Нефтематеринские породы и их характеристика

Размещено на http://www.allbest.ru/

Тема:

Нефтематеринские породы и их характеристика



Содержание

Введение

1. Понятие о нефтематеринских породах

2. Типы материнских пород и их характеристика

3. Количество и характер (типы) органического вещества (керогена) и углеводородов в материнских породах, способных к образованию нефти и газа

Заключение

Список использованной литературы

Приложение



Введение

Нефтематеринская порода представляет собой породу, содержащую в составе присутствующего в ней органического вещества углеводороды и другие компоненты нефти в рассеянном состоянии (микронефть) и способная при наступлении соответствующей обстановки отдавать их породам - коллекторам.

Согласно распространенной точке зрения, наиболее типичными нефтематеринскими породами являются глины, содержащие рассеянное органическое вещество, чаще всего в количестве не ниже кларкового. Глины, по сравнению с другими осадочными породами, пользуются наибольшим распространением в земной коре, а также обладают большой способностью уплотняться. Реже нефтематеринскими породами являются карбонатные и песчано-алевритовые породы, которые в процессе погружения достигают верхней половины зоны мезокатагенеза, где вступает в силу главный фактор нефтеобразования - длительный прогрев органического вещества при температуре от 50° C и выше.

Актуальность исследуемой темы обусловлена тем, что изучение проблем геологии нефти способствует более рациональному и экономически выгодному комплексному использованию данного полезного ископаемого. Более того, в связи с тем, что на сегодняшний день поиски нефти становятся все более трудными, от геолога требуются прочные знания в области геохимии нефти.

Цель курсовой работы заключается в комплексном исследовании нефтематеринских пород.

Для достижения поставленной цели в ходе исследования необходимо выполнить ряд задач:

1. определить понятие нефтематеринских пород;

2. определить типы нефтематеринских пород, дать им характеристику;

3. изучить характер (типы) органического вещества (керогена) и углеводородов в материнских породах, способных к образованию нефти и газа.

Объектом исследования являются нефтематеринские породы.

Курсовая работа состоит из введения, трех глав, заключения и списка использованной литературы.



1. Понятие о нефтематеринских породах

Вопрос о понятии нефтематеринской породы интересовал геологов с давних пор. Ньюберри рассматривал образование нефти в песках Бериа в районе Мекки, Огайо, как результат низкотемпературного прогревания органического вещества горючих сланцев формации Гамильтон. Позднее было установлено, что «черные сланцы Огайо» являются материнскими для нефти и газа в Огайо и Кентукки. Тогда геологи считали, что наиболее перспективным для поисков месторождений нефти в Кентукки является район, где песчаник Камберленд непосредственно перекрывает эти сланцы.

Несколькими десятилетиями позднее Снайдер сформулировал общее мнение геологов-нефтяников следующим образом: «Можно считать почти общепризнанным, что органические вещества захороняются, главным образом, в глинистом иле и в меньшей степени в известковистых илах, мергелях и в песчанистых илах. Грубозернистые пески и гравий, а также очень чистые карбонатные отложения обычно не содержат сколько-нибудь заметного количества органического материала. Поэтому главным образом глины и битуминозные известняки рассматриваются в качестве материнских пород для нефти и природного газа». Далее Снайдер отмечал, что некоторые глинистые и карбонатные породы с пористыми и проницаемыми участками могут быть как материнскими породами, так и коллекторами.

При поисках нефти геологи-нефтяники учитывали роль структуры, наличие природного резервуара с достаточной пористостью и проницаемостью, а также тип покрышки. Если же при соблюдении всех этих условий нефть или газ не обнаруживались, это объяснялось главным образом отсутствием материнских пород. Такой вывод основывался скорее на интуиции, чем на каких-либо твердых данных об особенностях материнской породы, так как представления об этих особенностях были весьма смутными.

Нефтематеринскую породу можно определить как тонкозернистую осадочную породу, которая в естественном состоянии генерировала и выделяла углеводороды в количестве, достаточном для образования промышленного скопления нефти или газа. Определения, которые не включают миграцию и аккумуляцию, имеют слишком общий характер, так как фактически все тонкозернистые осадочные породы образуют какое-то количество углеводородов. Методы распознавания материнских пород обычно основываются на практике изучения типа, количества и уровня зрелости органического вещества в породах, связанных с продуктивными отложениями. Кроме того, сопоставление нефти в залежи и в материнской породе помогает установить, из какой именно породы нефть поступила в коллектор.

В 1931 г. Американский нефтяной институт и Геологическая служба США субсидировали фундаментальное исследование Паркера Д. Траска по определению диагностических критериев распознавания нефтематеринских отложений. В течение последующих десяти лет Траск исследовал 32 000 образцов из скважин и 3000 образцов из обнажений, отобранных по всей территории США. К сожалению, аналитические методы, применявшиеся в те дни, были весьма несовершенными. Траск определял следующее: содержание углерода; восстановительное число, которое равняется количеству 0,4 н. хромовой кислоты (в кубических сантиметрах), восстановленной одним граммом породы; содержание азота; цвет; выход летучих веществ. Единственным параметром, устойчиво изменявшимся по мере увеличения расстояния от материнского пласта до пласта-коллектора, было отношение содержания азота к восстановительному числу. Оно было низким в отложениях, близких к нефтяным зонам, и высоким в отложениях, удаленных от них. Траск экстрагировал битумоиды из материнских пород кипящим четыреххлористым углеродом. Выход в среднем составлял 550 млн-1. Такой битумоид наверняка содержал жидкие углеводороды, аналогичные содержащимся в нефти; к сожалению, Траск не мог использовать современные нам методы хроматографического разделения и анализы, которые позволили бы ему установить материнскую породу данной нефти.

