Концепция органического происхождения нефти

Идея об образовании нефти из органического вещества (углей) под воздействием тепла Земли впервые, еще в 1763 г., была высказана М. В. Ломоносовым в его знаменитом труде «О слоях земных». С этой работы М. В. Ломоносова начинает фактически свое развитие концепция органического происхождения нефти.

С позиций органической концепции происхождение нефти и газа в настоящее время представляется следующим образом. Исходным продуктом для образования нефти является органическое вещество во всем его многообразии. Наиболее обоснованным явилось представление немецкого исследователя Г. Потонье о смешанном растительно-животном происхождении исходного материала для нефти.

Жизнь появилась в обширных морях и внутренних озерах, которые покрывали значительную долю современных материков. По мере гибели огромного количества морских растений и животных их остатки быстро опускались вниз водоема и были захоронены в иловых отложениях, которые постепенно собирались на дне.

Реки переносили огромные количества ила и песка, которые затем разносились течениями и распространялись за пределы постоянно меняющейся береговой линии морей. Они присоединялись к остаткам морских организмов, собирающимся на морском дне и в дельтах рек, где на них многократно оседали новые слои. Ил и морская вода предохраняли вещество от дальнейшего разложения. По мере накопления новых слоев органического вещества, песка, ила, глины и с течением времени масса покрывающих отложений оказывала огромное давление на лежащие ниже осадочные слои. С увеличением массы отложений подстилающий слой постепенно опускался, формируя и сохраняя плотные слои ила, песка и карбонатов. В конце концов, они преобразовались в осадочные горные породы. Огромное давление в сочетании с высокой температурой, действием бактерий и химическими реакциями и привело к образованию сырой нефти и природного газа (рис 1.).


1- материнский пласт

2- известняк

3- пористый песчаник

4- залежи нефти

5- твердые породы


Рис.1 Залегание нефти


Согласно органической концепции, глинистые и известковые илы считаются нефтематеринскими породами. По мере их погружения и уплотнения рассеянная микронефть вместе с газообразными углеводородами и водой начинает выжиматься из илов в залегающие выше пористые породы (песчаники). Этот процесс получил название первичной миграции.

Свойства настоящей нефти микронефть приобретает уже в пористой среде. В моменты тектонических перестроек под влиянием гравитационных и других сил микронефть начинает медленное перемещение вверх вдоль пластов. Так начинается вторичная миграция нефти и газа (рис.2).



По мнению И. М. Губкина, этот момент нужно считать уже началом образования самого нефтяного месторождения. Формирование залежей нефти и газа является сложным процессом, включающим в себя три основных составляющих: генерация углеводородов нефтематеринскими отложениями, миграция их в зоны более низкого давления и ловушки, аккумуляция в скопления нефти и газа.

вторичная миграция

Первичная миграция

Уровень моря


Аккумуляция

Рис.2 Миграция нефти и газа


Анализ распределения нефтегазоносных бассейнов мира показал, что приблизительно 80% мировых залежей нефти и газа действительно тяготеют к современным, особенно к существовавшим в прошлые геологические периоды фанерозоя зонам подвига плит. Сюда относятся и уникальные углеводородные бассейны Персидского залива, Венесуэлы, Среднего Запада США, Канады, Аляски, Индонезии, классические месторождения Аппалачей, Предуральского прогиба, Кавказа, Карпат и других регионов мира. Открытие крупных месторождений нефти и газа в поднадвиговых зонах горных сооружений Северной

Немецкий химик Энглер нагревая жир морских животных под давлением до температуры 320 – 400 гр получил нефтепродукты. Родилась вторая гипотеза ОРГАНИЧЕСКОГО ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ.

В основе современных взглядов на происхождение нефти лежат положения, сформированные академиком Губкиным. Исходным является органическое вещество морских илов, состоящих из растительных и животных организмов. Скорость накопления ила – 150 г на 1 м кв площади в год. Старые слои быстро перекрываются новыми. Это предохраняет органику от окисления. Первоначальное разложение органики происходит без доступа кислорода под действием анаэробных бактерий. Далее пласт, образовавшийся на морском дне, опускается в результате общего пригибания земной коры характерного для морских бассейнов. По мере погружения растут давление и температура. Это приводит к преобразованию рассеянной органики в диффузно рассеянную нефть. Наиболее благоприятные параметры среды – 15- 45 МПа и температура 60 – 150 гр., которые существуют на глубинах 1,5 – 6 км.. Далее под действием возрастающего давления нефть вытесняется в проницаемые породы, по которым она мигрирует к месту образования залежей.



Таким образом процесс образования нефти делится на три этапе: 1. накопление органики, преобразование ее в диффузно рассеянную нефть; 2. выжимание рассеянной нефти из материнских пород в коллекторы; 3. движение нефти (в виде флюидов) по коллекторам, попаданиев ловушки, накопление в залежах.

Практика подтвердила взгляды Губкина – в нефти, асфальтах и ископаемых углях были найдены порфирины, входящие в молекулу хлорофилла. В 50 –е годы в СССР И в США были открыты нефтяные углеводороды в осадках водоемов различных типов (в озерах, заливах, морях, океанах).

Открытие крупнейших нефтяных месторождений в осадочных бассейнах сначала между Волгой и Уралом. А затем в западной Сибири. В настоящее время большинство крупных месторождений в мире находятся в районах залегания осадочных пород (бывшие моря).

Вместе с тем, весьма трудно объяснить такой факт. Что существуют гигантские скопления нефти там, где органических веществ в осадочных породах относительно мало (бассейн реки Ориноко). Значительное скопление нефти в Марокко, Венесуэле, США встречаются в метаморфических и изверженных породах, в которых органических веществ просто не может быть.

