов, не связанных с нефтью и представляющих из себя продукт термической деструкции органического вещества пород в условиях контактного метаморфизма. 65

Слайд 66

Генетические процессы битумогенеза по О.К. Баженовой (1979)

Гиперегенные (окисление, биодеградация, испарение) - до 60-80 оС Миграционно-фильтрационные(изменения состава нефтей в результате восходящей миграции и снижения давление в пласте – накопление высокомолекулярных- парафиновых, а также асфальтово-смолистых компонентов нефтей). Термально-метаморфические (продукты метаморфизма нефтей, а также пиролиза и возгонки органического вещества пород) Некоторые вещества (асфальтиты) могут быть продуктом всех этих процессов 66

Слайд 67

Схема образования нафтидов различных генетических линий (О.К. Баженова и др., 2004)

1 первичный продукт; 2  новообразованный продукт 67

Слайд 68

Мальта

МАЛЬТА (от греч. maltha, malthe - смесь воска и смолы) - вязкое, подвижное вещество, продукт преобразования (окисления, дегазации, испарения, полимеризации) нефтей в процессе разрушения залежей вблизи или на дневной поверхности. В классификации битумов мальты занимают промежуточное место между нефтями и асфальтами. Содержат наряду с углеводородами большое количество асфальтосмолистых компонентов. Элементный состав мальты (%): С 80-84; Н 10-12. Групповой состав (%): масла 40-65; смолы + асфальтены 35-60. Границы класса мальты определяются содержанием масел. Консистенция, плотность (970-1030 кг/м3), коксовое число (не более 10-15%) зависят в основном от соотношения смол и асфальтенов, при преобладании последних консистенция может быть твёрдой (t плавления не выше 40°С). Мировые запасы мальты исчисляются сотнями млрд. т, крупнейшие месторождения сосредоточены в Оринокском поясе тяжелых нефтей. В PФместорождения мальты обнаружены на севере восточной Сибири, в Тимано-Печорской и Волго-Уральской (Татария) нефтегазоносных провинциях. 68

Слайд 69

АСФАЛЬТ

АСФАЛЬТ (от греч. asphaltos - горная смола * а. asphalf; н. Asphalf; ф. asphalte; и. asfalto) - твёрдое или вязкое природное вещество почти чёрного цвета. Растворяется скипидаром, хлороформом, сероуглеродом, частично бензолом, спиртом. Элементный состав (%): С - 67-88, Н - 7-10, О - 2-23. Плотность 1000-1200 кг/м3; t плавления от 20 до 80-100°С. Образуется из некоторых нефтей в результате их окисления и испарения лёгких фракций. Представляет собой смесь окисленных углеводородов. Широко распространён в нефтегазоносных бассейнах в районах неглубокого залегания или выхода на поверхность продуктивных толщ. Асфальт насыщает поры песчаников, трещины и каверны известняков и доломитов, иногда образует мощную кору на поверхности больших "нефтяных озёр" (асфальтовый покров озера Мёртвое море; асфальтовое море на острове Тринидад). Содержание в породах от 2-3 до 20%. Месторожденияв РФ - в Самарской, Оренбургской областях, Коми, на севере Якутии, за рубежом - в Венесуэле, Канаде, Франции, Иордании, Израиле. Применяют главным образом в дорожном строительстве, электротехнике и химической промышленности. 69

Слайд 70

АСФАЛЬТИТЫ

АСФАЛЬТИТЫ (а. asphaltites; н. Asphal-tite; ф. asphaltites; и. asfaltitas) - одна из групп твёрдых природных битумов - производных нефти, образующихся в результате её изменений на поверхности земли или на небольших глубинах. Встречаются в виде жил и пластовых залежей. Асфальтиты растворимы в бензоле, хлороформе, сероуглероде. Элементный состав (%): С - 76-86, Н - 8-12, S - 0,25-9, N - 0,3-1,8, О - 2-9. Характерно высокое содержание Асфальтенов (до 70%) и относительно невысокое содержание масел (до 30%). Среди Асфальтитов различают гильсониты (плотность 1050-1150 кг/м3, t плавления 100-200°С) и более высокомолекулярные грэемиты (плотность 1150-1200 кг/м3, плавятся с разложением при t 200-300°С). 70

Слайд 71

ОЗОКЕРИТ

ОЗОКЕРИТ, горный воск (от греч. ozo - пахну и keros - воск) - минеральное вещество, природная смесь твёрдых углеводородов парафинового ряда (CnH2n+2) с жидкими нефтяными маслами и смолистыми веществами. Элементарный состав (%): С 84-86; Н 13,5-15. Представляет собой парафинистый осадок, выпадающий из нефти при её охлаждении в результате подъёма к поверхности по трещинам. Образует жильные заполнения пустот. Цвет от светло-жёлтого до почти чёрного. Консистенция от мягкой, пластичной до твёрдой, хрупкой. Плотность 850-1000 кг/м3. Плавится обычно при температуре 50-85°С, иногда выше. Крупнейшие месторождения в бывш. CCCP - на Украине (Львовская область), в Туркмении (полуостров Челекен), Узбекистане (Фергана); за рубежом - в Румынии и США (штат Юта). Озокерит используется в радио- и электротехнике как электроизоляционный материал, в химической промышленности при производстве лаков, в медицине для изготовления вазелина, мазей, кремов и др., а также для теплолечения (озокеритолечение). Разновидности: гумбед, бориславит, нефтегиль, цитризикит и др. 71