Первое доказательство сопоставимости состава нефти в материнской породе и в коллекторе было представлено в работе Ханта и Джеймисона. Эти исследователи размельчали породу до частиц очень малого размера и экстрагировали из нее битумоид комбинированным органическим растворителем, смешивающимся как с нефтью, так и с водой,-- обычно бензолом и метанолом. Экстракты разделялись на хроматографической колонке и фракционировались на микродистилляторе для непосредственного сопоставления с нефтями из коллекторов. Это исследование показало, что жидкие углеводороды, сравнимые с нефтями в коллекторских породах, были автохтонными по отношению к практически всем глинистым и карбонатным породам.

Залежи нефти, как правило, обнаруживаются в осадочных породах. Такие породы, образованные из песка, наносов ила и частиц глины, эродировались с земной поверхности и перенеслись потоком воды, чтобы отложиться слои осадочной породы. По мере того, как эти слои высыхали, химические продукты, содержащиеся в воде, образовывали природные цементные вещества, которые связывали зерна осадочной породы и превращали их в твердую породу.

Месторождения нефти залегают в подземных трапах, где вмещающие их осадочные породы образовали складки и/или изгибы. Вмещающая осадочная или коллекторная порода достаточно пористая, чтобы в ней могла скапливаться нефть в промежутках между зернами осадочной породы. Нефть, как правило, формируется не в коллекторной породе, а образуется в нефтематеринской породе, и впоследствии перемещается через слои осадочной породы, пока она не попадается в трапы.

На методику экстракции углеводородов и идентификацию материнских пород с помощью бензол-метанол-ацетоновой смеси был получен патент. Согласно этому патенту, хорошая материнская порода содержит 40-400 кг (3-30 баррелей) углеводородов на акр*фут (~1200 м3); удовлетворительная - 13-40 кг (1-3 барреля), бедная - 0-13 кг (0-1 баррель).

Между тем Филиппи, работавший в компании Shell, получал жидкие углеводороды из материнских пород путем экстракции 2,3-диметилбутаном, а затем -- диэтиловым эфиром. В 1957 г. он опубликовал анализы глин из разных районов, а также определил свойства материнских пород на основе содержания в них углеводородов.

Эти качественные определения являются эмпирическими, и их основное различие проявляется в нижнем и верхнем концах шкалы. Хант и Мейнерт, а также Бейкер считали содержание углеводородов в материнской породе 50 -- 150 млн-1 достаточным для образования промышленных залежей, тогда как Филиппи рассматривал этот уровень как граничный.

Также следует отметить, что обычной нефтематеринской породой является сланец, содержащий предшественник углеводорода, известный под названием кероген. Кероген представляет собой сложное органическое вещество, являющееся продуктом первоначального биологического органического вещества, погребенного под землей и глинами, которое в конечном итоге образует сланцевые породы. Как правило, кероген прочно связан внутри породы и превращается в углеводороды только под действием температур свыше 100°С, обычно при значительном заглублении. Этот процесс протекает крайне медленно и происходит в течение геологического времени. Со временем, при подходящих условиях, углеводороды внутри сланца или других нефтематеринских пород будут перемещаться (часто через естественные разрывы, трещины и разломы), пока не достигнут ловушки коллектора, такого как месторождения песчаника или карбоната.

Нефтематеринские породы, которые еще не высвобождали свой кероген в виде углеводородов, называются «бедными» нефтематеринскими породами. Однако эти бедные нефтематеринские породы содержат подавляющее большинство погребенного органического вещества в земной коре. По оценкам, менее 1% органического вещества находится в форме углеводородов, содержащихся в породе коллекторов. Большая часть все еще находится в виде керогена и, таким образом, представляет собой огромный неиспользованный источник энергии.

Таким образом, в этих ранних исследованиях материнские породы оценивались по количеству содержащихся в них углеводородов, тогда как в настоящее время установлено, что многие другие факторы, такие, как степень зрелости, имеют большее значение, чем содержание углеводородов. Более точные анализы тонкозернистых отложений позволяют в настоящее время ответить на следующие вопросы. Содержится ли в породе органическое вещество, способное генерировать нефть или газ? Насколько это вещество восприимчиво к термическим воздействиям? Как долго и при какой температуре органическое вещество прогревалось до образования углеводородов? Обладает ли порода способностью выделять углеводороды после того, как они образовались? Так как ответы на эти вопросы относятся к осадочным бассейнам всего мира, распознавание нефтематеринских пород становится все менее эмпирическим и более основанным на главных химических и физических параметрах.

2. Типы материнских пород и их характеристика

Горные породы, обладающие способность вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке мест их скоплений, называются коллекторами. Большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются, пески, песчаники, алевролиты, алевриты, некоторые глинистые породы, известняки, мел, доломиты.

Породы-коллекторы характеризуются двумя признаками - пористостью и проницаемостью. Пористость характеризует объем пустот в породе, а проницаемость - способность проникновения нефти, воды или газа через породу.

Пустотное пространство пород 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, в основной массе образованная в литогенезе и связанная с формированием осадочной горной породы.

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.

Пустоты могут быть изолированными и объединенными в общую систему каналами разной протяженности, сечения, формы, генезиса и т.д. Все эти параметры или емкостно-фильтрационные свойства зависят от минерального состава породы, формы, размера зерен, характера их укладки, наличия и состава цемента и других факторов, и определяют емкость порового пространства и его способность фильтровать флюиды при перепаде давления.