До недавнего времени подтверждением органического происхождения нефти считалось наличие соединения «порфирина). Но в настоящее время порфирин смогли получить и неорганическим путем.

Глубина залегания – поверхность (Бакинское месторождение, Мексика), скважина 16 -18 м. до 7756 метров (Техас). Разведочная скважина – 9560 м (Оклахома).

Харктеристика запасов углеводородов (залежей). Запасы нефти и их подстчет.

Доказанные, вероятные и возможные запасы. ДОКАЗАННЫЕ - часть резерва, которая наверняка будет извлечена из освоенных месторождений при имеющихся экономических и технических условиях.

ВЕРОЯТНЫЕ – часть резервов, геологические и инженерные данные о которой еще недостаточны для однозначного суждения о возможности разработки в существующих экономических и технических условиях, но которая можетв быть экономически эффективной уже при небольшом увеличении информации о соответствующих месторождениях и развитии технологии добычи.

ВОЗМОЖНЫЕ – часть резерва, геологическая информация о которых достаточна лишь для того, чтобы дать хотя бы приблизительную оценку затрат на добычу или ориентировочно указать оптимальный метод извлечения, но лишь с невысокой степенью вероятности (такая оценка ориентировочна и носит субъективный характер).

B перечисленном, практический интерес вызывают ДОКАЗАННЫЕ запасы.

Все разведанные запасы подразделяются на балансовые (геологические) и забалансовые. К БАЛАНСОВЫМ относятся те, которые удовлетворяют промышленным кондициям и горнотехническим условиям эксплуатации. Вовлечение из в разработку не вызывает принципиальных технических трудностей , использование их экономическицелесообразно

ЗАБАЛАНСОВЫЕ – извлечение которых в настоящее времяне рентабельно или технически невозможно. По мере развития техники и технологии, транспортной доступности, структуры топливного – энергетического баланса, или мировых цен они могут быть переведены в балансовые.

В зависимости от степени изученности и достоверности наших представлений о величине разведанных, а так же перспективных и прогнозных запасов, они подразделяются на различные категории.

Категория А– запасы разведанные и изученные с детальностью, обеспечивающей полное понимание условий залегания, формы и строения тела месторождения. Оконтуренные, разбуренные в соответствии с проектом разработки. Установлено качество и технологические свойства полезного ископаемого. Известна эффективная мощность пласта, известны основные физико-химические параметры коллектора, качественный и количественный состав нефти, газа и сопутствующих компонентов, определены основные условия разработки месторождения.

Для отнесения залежи к категории А необходимо детальное изучение форм и размеров залежи, эффективной мощности и коллекторских свойств пласта, качественного и количественного состава нефти, газа и сопутствующих компонентов. Необходимо знание особенностей строения залежи, определяющих условия ее разработки: режим работы залежи, продуктивность скважин, давление, проницаемость коллекторов, гидро- и пьезопроводность. Запасы категории А подсчитываются в процессе разработки.

Категория Б –относятся запасы залежи, нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти из скважин пробуренных в соответствии с технологической схемой разработки, без точного отображения пространственного их размещения, без точного их оконтуривания. Контуры запасов определены условно по данным разведочных работ методом экстраполяции данных. Форма и размеры, эффективная нефте- и газонасыщенная мощность, характер коллекторских свойств, нефтенасыщенность, пластовое давление, другие показатели, определяющие условия разработки залежи, изучены приближенно, но дают возможность проектировать разработку.

Категория С1 –Запас, разведанные и изученные с детальностью, обеспечивающей выяснение основных особенностей условия залегания, формы и характера строения месторождения, природных факторов, определяющих условия ведения горноэксплуатационных работ. Контур запасов определен на основании разведочных работ и экстраполяции по геологическим и географическим данным. Запасы установлены на основе опытно-промышленной эксплуатации залежи (или ее части)

Категория С2 -относятся запасы, наличие которых обосновано лишь геологическими и геофизическими исследованиями. Эти запасы используются для определения возможных перспектив месторождения.

Категория С3 –это перспективные запасы (ресурсы) нефти, подготовленные для глубокого бурения. Запасы этой категории используются для планирования поисково-разведочных работ.

Категории Д1 и Д2 -прогнозные ресурсы, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана, а перспективы их оцениваются по аналогии с другими, более изученными районами.

Основным методом подсчета запасов нефти является объемный. В соответствии с ним балансовые запасы нефти определяются как :

Q = F h m S p

B

Q –запасы нефти, приведенные к стандартным условиям

(Р – 0,1013 МПа,

температура = 20 гр С (293 К)

F –площадь нефтенасыщенной части пласта, м. кв.

h -средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м

m -коэффициент открытой пористости

S -коэффициент начальной нефтенасыщенность

p –плотность нефти при стандартных условиях, т/м куб.

b -объемный коэффициент пластовой нефти

Таким образом, в соответствии с формулой балансовые запасы – это количество нефти в тоннах, содержащееся в поровом объеме залежи до начала ее разработки, приведенное к стандартным условиям.

В составе балансовых запасов выделяют извлекаемые запасы. Это такая часть балансовых запасов, которую возможно рентабельно извлечь при наиболее полном и рациональном использовании современной техники и технологии, рои обязательном соблюдении требований охраны недр и окружающей среды.

Величину извлекаемых запасов нефти определяют из соотношения:

Q из. = n Q

Где – nкоэффициент извлечения нефти, дорля извлекаемой нефти из геологических запасов.

Зависит от: естественной пластовой энергии (давления), свойств породы, и насыщающих флюидов, выбранной системы разработки залежи.

Величина коэффициента извлекаемости нефти может достигать 60% и более.


6088715112059857.html
6088788778944001.html
    PR.RU™