Слайд 72

Асфальты и тяжелая нефть

Под природным асфальтом понимается, в соответствии с зарубежными классификациями, группа вязких и твердых битумов, характеризующаяся удельным весом 1,0-1,1 г/cм3 и содержанием масел 25-50 %. Иногда в англоязычной литературе их называют еще “сверхтяжелой нефтью” (extraheavyoil) и “природными битумами” (naturalbitumen). Правда, в последнее время за рубежом и в отечественных классификациях наметилась тенденция к разделению двух названных продуктов. Например, в последних ежегодных обзорах Всемирного энергетического совета (ВЭС) сверхтяжелой нефтью считается естественный УВ-продукт со средней плотностью 1,018 г/см3, тогда как к природным асфальтам отнесены УВ со средней плотностью 1,037 г/см3. Соответственно меняется и содержание асфальтов в сырце: 61,9 и 69,6 %. Кроме того, природные асфальты характеризуются высокой динамической вязкостью – порядка 10 000 мПас 72

Слайд 73

Высоковязкие нефти, природные битумы и битуминозные пески относятся к группе трудноизвлекаемых полезных ископаемых и отличаются от обычных нефтей повышенной вязкостью и комплексным составом. Для промышленного освоения месторождений этих типов УВ требуются специальные технологии добычи, транспортировки и переработки, требующие повышенных энергетических и материальных затрат. 73

Слайд 74

Геологические обстановки формирования асфальтов и тяжелых нефтей

Поскольку природный асфальт является, как правило, продуктом разрушения нефтяных месторождений, то его залежи встречаются практически во всех нефтегазоносных бассейнах. Крупнейшие месторождения сверхтяжелой нефти и природных асфальтов приурочены к платформенным осадочным свитам, перекрывающим континентальные кратоны. Поднятие и эрозия подобных массивов создают условия для деградации УВ, преимущественно бактериальной, нефтяных скоплений и образованию сверхтяжелых и сверхвязких УВ (мальт и асфальтов) . Скопления природных асфальтов, различных по объемам запасов и ресурсов, выявлены во многих странах практически на всех континентах 74

Слайд 78

Составляющие среднесуточной добычи нефти в Канаде по годам (Искрицкая, 2006)

78 Основной прирост добычи – за счет битуминозных песков Объемы добычи песков и тяжелых нефтей больше чем легких

Слайд 79

Месторождения битуминозных песков Канады Нефтеносные пески Атабаски - большие месторождения битуминозных и нефтеносных песков (Битуминозные пески) расположены на севере провинции Альберта в Канаде, которые содержат в себе сырую нефть, кварцевый песок, глинозем и воду. Из трех месторождений в Альберте, месторождение Атабаски больше всего; есть также месторождения в Пис-ривер и Колд-лейк. Общая площадь нефтеносных песков Альберты 141 000 кв. км. Месторождение нефтеносных песков (Kalb)названо в честь реки Атабаска, которая течет по его центру: следы тяжелой нефти можно найти просто в устье этой реки. В первый раз нефтеносные пески описаны европейцами в 1788 году; залежи находятся на север и к северо-востоку от города Эдмонтон. 79

Слайд 80

Месторождения вязкой нефти и битумов на западе Канады

Южнее месторождений битуминозных песков имеются месторождения тяжелой нефти 80

Слайд 81

Добычу песков проводят главным образом карьерным, шахтным или скважинным способом. В настоящее время компании Shell, BP и прочие ещё не могут производить много нефти из нефтяных песков, но ими ведутся разработки в этом направлении. Производственные издержки на добычу из битуминозных песков только одного барреля нефти составляют от 18 до 23 долл. Специалисты банка Citibank исходят из того, что разработка нефтеносных песков целесообразна только тогда, когда цены на нефть не опускаются ниже 40 долл. США за баррель. 81

Слайд 82

Нефтеносные пески Альберты

82 20% могут быть добыты открытым способом (при глубине залегания до 100м) 80% требуют разработки пластов с помощью скважин: - гравитационного дренажа с закачкой пара - циклической закачки пара в пласт - закачки воздуха

Слайд 83

Открытая разработка обычно применяется к породам с содержанием битума больше чем 7%, хотя ключевые критерии для того, чтобы гарантировать устойчивую подачу на обогатительную фабрику включают в себя и сорт, и содержание шлама в несортированной руде, и распределение частиц по размерам. При карьерном способе добычи песок поступает на обогатительную фабрику, где с помощью горячей воды и каустической соды (NaOH) отделяют битум от песка и глины. После всех стадий переработки две тонны породы дают один баррель синтетической нефти. Очищенный песок ссыпают назад в карьеры (рекультивация земель), а жидкий шлам накапливают в хвостохранилищах (экологические проблемы). 83

Слайд 84

Технологии подземной добычи

Для получения вязкой нефти в Канаде используется ряд различных способов, включая обычную разработку первичными методами, закачку воды в грунт, нетрадиционную разработку первичными методами (холодная добыча) и, в меньшей степени, различные термические способы добычи с обработкой на месте. Задача нетрадиционных подземных способов добычи – снизить вязкость (и/или плотность) нефтепродуктов, что позволяет выводить их на поверхность скважинами. Многие приемы используемые для добычи тяжелой нефти применимы и для повышения нефтеотдачи традиционных залежей нефти. 84

Слайд 85

Оринокский нефтегазоносный бассейн Первая промышленная добыча нефти была начата в бассейне в 1911г. вблизи асфальтого «озера» Гуанако (о.Тринидат). Извлекаемые запасы нефти в бассейне оцениваются более чем в 5 млрд т (по данным озвученным US GeologicalSurvey 22 января 2010 геологические запасы оцениваются от 380-652 млрд. барелей, газа - свыше 2 трлн м3 (запасы попутного растворенного газа 53-262 трлн кубических футов или 1,5-7,4 трлн. м3). В нефтегазоносном бассейне известно более 250 нефтяных и 19 газовых месторождений, в том числе 70 нефтяных и более 10 газовых на о-ве Тринидад. 85