Не все пористые породы проницаемы для нефти и газа. Проницаемость зависит от размера пустот или пор, зерен, взаимного расположения и плотности укладки частиц, трещиноватости пород. Сверхкапиллярные пустоты имеют размеры >0,5 мм, капиллярные 0,5-0,0002 мм, субкапиллярные <0,0002 мм. Движение нефти в пласте возможно лишь по сообщающимся между собой поровым каналам размером >0,0002 мм.

В сверхкапиллярных порах движении воды, флюида возможно под влиянием силы тяжести.

В капиллярных порах движение жидкости затруднено, в них на перемещение жидкости действуют силы капиллярного давления.

В субкапиллярных порах жидкость связана в виде пленок на стенках и не двигается. Движение нефти в пласте осуществляется лишь по сообщающимся поровым каналам размером более 0,0002 мм.

Различают общую, открытую и эффективную пористость:

1) Общая (абсолютная) пористость - это объем всех пор в породе. Коэффициент общей пористости - представляет собой отношение объема всех пор к объему образца породы.

К_n^общ = V_изол+ V_сообщ / V_пор

2) Открытая пористость представляет собой объем только тех пор, которые сообщаются между собой. Коэффициент открытой пористости равен:

К_n^откр = V_сообщ / V_пор

Всегда меньше, чем коэффициент общей пористости.

3) Эффективная пористость определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке мест ее скопления. Неэффективными считаются субкапиллярные и изолированные поры. Коэффициент эффективной пористости равен отношению объема эффективных пор, через которые возможно движение нефти, воды и газа при определенных температуре и градиенте давления, к объему образца породы.

К_n^эф = V_эф / V_пор



Величина коэффициента пористости горной породы (терригенный коллектор) может достигать 40%. Наиболее распространенное значение К_n нефтеносных песчаников Русской платформы 17 - 24%.

Проницаемость - это характеристика коллекторских свойств, характеризующая способность породы пропускать через себя жидкость и газ.

Формула Дарси показывает прохождение жидкости через породу

Q_ж = К_{пр *}·S_* (ДP)_* t / м _* Д?

Коэффициент проницаемости имеет размерность площади (м²) и отражает площадь сечения каналов пор. Его выражают в мкм² (в системе СИ) или в Дарси (в системе СГС).

Проницаемость зависит от размеров и формы поровых каналов, и изменяется пропорционально квадрату их диаметров при минимальной извилистости. Величина пор и каналов определяется размером зерен.

Проницаемость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах 0,005 - 2 мкм². Проницаемость нефтеносных песчаников - 0,05 - 3 мкм², проницаемость трещиноватых известняков - 0,005 - 0,02 мкм²

Различают проницаемость:

1) абсолютную;

2) фазовую;

3) относительную.

Абсолютная проницаемость - это проницаемость горных пород для однородной инертной жидкости или газа при отсутствии заметного физико-химического взаимодействия их с пористой средой.

Фазовая проницаемость - проницаемость горных пород для какой-либо жидкости или газа при одновременном наличии в ней других флюидов (газ - вода, вода - нефть, газ - нефть - вода) для данной жидкости или газа, зависит от степени насыщенности пор породы этой жидкостью или газом.

Относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Величина безразмерная, может изменяться от 0 до 1.

Проницаемость в большей степени зависит от наличия трещин, хотя доля их в пустотном пространстве составляет десятые и сотые доли процента. Объясняется это высокой проводимостью трещин по сравнению с порами гранулярных коллекторов, поэтому трещины создают в пласте направления преимущественной фильтрации.

Между пористостью и проницаемостью нет прямой связи.

Пористость по происхождению различают:

1)первичную

2)вторичную.

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

Вторичными называют пустоты, которые возникают в уже сформировавшихся породах.

Общая пористость зависит от:

1) взаимного расположения и укладки зерен

2) формы зерен и степени их окатанности

3) степени отсортированности частиц, слагающих породу

4) наличия цементирующего вещества и его количества.

Общая пористость не зависит:

- от размера зерен и размера пор.

Проницаемость зависит от:

1) размера пор (размера зерен, плотности укладки и взаимного расположения зерен, отсортированности, цементации)

2) конфигурации пор

3) взаимосообщаемости пор

4) трещиноватости породы

Проницаемость должна не зависеть

- от свойств, проходящих через породу жидких и газообразных веществ.

При разработке мест скопления нефти и газа иногда применяют искусственные методы увеличения пористости и проницаемости.

Коллекторские свойства нефтегазоносных пластов часто изменяются на небольших расстояниях в одном и том же пласте.

Скопления нефти и газа в породах-коллекторах перекрываются непроницаемыми для нефти, газа и воды породами. Такие породы называются покрышками. Роль их выполняют глины, соли, гипсы, ангидриты и др.

Породы-покрышки бывают различными по толщине, плотности, проницаемости, минералогическому составу и характеру распространения.

Вместе с тем абсолютно непроницаемых покрышек для нефти и газа в природе не существует. Самыми лучшими являются те породы-покрышки, которые имеют высокую экранирующую способность, т. е. незначительную абсолютную проницаемость по газу.

Если порода-коллектор содержит нефть, газ или воду и экранирована плохо проницаемыми породами, то ее называют природным резервуаром.

По Броду природный резервуар - это вместилище для нефти, газа и воды, внутри которого они могут циркулировать, и форма которых обусловлена отношением коллектора с вмещающими его плохопроницаемыми породами.

Формирование основных типов резервуаров обуславливается следующими процессами:

1. деформация пластов, создающая антиклинали, купола, разрывы (сбросы, взбросы, надвиги и т.д.), вообще относительное превышение одного участка над другим.

2. осадконакопление, в процессе которого формируются породы разного состава, а именно коллекторы и флюидоупоры.

3. чередование периодов эрозии и осадконакопления, в течение которых структуры частично или полностью подвергаются размыву, а затем на размытой поверхности накапливаются более молодые породы.

4. процессы соляного и глиняного диапиризма, грязевого вулканизма.

5. гидродинамические процессы - изменение относительного положения областей создания напора и разгрузки вод.

6. изменение геохимических условий в недрах, приводящие к цементации коллекторов, доломитизации известняков, выщелачиванию, гидратации ангидридов.

Природные резервуары бывают пластовыми, массивными и литологически ограниченными со всех сторон.

Пластовый резервуар-это коллектор, значительно распространенный по площади (сотни и тысячи квадратных километров) и небольшой толщины (от долей до десятков метров), часто содержит отдельные линзовидные прослойки непроницаемых пород.

Массивный резервуар - это массивная толща пластов-коллекторов, в которой могут быть непроницаемые прослои. Все пласты проницаемых пород сообщаются между собой, представляя единый резервуар.

Литологически ограниченный природный резервуар практически окружен со всех сторон непроницаемыми породами (например, линза песков в толще глинистых пород). нефтематеринский порода газ углеводород

Нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, начинают перемещаться (мигрировать), стремятся занять самое высокое положение в нем. Это происходит в результате разных плотностей нефти, газа и воды и действия сил гравитации (тяготения). Сначала газ и нефть перемещаются до кровли природного резервуара (кровли пласта-коллектора - или подошвы пласта-покрышки). Если пласт наклонный, то они продвигаются вдоль его кровли до выхода на поверхность земной коры или до какого-либо препятствия (литологический экран, изменение наклона пласта на противоположное). В первом случае нефть, выходящая на поверхность, поглощается породами, окружающими место обнажения пласта, а газ улетучивается в атмосферу, во втором - перед барьером образуется скопление нефти и газа, экранированное каким-либо препятствием. Часть природного резервуара, в котором могут экранироваться нефть и газ и образоваться их скопление, называется ловушкой. В ловушке нефть и газ находятся в состоянии относительного покоя. Литологически замкнутый природный резервуар сам является ловушкой.

В природе встречаются ловушки разных форм (структурные, стратиграфические, литологические и рифогенные).

В основном классифицируются коллекторы 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:

a. с эффективной пористостью более 20%;

b. с эффективной пористостью 15 - 20%;

c. с эффективной пористостью 10 - 15%;

d. с эффективной пористостью 5 - 10%;

e. с эффективной пористостью менее 5%.

Авдусин и Цветкова выделили классы коллекторов без указания типов пород, также в классификации не приводились величины проницаемости.

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

1. с проницаемостью свыше 1000 мД;

2. с проницаемостью 1000 - 500 мД;

3. с проницаемостью 500 - 100 мД;

4. с проницаемостью 100 - 10 мД;

5. с проницаемостью 10 - 1 мД;

6. с проницаемостью менее 1 мД.

Каждому типу песчано-алевритовых пород в пределах того или иного класса соответствует своя величина эффективной пористости. Породы, относящиеся к 6 классу с проницаемостью менее 1 мД обычно в естественных условиях содержат 90% и более остаточной воды и не являются коллекторами промышленного значения.

Введение в классификацию литологической характеристики пород, является необходимым.

По различным данным от 50 до 60% современных мировых запасов УВ приурочено к карбонатным породам, среди них выделяются наилучшие по качеству рифовые сооружения. Карбонатные коллекторы характеризуются специфическими особенностями: крайней невыдержанностью, значительной изменчивостью свойств, что затрудняет их сопоставление, в них относительно легко происходят разнообразные диагенетические и катагенетические изменения. Фациальный облик известняков, в большей мере, чем в обломочных породах, влияет на формирование коллекторских свойств. В минеральном отношении карбонатные породы менее разнообразны, чем обломочные, но по структурно-текстурным характеристикам имеют гораздо больше разновидностей.

Для карбонатных пород Багринцевой составлена оценочно - генетическая классификация, которая выделяет 3 группы: А, Б, В с высокими, средними и низкими коллекторскими свойствами. В основу классификации положены абсолютная проницаемость, открытая пористость, остаточная водонасыщенность, относительная газопроницаемость, потенциальный коэффициент газонасыщенности с учетом текстурно-структурных характеристик пород.

Существует еще общая классификация коллекторов нефти и газа. Она основана на сопоставлении исходных классификаций, в ней учтены, как структурные признаки породы, так отчасти и их состав. Выделение классов (а всего их 6) производится в основном по величине открытой пористости. При этом ее границы, а также границы проницаемости в классах очень высокие.

Выделяют также флюидоупоры: данные породы плохо проницаемые для нефти, газа и воды, способные играть роль изолирующих ,экранирующих разделов, а те из них, которые непосредственно перекрывают залежи , называются покрышками. Изолирующая способность пород - экранов, перекрывающих залежи в природном резервуаре, обеспечивается низкой эффузивной и диффузивной 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 считаются 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.

Покрышки, относящиеся к разряду плотностных, образуются обычно толщами однородных, монолитных, лишенных трещин, тонкокристаллических известняков, реже доломитов, мергелей, аргиллитов. Карбонатные покрышки характерны для нефтяных залежей платформенных областей для условий пологого залегания пород. Для плотностных покрышек большое значение имеет мощность, увеличивающая в целом крепость пород. Плотностные покрышки теряют герметичность на больших глубинах из-за разрушения в зонах больших напряжений.