Слайд 86

Благодарю за внимание

86 Размер имеет значение. Провинция Альберта

ГЕОХИМИЯ НЕФТИ - раздел нефтяной геологии, обнимающий вопросы хим. изучения тех сторон состава нефти и связанных с ней природных образований, которые представляют интерес для решения задач геологии нефти. Объектом исследования служат нефти, разл. природные их и их аналоги возгонного происхождения (), а также сингенетичные п. разности орг. вещества, знание природы которых необходимо для понимания генезиса нефти. Задачей исследования является изучение путей преобразования орг. вещества, дающего начало нефти, путей аккумуляции рассеянных углеводородов в залежь и путей последующих превращений нефти под действием разл. геол. факторов. Исследование может иметь чисто региональное направление как характеристика определенной части разреза для определенной территории, или теоретическое, как попытка установить те или иные общие закономерности в геолого-геохим. соотношениях между изучаемыми категориями явлений. Спецификой геохим. исследований является тесная подчиненность хим. средств решения задачи геол. аспекту этой задачи. Это отличает геохим. исследования от исследований, относящихся к обл. технической химии полезных ископаемых, поскольку в последнем случае изучаемая параметров характеризует объект исследования не столько как естественно-историческое образование, сколько как техническое сырье.

Геологический словарь: в 2-х томах. - М.: Недра . Под редакцией К. Н. Паффенгольца и др. . 1978 .

Смотреть что такое "ГЕОХИМИЯ НЕФТИ" в других словарях:

геохимия нефти - — Тематики нефтегазовая промышленность EN petroleum geochemistry … Справочник технического переводчика

Обл. науки, охватывающая в геохим. аспекте весь круг вопросов, связываемых с естественной историей ископаемого орг. вещества (углей, горючих сланцев, рассеянных форм керогена, углеводородных газов, нефтей, твердых битумов). К Г. о. относится… … Геологическая энциклопедия

Наука о химическом составе Земли и планет (космохимия), законах распределения и движения элементов и изотопов в различных геологических средах, процессах формирования горных пород, почв и природных вод. Содержание 1 Важнейшие задачи геохимии … Википедия

Изучает участие природных вод в миграции хим. элементов (атомов) Земли; природные воды при этом рассматриваются в своем единстве и материальной связи в разных физ. состояниях и разных геосферах. Становление Г. п. в. как части геохимии происходит… … Геологическая энциклопедия

- (от греч. ge Земля и химия), наука о распространенности и миграции хим. элементов в геосферах. Основы Г. разработаны в нач. 20 в. В. И. Вернадским, А. Е. Ферсманом, В. М. Гольдшмидтом и Ф. У. Кларком. Предмет Г. как отрасли знаний сформулировал В … Химическая энциклопедия

И; ж. [от греч. gē и лат. (al) chemia]. Комплексная наука, изучающая химический состав Земли и законы распространения и распределения в ней химических элементов. ◁ Геохимический, ая, ое. Г ие изменения. Г ие методы поисков нефти. Г ая… … Энциклопедический словарь

Изучает химический и изотопный состав органических веществ, заключенных в горных породах (в виде ископаемых остатков и т.д.), их эволюцию в ходе геологической истории, закономерности распределения, а также роль органического вещества в процессах… … Википедия

- (геология углеводородов, нефтегазовая геология) прикладной раздел геологии, изучающий образования и скопления углеводородов в недрах земли, с целью научно обоснованного прогноза нахождения залежей нефти и газа, выбора рационального… … Википедия

Раздел геохимии (См. Геохимия), изучающий Органическое вещество в различных геосферах Земли. В задачу О. г. входит рассмотрение эволюции органических соединений (углеводородов и их производных) с момента возникновения, изучение… … Большая советская энциклопедия

Нефть результат литогенеза. Она представляет собой жидкую (в своей основе) гидрофобную фазу продуктов фоссилизации (захоронения) органического вещества (керогена) в водно осадочных отложениях в бескислородных условиях.… … Википедия

Книги

• Геохимия и геология нефти и газа , Д. Хант. В книге известного американского ученого Дж. Ханта освещены все важнейшие вопросы геологии и геохимии нефти и газа состав нефти и ее производных, происхождение, миграция и аккумуляция,…

Месторождения нефти и газа Залежи, содержащие нефть и/или газ, очень редко встречаются как разрозненные объекты по разрезу и по площади, они обычно концентрируются в определенных участках земной коры. Эти участки различны по структуре и генезису, но обладают общей важнейшей чертой: их строение обеспечивает формирование залежей нефти и газа и их сохранность (консервацию). Месторождение нефти и(или) газа - совокупность залежей данных полезных ископаемых, контролируемых единым структурным элементом и заключенных в недрах одной и той же площади (И. O. Брод). Месторождение нефти и/или газа – участок земной коры, заключающий обособленную совокупность залежей (одиночную залежь) нефти или газа в ловушках (ловушке), формирование которых обусловлено генезисом и строением этого участка (В. Б. Оленин) Более короткое определение - месторождение нефти u (или) газа - участок земной коры, содержащий в недрах совокупность залежей, объединяемых общими признаками, определяющими нефтегазонакопление (О. К. Баженова). Понятие месторождение включает не только совокупность залежей, но и весь объем земной коры, в котором заключены залежи нефти и(или) газа Месторождения не являются собственно местами их «рождения» , а представляют собой только участки их скопления.