Своеобразными флюидоупорами являются криогенные породы. Их образование связано с формированием многолетней мерзлоты в при- полярных, северных и южных широтах. Они развиты в Гренландии, на севере Сибири, США и Канады. Мощность промерзлых пород достигает 800 -

900 м ,они способны держать большие объемы газа.

Определенную связь с многолетнемерзлыми породами имеют толщи, содержащие газогидраты, которые тоже выступают в виде флюидоупоров.

Существующие попытки классификации покрышек сводятся к разделению их по вещественному составу (глинистые, хемогенные и др.) и по широте распространения (общебассейновые, региональные, зональные, локальные).

Классификация Ханина: «Оценочная шкала экранирующей способности глинистых пород». Он выделил 5 групп экранов:

a. экранирующая способность весьма высокая;

b. экранирующая способность высокая;

c. экранирующая способность средняя;

d. экранирующая способность пониженная;

e. экранирующая способность низкая.

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. Для глин - наличие песчано-алевритового материала.

3. Количество и характер (типы) органического вещества (керогена) и углеводородов в материнских породах, способных к образованию нефти и газа

Форма нахождения и морфология органического вещества в осадочных породах различна. Выделяют следующие формы:

1) Морфологически оформленный растительный детрит;

2) Бесструктурное включение гидрофобного органического вещества в виде капель или комочков;

3) Сорбированная на поверхности минеральной части породы;

4) Растворенная, содержащая органическое вещество в форме солей;

5) Органическое вещество, входящее в кристаллическую решетку минералов.

При исследовании органического вещества осадочных пород и осадков в нем выделяют различные аналитические группы:

1) растворимые компоненты, включающие гуминовые вещества и битумоиды.

Гуминовые вещества - это гуминовые кислоты - фракция органического вещества, извлекаемая водным раствором щелочи из осадков почв, углей, и осаждаемая минеральными кислотами.

Битумоиды - это компоненты органического вещества, извлекаемые из органического вещества и породы органическими растворителями - хлороформом, бензолом, петролейным эфиром, ацетоном, спиртобензолом и др.

2) нерастворимая в водных растворах щелочей и органических растворителях часть органического вещества, называется керогеном.

За рубежом, последнее время и в России, широко используется классификация типов органического вещества (типов керогенов) по структурно-химическому признаку (Тиссо и Вельте):

1) кероген с высоким содержанием водорода и низким содержание кислорода. Кероген формируется в основном за счет водорослевых и микробных липидов (жиры). Распространен относительно редко. Из него продуцируются в основном жидкие УВ.

2) Содержание водорода достаточно высокое, но меньше чем в первом случае, содержание кислорода более высокое, чем в первом. Кероген этого типа формируется в результате отложения и накопления морских организмов (фито- и зоопланктон, бактерии, с участием принесенного в бассейн органического вещества высших растений). Продуцирует жидкие и газообразные УВ для большинства нефтяных месторождений, в том числе и гигантских.

3) керогены бедные водородом, но богатые кислородом. Кероген этого типа образуется в основном из остатков наземной растительности, и он продуцирует газообразные УВ.

Термин кероген первоначально относился к органическому веществу горючих сланцев, выделяющему сланцевую смолу при нагревании. Позднее под этим термином стали понимать все рассеянное органическое вещество осадочных пород, нерастворимое в неокисляющих кислотах, щелочах и органических растворителях. Кероген, являющийся предшественником большей части нефти и газа, по своему происхождению может быть морским, терригенным и переотложенным. Терригенный кероген содержит компоненты, сходные с компонентами углей.

Классификация органического вещества осадочных пород проводилась палинологами (с помощью микроскопического изучения в проходящем свете органических остатков, освобожденных от минеральной части), углепетрографами (с помощью микроскопического изучения полированных срезов пород в отраженном свете) и геохимиками-нефтянниками (по изменению элементного состава керогена в ходе его созревания).

Исходным для нефти и газа является сапропелевое, преимущественно водорослевое рассеянное органическое вещество морских, прибрежно-морских и озерных илов глинисто и глинисто-карбонатного состава. Нефтематеринскими отложениями считаются терригенные породы с содержанием С орг. более 0,5% и карбонатные осадки с концентрацией С орг. более 0,3% на начало катагенеза. Если концентрация С орг. выше 20%, то такие породы переходят в разряд горючих сланцев и углей, в которых генерированная нефть удерживается сорбционными силами и не образует промышленных залежей.

Гумусовое рассеянное органическое вещество прибрежно-морских и континентальных терригенных отложений, источником которого является высшая растительность, способна генерировать преимущественно газообразные УВ. Если в составе гумусового рассеянного органического вещества присутствуют липоидные вещества (смоляные тельца, парафины, оболочки спор, пыльца), то наряду с газами следует ожидать генерацию небольшого количества жидких УВ.

Первая стадия преобразования материнского органического вещества, связывается с бактериальными процессами (аэробными и анаэробными). Для хороших нефтематеринских осадков предпочтительна восстановительная или слабо восстановительная фация, благоприятная для развития процессов преобразования осадков в направлении битумообразования. С помощью ферментов микробы разлагают часть высокомолекулярных компонентов на простые соединения. На этом начальном этапе преобразования рассеянного органического вещества (РОВ) в ряде случаев могут сформироваться небольшие скопления асфальтоподобных веществ и газовые залежи. В связи с отсутствием надежных покрышек основная масса газа рассеивается. В конце диагенеза в уплотняющихся осадках остается наиболее устойчивая, нерастворимая в кислотах часть РОВ - кероген, который является источником основной массы УВ в катагенезе.

Вторая стадия преобразования органического вещества - катагенетическая или физико-химическая. Главными действующими факторами являются давление, температура и время. Температура образования нефти может компенсироваться временем. В катагенезе образуются основные массы нефти и газа при температуре 50 - 200⁰ С. Повышение температуры вызывает термическое преобразование керогена и генерацию микронефти и газообразных компонентов. Образование нефти и газа происходит неравномерно. С повышением температуры генерация нефти по времени проявления опережает генерацию основной массы газа. В среднем катагенезе проявляется главная фаза нефтеобразования (ГФН), а в позднем-- главная фаза газообразования (ГФГ).

Глубинный интервал главной зоны нефтеобразования распространяется в среднем в пределах 2 - 4 км и определяется геотермическим градиентом конкретного участка бассейна. В обычных платформенных областях этот интервал находится на глубинах 2 - 3 км, а во впадинах с низкими геотермическими градиентами, типа Прикаспийской, интервал главной зоны нефтеобразования может опускаться на глубину до 3 - 6 км.

В типичном осадочном бассейне интенсивное образование нефти начинается при переходе от прото - к мезокатагенезу (ПК - МК₁) при температуре 50 - 70⁰ С. Достигает максимума при температуре 90-110⁰ С на стадии МК₂ и затухает при 150 - 170⁰ С в начале стадии МК₄.

Температурный порог образования нефти зависит от литологического типа пород. Для карбонатных пород он выше, чем для глин. Это объясняется тем, что высокая католитическая активность глин повышает энергию активации.

Практически все органическое вещество можно разделить на два основных типа -- сапропелевое и гумусовое (см.: Приложение 1). Термин сапропелевый относится к продуктам распада и полимеризации жирового, липидного, органического материала, такого, как споры и планктонные водоросли, отложенным в субаквальных илах (морских или озерных) обычно в условиях ограниченного поступления кислорода. Сапропелевое органическое вещество, т. е. жиры, масла, смолы и воски, характеризуется отношением водород/углерод (Н/С) в пределах от 1,3 до 1,7. Сапропелевые отложения, богатые органическим веществом, при созревании образуют богхеды и горючие сланцы. Современная пресноводная планктонная зеленая водоросль Botryococcus braunii, вырабатывающая жир, является источником австралийского куронгита, представляющего торфяную стадию богхедов. Эквивалент Botryococcus braunii каменноугольного возраста сконцентрирован в шотландских горючих сланцах (торбанитах). Пермский горючий сланец тасманит в Тасмании образован одноклеточной зеленой водорослью. Некоторые богхеды юрского возраста в Сибири содержат лишь аморфный лейптинит.

Термин гумусовый относится к торфообразующим продуктам, главным образом представляющим собой наземный растительный материал, отлагавшийся в болотах в окислительных условиях. Для торфа характерно отношение Н/Сс^0,9, слишком низкое, чтобы он мог являться важным источником углеводородов. Гумусовое органическое вещество образуется из материала клеток и стенок растений, представленного в основном лигнином и целлюлозой, а также ароматическими таннинами, которые обладают высокой сопротивляемостью гниению. Категория гумусовых веществ включает также карбонизированное (фюзинитизированное) - органическое вещество, например древесный уголь и другие окисленные растительные остатки. Гумификация ускоряется в присутствии кислорода и под действием тепла (тропический климат).

Когда корни, кора и древесина деревьев попадают в лесные и тростниковые болота и заболоченные озера, то они в результате бактериального и химического воздействия преобразуются в торф. При погружении с течением времени и под воздействием температуры в ходе углефикации торф превращается в бурый уголь, затем в каменный и, наконец, в антрацит. Это основные гумусовые угли. При углефикации отношения Н/С и О/С 8 гумусовом материале изменяются.

Если же остатки корней, коры и древесины будут снесены в море и отложены в осадочном бассейне (обычно они составляют 1 или 2% органического вещества в глинистом иле), они будут представлять гумусовую часть керогена. Аналогичным образом споры, пыльца или водорослевый материал, перенесенные ветром или водой в морскую обстановку, становятся компонентами сапропелевой части керогена. К рассеянному гумусовому и сапропелевому материалу наземного происхождения добавляется органическое вещество морских организмов; так образуется кероген морских отложений.

Угольщики классифицируют компоненты углей путем микроскопического изучения в проходящем свете с использованием 25--50-кратных объективов с масляной иммерсией. Угли состоят из мацералов; их можно сравнить с минералами, слагающими породы, за исключением того, что мацералы не имеют кристаллической структуры и больше варьируют по химическому составу, чем минералы (более полно петрология углей обсуждается в работе Штаха и др.). Выделяются три основные группы мацералов: это лейптинит (называемый также экзинитом), витринит и инертинит. Гумусовые угли обычно содержат более 60 % витринита, тогда как для богхедов часто характерно такое же содержание лейптинита, значительная часть которого представлена мацералом альгинитом (водорослевого происхождения). Эти же мацералы выделяют и в рассеянном органическом веществе осадочных пород; некоторые геохимики-нефтяники используют эти термины для описания керогена.