Размеры месторождений нефти и газа Разные залежи одного месторождения могут быть разобщены в плане, но при этом контролироваться одной структурой. Не контролироваться одной структурой, например, нижний структурный этаж - складчатый (пластово-сводовая залежь), верхний моноклинальный (литологически экранировнная залежь). Они находятся в пределах одного участка земной коры, в недрах одной площади, т. е. обе залежи являются составной частью одного месторождения. Гигантское месторождение Боливар (Венесуэла), содержащее 325 залежей, сначала рассматривали как ряд независимых месторождений: Тиа-Хуана, Ла-Сали Лагунильяс, Ла-Роса и др. С позиций разведки и разработки месторождение - это отдельная залежь или группа залежей, имеющих в проекции на земную поверхность полное или частичное перекрытие их контуров нефтегазоносности. Площадь месторождений обычно находится в пределах от первых десятков до сотен км 2 , но известны и гигантские месторождения, площадь которых превышает 1000 км 2

Классификация месторождений нефти и/или газа Месторождения нефти и/или газа подразделяют по разным признакам: по запасам УВ-сырья; числу залежей; генезису и строению структурных форм, с которыми они связаны; составу флюидов; геотектоническому положению и др. По величине запасов УВ-сырья месторождения в России подразделяются на мелкие, средние, крупные и уникальные. м 3

Классификация месторождений нефти и/или газа В США по официально принятой классификации, предусматриваются следующие категории месторождений по величине начальных извлекаемых запасов: Крупные (large) - более 50 млн. баррелей (6, 8 млн т) нефти или более 300 млрд куб. футов (8, 5 млрд м 3) газа; Средние (medium) - от 25 до 50 млн баррелей (3, 4 -6, 8 млн т) нефти или 150 -300 млрд куб. футов (4, 2 -8, 5 млрд м 3) газа; Мелкие (small) -от 10 до 25 млн баррелей (1, 4 -3, 4 млн т) нефти или 60 -150 млрд куб. футов (1, 7 -4, 2 млрд м 3) газа; Очень мелкие (very small) - от 1 до 10 млн баррелей (0, 14 -1, 4 млн т) нефти или 7 -60 млрд куб. футов (0, 2 -1, 7 млрд м 3) газа; Мельчайшие (tiny) - от 0, 1 до 1 млн баррелей (0, 01 -0, 14 млн т) нефти или 1 -7 млрд куб. футов (0, 03 -0, 2 млрд м 3) газа; Нерентабельные (insignificant) - менее 0, 1 млн баррелей (0, 01 млн т) нефти или 1 млрд куб. футов (0, 03 млрд м 3) газа; Различия в количественном выделении категорий вызваны тем, что в России и США месторождения значительно разнятся по размерам. В России много месторождений с запасами более 60 млн т нефти, поэтому этот показатель принят для выделения категории крупных месторождений.

Классификация месторождений нефти и/или газа В США количество открытых месторождений очень велико - 31383 (из 41174 общего числа открытых в мире) нефтяных и 20290 (из 26557) газовых. Размеры их запасов преимущественно составляют от 1 до 100 млн баррелей (0, 14 -13, 7 млн. т). Поэтому в классификации месторождений по величине запасов очень дробно разделены месторождения с запасами менее 50 млн баррелей (6, 8 млн т). Аналогичная картина и для категорий месторождений газа. К градации " месторождение-гигант ". Этот термин (giant , monster oil field) был предложен в 1968 г. Б. Бибом и Б. Кертисом для месторождений с начальными извлекаемыми запасами свыше 100 млн баррелей (13, 7 млн т) нефти и 100 млрд куб. футов (2, 8 млрд м 3) газа. Для стран Ближнего и Среднего Востока, Африки, использование этой градации неприемлемо, здесь Р. Бурке и Ф. Гарднер к гигантам относят месторождения с запасами более 1 млрд баррелей (137 млн т) нефти и 1 трлн куб. футов (28 млрд м 3) газа. В обобщающей работе о гигантских месторождениях нефти всего мира, изданной под редакцией М. Хэлбути, в общемировом масштабе принят критерий 500 млн баррелей (68, 5 млн т).

Количество нефтяных и газовых месторождений в мире и их распределение по величине начальных извлекаемых запасов (ВНИИЗарубежгеология, 2003) Более всего в мире мельчайших месторождений -16838 (из 41174) нефтяных и 12700 (из 26557) газовых, менее всего мегагигантских - всего 2 нефтяных (газовые пока не открыты) и супергигантских - 50 нефтяных и 16 газовых.

Крупнейшие газовые месторождения мира (2000 г.) Из 23 -х крупнейших газовых месторождений мира начальные запасы которых на 2000 год составляли не менее 1 трлн м 3, почти половина (11) находится в России. Самое крупное, однако, принадлежит Катару Из остальных 11 месторождений еще 5 находятся на Ближнем Востоке (в том числе три в Иране), два в Европе (Норвегия и Нидерланды) и по одному в США, Алжире, Казахстане и Туркменистане. Большинство самых крупных газовых месторождений мира (28 из 44) было открыто в течение одного десятилетия: 1965 -1975 г. г.

Запасы нефти и газа Основная доля запасов нефти сосредоточена в месторождениях с начальными извлекаемыми запасами более 50 млн т нефти или 50 млрд м 3 газа, а большинство нефтяных месторождений мира содержат начальные извлекаемые запасы менее 10 млн т нефти или менее 10 млрд м 3 газа.

Классификация месторождений по типу флюида По типу флюидов месторождения подразделяются согласно фазовому составу таковых в залежах, т. е. выделяются нефтяные, газовые, газоконденсатные, если все залежи имеют один фазовый состав. Чаше встречаются месторождения, в которых присутствуют флюиды разного типа. При характеристике месторождения такого типа на первое место ставится флюид с наименьшей величиной запасов.

Классификации месторождений нефти и/или газа по генетическому и морфологическому признакам В основу типизации месторождений нефти и газа используются два основных признака - генетический и морфологический (основа классификация В. Б. Оленина). Типы выделяются на генетической основе, т. е. по процессам, приводящим к формированию тех или иных структурных форм-ловушек, которые доминируют в пределах данного месторождения. Классы - на основании характеристики строения структурных элементов, которыми выражены месторождения, причем в одних типах этот признак является морфологическим в других - генетическим, а чаще - морфогенетическим, т. е. морфология ловушки и залежи определяется генезисом того или иного структурного элемента. Совокупность ловушек, характерная для каждого класса месторождений, была установлена В. Б. Олениным на основе анализа хорошо изученных, характерных и по возможности крупных месторождений. По генетическому принципу выделяются семь типов месторождений, каждый из которых подразделяется на классы и подклассы

Тип I - месторождения структурных элементов голоморфного (полного) складкообразования. Залежи в этих месторождениях связаны с ловушками, представляющими собой нормальные складки с различным наклоном крыльев, косые и опрокинутые складки, образованные в результате тангенциального сжатия. Такие месторождения широко распространены в молодых складчатых областях, например, на Северном Сахалине, в Таджикистане, в Южной Туркмении, в Калифорнии; они приурочены к складчатым бортам краевых прогибов (Сев. Кавказ), к межгорным впадинам (Фергана). 2 класса месторождений: 1) линейных антиклиналей и брахиантиклиналей, не нарушенных разрывами; 2) линейных антиклиналей и брахиантиклиналей, осложненных разрывами. Месторождения второго класса гораздо более многочисленны, чем первого

Месторождения линейных антиклиналей и брахиантиклиналей, не нарушенных разрывами Типичны сводовые ловушки а) - Нефтегазовое месторождение Ляльмикар, Таджикистан б) - Нефтяное месторождение Санта-фе-Спрингс, Калифорния 1 – нефть, 2 – газ

Месторождения линейных антиклиналей и брахиантиклиналей, осложненных разрывами Типичны ловушки сводовые и экранированные по разрыву Охинское нефтяное месторождение (Сахалин) а - структурная карта по кровле пласта 3; б- геологический разрез; Эхабинское нефтяное месторождение 1 - пески и песчаники; 1 - изогипсы по кровле XIII пласта; 2 - изогипсы кровли пласта, м; 2 - контур нефтеносности; 3 - разрывные нарушения; 3 - разрывы; 4 - нефть; 5 - газ; 4 - нефтеносные горизонты: 6 - глинистые, 7 - песчаные породи 5 - выход пласта на поверхность; 6 - контур нефтеносности.

Месторождения линейных антиклиналей и брахиантиклиналей, осложненных разрывами Типичны ловушки сводовые и экранированные по разрыву Западная Туркмения Месторождения Небитдаг Месторождения Кумдаг. 1 - сбросы; 2 - нефть.

Месторождения линейных антиклиналей и брахиантиклиналей, осложненных разрывами Южно-Каспийский НГБ (Азербайджан) Нефтяное месторождение Банка Дарвина с глубоко размытой продуктивной свитой на своде, осложненное продольным нарушением: а - в плане (стратоизогипсы проведены по кровле надкирмакинской глинистой толщи б – в поперечном сечении.

Месторождения структурных элементов диапиризма Структурные элементы диапиризма формируются длительное время в процессе седиментации, неравномерный рост поднятий сопровождается перерывами в осадконакоплении и размывами. Для них свойственно увеличение мощности на крыльях, а также прорыв и выжимание пластичных пород, сопровождающееся образованием разрывов. Ловушки и залежи, характерные для этого типа, разнообразны: пластовые сводовые, осложненные разрывами, экранированные разрывом, стратиграфически экранированные (поверхностью несогласия) и литологически экранированные, в том числе ядром диапира. Выделяется 3 класса: 3) непрорванных соляных куполов, 4) закрытых диапиров, 5) открытых диапиров

Непрорванных соляных куполов Непрорванные соляные купола не являются собственно диапирами, так как соляное ядро не находится в тектоническом контакте со слоями крыльев, но генетически они тесно связаны с соляными диапирами и отражают начальную стадию их развития, за которой следует образование закрытых, а затем открытых диапиров. Типичны ловушки сводовые, экранированные по разрыву, по поверхности несогласия, выклинивающиеся. Нефтяное месторождение Макат Прикаспийский НГБ

Класс закрытых диапиров Типичны ловушки экранирования ядром диапира, по разрыву, по поверхности несогласия, выклинивающиеся, сводовые, линзы выветривания Структурные ловушки, связанные с солью Нефтяное месторождение Косчагыл Прикаспийский НГБ 1 – песчаники; 2 – нефтяная залежь; 3 - соль Нефтегазоконденсатное месторождение Песчаный-море (Южно-Каспийский НГБ). 1 - грязевой вулкан;

Класс закрытых диапиров Геологический разрез месторождения Кенкияк Типичны сводовые ловушки, экранирования: ядром диапира, по разрыву, по поверхности несогласия 1 - соленосные отложения; 2 - песчаники; 3 - залежи нефти; 4 - известняки; 5 - сбросы

Класс открытых диапиров Типичны ловушки экранирования ядром диапира, по разрыву, по поверхности несогласия, выклинивающиеся. Южно-Каспийски НГБ Нефтегазоконденсатное месторождение Нефтяные Камни 1 - разрывные нарушения; Нефтяное месторождение Зых 2 - нефть; 3 - газ; Брахиантиклиналь, осложненное грязевым 4 - брекчированные породы вулканом

Тип III, месторождения отраженного складкообразования Наиболее распространенный тип месторождений; Включает 2 класса месторождений: 6) куполов, брахиантиклиналей и антиклиналей платформенного типа (подклассы: А - пологих складок, Б - флексур) 7) платформенных синклиналей (характерны залежи в синклинальных изгибах).