Палинологи, работающие в нефтяной промышленности, разработали номенклатуру для керогена, остающегося после растворения большей части минерального вещества пород в соляной и плавиковой (HF) кислотах. Они выделяют водорослевый, аморфный, травянистый, древесный и углистый (инертинит) керогены. Аморфный материал в основном представлен сапропелевым органическим веществом планктона и других низших форм жизни. Органическое вещество горючих сланцев Грин-Ривер в Колорадо и Вайоминге, а также сланцы Нордегг и Бэккен в Западно-Канадском бассейне содержат в основном аморфный кероген. Аморфный кероген может иметь морское или озерное происхождение; он является преобладающим керогеном карбонатных пород. Кероген с сохранившейся водорослевой структурой морского и неморского происхождения классифицируется как водорослевый. Травянистый кероген состоит из пыльцы, спор, кутикулы, эпидермиса листьев, клеточных структур растений и другого распознаваемого разрозненного клеточного материала. Травянистый материал имеет в основном наземное происхождение. Древесный кероген представлен волокнистым веществом с различимой прямоугольной клеточнодревесной структурой. Углистый (инертинит) кероген -- это переотложенный материал, а также растительный материал, который претерпел естественную карбонизацию -- обугливание, окисление, сильное уплотнение или воздействие грибков. К этой категории относится и древесный уголь, образованный в результате лесных пожаров.

При визуальном анализе керогена, содержащегося в буровом шламе, часто используются символы Am, Н, W и С для обозначения соответственно аморфного (amorphous), травянистого (herbaceous), древесного (woody) и углистого (coaly) керогена.

Третья классификационная система керогена принадлежит Тиссо и др.. В соответствии с ней кероген подразделяется на три типа (I, II и III) в зависимости от его элементного состава и эволюционного пути, определяемого по диаграмме Ван Кревелена, связывающей отношения Н/С и О/С.

Основные химические различия заключаются в том, что кероген типа I представлен в основном нормальными и разветвленными парафинами с небольшим содержанием нафтенов и ароматических соединений. В керогене типа II преобладают нафтены и ароматические соединения, а кероген типа III характеризуется высоким содержанием полициклических ароматических углеводородов и кислородсодержащих функциональных групп и некоторых твердых парафинов. Кероген типа I характерен для горючих сланцев и богхедов, типа II -- для нижнетоарских глин Парижского бассейна, а типа III -- для глинистых отложений нижней части формации Менвилл Западно-Канадского бассейна и верхнемеловых глин бассейна Дуала.

Эти три системы не полностью аналогичны. Некоторые геохимики используют термин аморфный для бесструктурного сапропелевого керогена, тогда как к лейптиниту относят только структурный водорослевый и травянистый кероген. Фактически керогены типов I, II и III представляют собой смеси: кероген типа I в общем является водорослево-аморфным, кероген типа II -- аморфно-травянисто-древесным и кероген типа III -- древесно-инертинитовым. Все классификационные системы сходны в том отношении, что в них проводится различие между гумусовыми и сапропелевыми компонентами керогена и угля. Это важно, так как большая часть нефти и газа образуется из сапропелевого органического вещества, тогда как гумусовое вещество дает главным образом газ. Обычно угли не являются источниками нефти, что объясняется повсеместным преобладанием углей гумусового типа. Когда обнаруживается нефть, выходящая из пластов гумусовых углей, то обычно она бывает обязана своим происхождением лейптинитовой фракции угля, т. е. воскам и смолам.

Сапропелевое и гумусовое органическое вещество может быть либо морским, либо терригенным, но считается, что основное количество аморфного (бесструктурного) сапропелевого материала карбонатных пород и богатых морских горючих сланцев имеет морское или озерное происхождение. Большая часть гумусовой фракции керогена имеет терригенпос происхождение.

Так как источником водорода, необходимого для образования нефти и газа, является кероген, то отношение Н/С в нем постепенно уменьшается до минимального значения 0,45. После этого генерация нефти прекращается, образуется лишь небольшое количество газа. При этом отношение Н/С керогена падает примерно до 0,3. Водорослево-аморфный кероген (тип I) может генерировать наибольшее количество нефти и газа, так как отношение Н/С в нем может уменьшиться на 1,25 (от 1,7 до 0,45). Древесный (витринит) кероген (тип III) генерирует наименьшее количество нефти и газа, так как отношение Н/С здесь уменьшается только на 0,55. Кероген, окисленный при переотложении, и инертинит не способны образовывать нефть; они могут дать лишь очень небольшое количество газа.

Все эти типы при нагревании дают как нефть, так и газ, причем соотношение последних меняется от водорослево-аморфно-лейптинитового керогена типа I, который генерирует в основном нефть, до дре-весно-витринито-инертинитового керогена типа III, генерирующего в основном газ. Наибольший выход углеводородов дает водорослево-аморфный материал, а наименьший -- древесно-инертинитовый. К сожалению, последнего в осадочных бассейнах мира значительно больше, чем первого.

Горючие сланцы обычно отличаются от богхедов большим содержанием аморфного лейптинита; кроме того, доля минерального вещества в них весьма значительна. Уголь -- готовое к использованию горючее ископаемое, содержит более 50 вес.% и более 70 об.% органического вещества, тогда как для горючих сланцев эти величины значительно меньше. По содержанию углерода и водорода кероген таких сланцев, как Грин-Ривер в Юте и Колорадо, аналогичен богхедам. Для углей характерно более высокое содержание кислорода.

Чисто сапропелевого или гумусового керогена в осадочных породах очень мало; содержание органического вещества континентального и морского происхождения в керогенах в значительной степени варьирует, и переход от одного типа к другому весьма постепенный. При детальном исследовании палеозойских отложений района Среднего Поволжья Родионова и Четверикова выделили гумусовый, сапропелевый и несколько промежуточных видов керогена. Они установили, что гумусовый кероген связан с прибрежно-морскими глинисто-алевролитово-песчанистыми фациями, богатыми кислородом. Сапропелевый кероген сформировался в осадках глинистых и карбонатно-глинистых фаций в относительно глубоководных условиях со спокойным гидродинамическим режимом при недостатке или отсутствии свободного кислорода в осадках.