Месторождения куполов, брахиантиклиналей и антиклиналей платформенного типа В 6 класс объединяют месторождения, структура которых сформировалась вследствие отраженной или глыбовой складчатости. Ловушки могут быть как конседиментационными, так и постседиментационными. Во всех случаях их формирование связано с вертикальными движениями блоков фундамента. Это могут быть структуры облекания выступов фундамента, изгибы слоев, возникающие над разрывами, флексуры. Как правило, это симметричные, пологие складки с наклоном крыльев от долей до нескольких градусов. С глубиной их наклон обычно увеличивается, иногда достигая 5 -10°, преимущественно это брахиантиклинали, купола.

Месторождения куполов, брахиантиклиналей и антиклиналей платформенного типа Часто присутствуют неправильные формы, осложненные структурными носами и раздувами типа плакантиклиналей. Наряду с одновершинными структурами встречаются более сложные, в которых каждая объединяет несколько замкнутых вершин. Складка часто выражена не по всем горизонтам, возрожденные и погребенные поднятия - типичные структуры платформ. Месторождений этого класса известно около 20 тысяч, среди которых есть гиганты (Ромашкинское, Уренгой, Самотлор, Штокмановское) и очень крупные (Усть- Балыкское, Ново-Елховское, Бованенковское и др).

Месторождения куполов, брахиантиклиналей и антиклиналей платформенного типа Типичны ловушки сводовые (а), как пластовые, так и массивные; экранирования: по поверхности несогласия (б) , выклинивающиеся (в), седиментационные линзы (г) Усинское нефтяное месторождение (Тимано-Печорский НГБ) А – пологих структур; Б - флексур Месторождения распространены на платформах, но такие структуры свойственны и заключительным стадиям развития межгорных впадин, платформенным бортам краевых прогибов.

Самотлорское нефтегазоконденсатное месторождение Максимальная амплитуда складки 160 м (по валанжину), вверх убывает до 40 м. На месторождении расположено 19 залежей, все сводовые, шесть из них осложнены литологическим экранированием. Залежь пластов АВ 1 -АВ 5 образуют крупную сводовую массивную газонефтяную залежь, высота ее 100 м. Высота газовой шапки до 40 м. Залежи пластов БВ 8 и БВ 10 – пластово сводовые. Крупнейшее в Западно-Сибирском НГБ и в России месторождение нефти. Доказанные запасы - 2, 7 млрд т. Открыто в 1965 г. Разрабатывается с 1969 г. Залежи на глубине 1750- 2230 м. Начальный дебит нефти - 47- 200 т/сут. Пик добычи нефти (около 150 млн т. в год) - начало 80 -х годов XX века. Пробурено 16 700 скважин, добыто более 2, 3 млрд т нефти.

Ромашкинское месторождение Было первым в России гигантом. Это крупная (65 x 70 км) пологая складка, осложняющая Южно -Татарский свод, амплитуда поднятия по девонским отложениям 50 м. Продуктивность связана с отложениями терригенного девона и карбона. Залежи сводовые, часто с литологическим экранированием и литологически ограниченные со всех сторон. Крупнейшее месторождение Волго-Уральского НГБ Открыто в 1948 году. Доказанные извлекаемые запасы - 2, 3- 2, 7 млрд т. Залежи на глубине 0, 6- 1, 8 км. Плотность нефти 0, 80- 0, 82 г/см³, содержание серы 1, 5- 2, 1 %. На 2006 г. выработано более, чем на 80 % (около 1, 9 млрд т.)

Ново-Елховское нефтяное месторождение (Волго-Уральский НГБ) Ново-Елховское месторождение - многопластовое. Продуктивны песчаники и алевролиты Д 3 (пашийский, кыновский горизонты), С 1 (бобриковский, тульский горизонты) и карбонатные отложения С 1 -2 (турнейский, башкирский и московский ярусы). Основные запасы нефти содержатся в терригенных пластах кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона. Пластово-сводовые, сводовые массивные и литологически ограниченные залежи

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение Крупнейшее в России по запасам газа (10200 млрд. м 3) месторождение. Залежь газа в верхнем апт-сеноманском комплексе – сводовая массивная, Залежи неокомского комплекса – пластовые сводовые и литологически ограниченные.

Куюмбинское нефтегазоконденсатное месторождение (Лено-Тунгусский НГБ) Приурочено к центральной части Камовского свода Байкитской антеклизы Сибирской платформы Месторождение нефтегазоконденсатное, залежь массивная, литологически и тектонически экранированная, коллекторы карбонатные, с трещинным и каверновым типом пустотного пространства Нефти метановые, малопарафинистые, легкие Нефтегазовая залежь, приуроченная к докембрийским отложениям, Залежь разбита серией субвертикальных разрывных нарушений на блоки.

Нефтяное месторождение Гхавар, Саудовская Аравия (Закономерн. распред…. , 1976) Крупнейшее по запасам нефти нефтегазовое месторождение-гигант в Саудовской Аравии. Размеры 280 км на 30 км, является крупнейшим разрабатываемым месторождением нефти в мире. Залежи на глубине 1, 5 - 3 км. Начальные запасы нефти 10, 14 млрд. т, газа 1, 01 млрд. м³. Плотность нефти 0, 85 г/см³, содержание серы 1, 66%.

Тип IV, месторождения разрывообразования Включает три класса: 8 8) приразрывных моноклинальных участков; 9 9) приразрывных 10 трещиноватых участков, Типичны ловушки: 10) горсты. 8) сводовые, экранированные по разрыву 9) линзы тектонической трещиноватости; Месторождения 10) пластовые и массивные тектонически этого типа экранированные немногочисленны.

Тип V, биогенные 11) Рифовых массивов Типичны ловушки: сводовые, биогенные выступы, выклинивающиеся Харьягинское месторождение, Тимано-Печорский НГБ 1 - песчаники и алевролиты; 2 - глины и аргиллиты; 3 - известняки; 4 - рифогенные известняки; 5 - доломиты; 6 - известняки глинистые; 7 -- нефть

Рифовых массивов Месторождения этого класса включают как единичные рифовые массивы (а) - единичные рифовые постройки, атоллы, так и цепочки (б) а барьерных рифов, архипелаги Ишимбаевское месторождение 1 - изогнисы по поверхности артинских известняков; 2 - контур нефтеносности; 3 - скважины б Приурочено к сложному рифовому массиву (Р 1), состоящего из пяти рифов, образующих единую залежь Столяровское нефтяное месторождение а - структурная карта; б - профиль по линии АБ: 1 - изогипсы; 2 - контур нефтеносности; 3 - скважины, давшие нефть; 4 - законтурные

Рифовых массивов Массивная залежь в биогенном массиве Карачаганакскос газоконденсатное месторождение Разрез массивной залежи в теле рифа. Состав отложений резервуара: 1 - слоистые известняки; 2 - ядра рифовых массивов; 3 - обломочный шлейф; 4 - осадки внутририфовой лагуны; 5 - ангидриты

Массивная залежь в биогенном выступе, экранированная кунгурской соленой покрышкой Месторождение Тенгиз Открыто в 1979 г. Размеры структуры по отложениям башкирского яруса С 2 - 30 x 30 км, высота около 2000 м. Этаж нефтеносности доказан бурением в интервале 3940 - 5400 м. ВНК не вскрыт. Доказанная высота залежи 1460 м. Начальные извлекаемые запасы – 735 млн. т. Начальные дебиты нефти составляют- 150 -600 т/сут. Нефть легка (0, 79 - 0, 80 г/см 3)

Геологический профиль через Каратонско-Тенгизскую зону нефтегазонакопления Месторождение Тенгиз открыто в 1979 г. Массивная залежь в биогенном выступе, экранированная кунгурской соленой покрышкой Размеры структуры по отложениям башкирского яруса С 2 - 30 x 30 км, высота около 2000 м. Этаж нефтеносности доказан бурением в интервале 3940 - 5400 м. ВНК не вскрыт. Доказанная высота залежи 1460 м. Начальные извлекаемые запасы нефти – 735 млн. т. Начальные дебиты нефти составляют- 150 -600 т/сут.

Месторождения седиментогенных структурных элементов 12) участков выклинивания на моноклинали; 13) локальных песчаных скоплений с подклассами: А (баров), Б (русловых тел) и В (связанный с клиноформами). Месторождения этого типа формируются при движении терригенного материала от источника сноса к бассейну седиментации. Вблизи источника сноса - это в основном литологически ограниченные ловушки в аллювиальных отложениях или руслах палеорек (Б). Более крупные формируются в прирусловых валах, барах и косах (А). Наиболее благоприятные условия для формирования ловушек создаются в дельтовых, авандельтовых отложениях (В).

Локальных песчаных скоплений Западно-Сургутское нефтяное месторождение 1 - песчаники; 2 - алевролиты; 3, 4 - глины; 5 - переслаивание глин и алевролитов Палеогеографический разрез баровых отложений горизонта БС 10 На стороне бара, обращенной к открытому морю, контакт песчаного тела с вмещающими глинистыми отложениями обычно резкий, а на стороне, обращенной к берегу, песчаники постепенно переходят в глины

Локальных песчаных скоплений в руслах древних рек Эти тела отличаются от баров вогнутой нижней поверхностью, извилистой формой в плане, разнородным составом слагающего материала Ловушка речного типа, шнурковая. Волго-Уральский НГБ, Арланское месторождение, алексинскии горизонт (C 1 v)

Клиноформные ловушки Приобское нефтяное месторождение (Западно-Сибирский НГБ). Клиноформные ловушки и связанные с ними месторождения формируются в конусах выноса песчаного материала. Они являются как глубоководными конусами выноса, так и погребенными авандельтами.

Месторождения эрозионно-денудационных структурных элементов 14) погребенных возвышенностей палеорельефа; 15) моноклиналей, срезанных поверхностью углового несогласия; 16) участков распространения трещин и каверн под поверхностью размыва. Образование месторождений погребенных 14 возвышенностей палеорельефа обусловлено эрозией, приведшей к значительному расчленению 15 рельефа. 16 В типичную совокупность ловушек месторождений входят эрозионные выступы погребенных возвышенностей палеорельефа (14 а) , а также сводовые ловушки (14 б) в осадочном комплексе, облекающем эти возвышенности.