Как сапропелевое, так и гумусовое органическое вещество изменяются в процессе диагенеза и термического созревания, что можно сравнить с углефикацией. Следовательно, имеются два фактора, которые определяют состав керогена: исходный материал (с учетом изменений, происходящих в нем на стадии седиментации и диагенеза в результате деятельности микроорганизмов) и термическое превращение.

Кероген, освобожденный от минеральной части пород путем растворения последней в НС1 и HF, представляет собой тонкозернистый от коричневого до густо-черного порошок, напоминающий угольную пыль. Изучение разложения керогена, проводимое в последние годы, позволило выявить в его составе практически все органические структуры, установленные в живых организмах. Были обнаружены терпе-ноидные и стероидные структуры, а также порфирины, аминокислоты, сахара, карбоновые кислоты, кетоны, спирты, олефины и эфирные мостики. Наиболее детально исследован кероген горючих сланцев Грин-Ривер в Колорадо. В этом керогене преобладают циклические соединения: 45--60 % составляют гетероциклические соединения, 20--25 % -- нафтеновые углеводороды, 10--15%--ароматические соединения и 5-- 10%--нормальные парафины и изопарафины. Среди нормальных парафинов встречаются гомологи до C3s. Циклопарафины содержат до 6 конденсированных колец с преобладанием би- и трициклических структур. Присутствуют многие стераны и терпаны. Кроме того, были установлены моноароматические пентациклические кольца, тетралин и дигидронафталиновые ядра. Около половины моноароматических соединений связано с насыщенными циклопентановыми или циклогексановыми кольцами.



Заключение

Нефтематеринскую породу можно определить как тонкозернистую осадочную породу, которая в естественном состоянии генерировала и выделяла углеводороды в количестве, достаточном для образования промышленного скопления нефти или газа.

Следует отметить, что проблема генезиса полезного ископаемого очень сложна и часто не находит однозначного решения. Всестороннее освещение этого вопроса выходит за пределы отдельных наук и базируется на данных всего естествознания. Образование веществ в природе не протекает в какой-либо определенной, раз навсегда установленной форме. Часто процессы, на первый взгляд не имеющие между собой ничего общего, ведут к возникновению сходных веществ, одинаковых мине-ралов, одинаковых полезных ископаемых.

В решении проблемы происхождения нефти и природных газов наметилось два основных направления. Существует неорганическая схема образования нефти и природных газов и органическая. Неорга-ническая схема образования нефти и природных газов имеет неболь-шое число сторонников. Основные положения ее были намечены еще в прошлом столетии Д. И. Менделеевым и Д. В. Соколовым. Схема органического происхождения нефти своими корнями уходит в глубь столетий, к высказываниям М. В. Ломоносова.

Схема органического происхождения предусматривает образова-ние нефти в толщах осадочных пород. Следовательно, по этой схеме залежи нефти следует искать в областях накопления осадочных пород. Учет закономерностей в распространении залежей дает возможность выявить территории, наиболее благоприятные для обнаружения неф-тяных месторождений.

В ходе исследования мною были приведены различные классификации нефтематеринских пород, а также изучены различные типы керогена.

Также необходимо отметить, что поиск и разведка новых месторождений становится с каждым годом сложнее и дороже (в первую очередь за счет увеличения глубин бурения и выхода на шельф). Поэтому важными задачами нефтегазодобывающих предприятий являются достижения высокой эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений, увеличение извлекаемых запасов нефти и газа на разрабатываемых месторождениях. Все это вызывает необходимость широкого применения методов геологического и промыслово-геофизического изучения месторождений нефти, газа и газоконденсата.



Список использованной литературы

1. Баженова О. К. и др. Геология и геохимия нефти и газа. М.: МГУ, 2000. 176 с.

2. Вассоевич Е.Б. Избранные труды. Геохимия органического вещества и происхождение нефти. М.: Наука, 1986. 367с.

3. Дюнин В.И., Корзун А.В. Движение флюидов: происхождение нефти и формирование месторождений углеводородов. М.: Научный мир, 2010. 197 с.

4. Еременко Н. А. Чилингар Г. В. Геология нефти и газа на рубеже веков. М.: Недра, 1996. 300 с.

5. Зайлалова В. Р. Химия нефти и газа: учеб. пособие для вузов. Уфа: УГНТУ, 2011. 145 с.

6. Мясников В.В. Геология и геохимия нефти и газа: краткий курс для студентов. М.: Спектр, 2009. 230 с.

7. Основы геологии горючих ископаемых: учеб. под ред. / В.В. Семенович, И.В. Высоцкий, Ю.Н. Корчагина и др. М.: Недра, 1987. 397с.

8. Петров А.А. Углеводороды нефти. М.: Наука, 1984. 264с.

9. Соколов Б. А. Новые идеи в геологии нефти и газа. М.: МГУ, 2011. 480с.

10. Тимошина И.Д. Геохимия органического вещества нефтепроизводящих пород и нефтей верхнего докембрия юга Восточной Сибири. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2005. 166 с.

11. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М.: Мир, 1981. 501 с.

12. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. М.: Мир, 1982. 704 с.



Приложение

Классификация органического вещества осадочных пород

Размещено на Allbest.ru

...