Месторождение Хасси-Мессауд - сформировано на вершине эрозионного выступа под поверхностью регионального несогласия. Извлекаемые запасы - более 5 млрд т. Массивная залежь в кровельной части кембрийских отложений (кварцитопесчаники с низкой пористостью). Диаметр структуры 40 -45 км, амплитуда 300 м. Горизонты палеозоя перекрываются мощной глинисто- соленосной толщей триаса и юры. Промышленные притоки нефти получены только на тех участках поднятия, где кембрийские отложения выведены на поверхность несогласия и подверглись предмезозойскому размыву. Мощность залежи 280 м.

Месторождения моноклиналей срезанных поверхностью углового несогласия Стратиграфически экранированная залежь Месторождение Ист-Тексас Месторождение Прадхо-Бей а - структурная карта по кровле песчаников (К 2); 1 - нефть; 2 - газ; 3 - вода; б – геологический разрез; 4 - поверхность 1 - изогипсы, м; 2 - граница залежи: стратиграфического несогласия 3 - нефть; 4 – известняки, 5 - водонасыщенные известняки; 6 - глины: 7 - поверхность стратиграфического несогласия

Месторождения участков распространения трещин и каверн под поверхностью размыва. Месторождения 16 класса очень редки Примером может служить месторождение Халдиманад на северном берегу оз. Эри, в канадской провинции Онтарио. Продуктивные известняки О 2 , отделенные от вышележащих пород поверхностью размыва, участвуют в строении крупной моноклинали. Однако моноклиналь не определяла морфологию месторождения и не контролировала образование заключенных в нем ловушек. Месторождение представляет собой крупный участок распространения линз выветривания под поверхностью размыва, возникших в результате выщелачивания карбонатного комплекса среднего ордовика при осушении этого участка земной коры в послесреднеордовикское время.

Cтраница 3

С 1941 г. А. Ф. Добрянский начинает заниматься вопросами геохимии нефти и работает в этой области до последних лет своей жизни. В исследованиях, посвященных этой проблеме, сначала имевших чисто теоретический характер (Геохимия нефти, 1949 г.), автор отчетливо проводит идею о том, что в естественном состоянии нефть всегда находится в равновесии с окружающей средой и односторонне изменяется в направлении образования метановых углеводородов. В 1949 г. появляется первая экспериментальная работа А. Ф. Добрянского, подтвердившая представления автора о превращении нефти в природе. Было показано, что под влиянием природных и активированных глин бентонитового типа уже при весьма низких температурах, порядка 150, происходит заметное уменьшение содержания нафтеновых и полинафтеновых углеводородов и увеличивается содержание метановых. Типичное нафтеновое машинное масло превращается в обычную метановую нефть со всеми присущими ей свойствами. Для этого требуется только продолжительное нагревание его с глинами.  

Пигменты представляют значительный интерес с точки зрения геохимии нефти. Здесь выделяются две группы веществ: 1) ка-ротиноиды, 2) производные хлорофилла и гемина. Каротиноиды найдены в почвах, водах, осадках. К этим веществам относятся прежде всего углеводороды С40Н56 - каротины, содержащие две алициклические группировки, связанные между собой цепочкой из атомов углерода.  

Не менее сложные задачи стоят и перед геохимией нефти, где, как уже указывалось, одной из первоочередных проблем является выработка четких критериев, определяющих границы генетической однородности нефтей и рассеянного органического вещества, а также вопросы таксономии нефтей.  

Состав газа и конденсата приводится по материалам лаборатории геохимии нефти, газа и конденсата ТуркменНИПИнефгь.  

Содрежание ванадия и асфальтенов в нефтях Башкирии / / Геохимия нефти и газа.  

Рассмотрены методические вопросы геохимии органических компонентов осадочной толщи, геохимии нефтей и газов, играющие значительную роль при решении задач региональных геологоразведочных работ, при оценке прогнозных ресурсов нефти и газа. Охарактеризованы геохимические методы (газовый, битумный, гидрохимический) поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений, показана роль геохимических исследований при контроле за разработкой этих месторождений.  

Добрянского на происхождение нефти изложены им в обширной монографии Геохимия нефти. В основном эти взгляды сводятся к выводу, что нефть происходит из захороненного органического вещества сапропелитового характера.  

Книга представляет интерес для специалистов в области химия и геохимии нефти, нефтяной геологии и нефтепереработки.  

Геохимические предпосылки возможности нефтеобра-зования в докембрийских породах / / Органическая геохимия нефтей, газов и органического вещества докембрия.  

Небольшой объем, отведенный по новому учебному плану курсу Геология и геохимия нефти и газа, не позволяет с достаточной полнотой осветить в этом учебнике все вопросы нефтегазовой геологии и геохимии. Поэтому авторы будут признательны за критические замечания и пожелания, высказанные читателями, которые с благодарностью будут приняты по адресу: 117296, Москва, Ленинский проспект, 65, МИНХиГП им.  

Следует, однако, указать, что изложение вопросов генезиса и геохимии нефти недостаточно полно, отражая, по преимуществу, англоамериканские работы. Классические монографии Л. Г. Гурвича, И. М. Губкина , блестящие исследования Н. Д. Зелинского с учениками и сотрудниками позволяют советскому читателю легко восполнить недостаточность голландской монографии.  

Генетические типы нефтей Прикаспийской впадины и прогнозирование их состава / / Органическая геохимия нефтей, газов и ОВ докембрия.  

Вышеизложенное вовсе не означает, что анализ микроэлементов утратил свое значение в геохимии нефти.  

Книга рассчитана на геологов-нефтяников и работников научно-исследовательских институтов в области геологии и геохимии нефти.