Разделы презентаций

1. Слайды лекций доцента А.Е. Ковешникова Геология нефти и газа. Для

Содержание

2. Геология нефти и газа изучает происхождение, условия залега-ния иных недрах и геологическую историю этих полезных иско-паемых, на ее основе разрабатывается научная база поисков, разведки и разработки скоплений нефти и газа.

Слайды и текст этой презентации

Слайд 11. Слайды лекций
доцента А.Е. Ковешникова
«Геология нефти и газа».
Для

заочников (1-5 лекций за курс)


Kovesha@mail.ru

1. Слайды лекций доцента А.Е. Ковешникова«Геология нефти и газа». Для заочников (1-5 лекций за курс)Kovesha@mail.ru

Слайд 22. Геология нефти и газа изучает происхождение, условия залега-ния иных

недрах и геологическую историю этих полезных иско-паемых, на ее основе

разрабатывается научная база поисков, разведки и разработки скоплений нефти и газа.
Целью курса «Геология нефти и газа» является создание базы по-нятий и определений, образующих фундаментальную основу науки - основами знаний о свойствах и составе углеводородов, их классификации, о происхождении углеводородов, о процес-сах формирования и закономерностях размещения месторожде-ний нефти и газа.
В становлении и развитии геологии нефти и газа в СССР большую роль сыграли русские и советские ученые — А.Д. Архангель-ский, Д.В. Голубятников, И.М. Губкин и многие другие. Особенно большое значение имели работы И.М. Губкина — одного из осно-воположников российской нефтяной геологической науки. Видный государственный деятель, академик, организатор выс-шего нефтяного обра-зования в СССР. Развивая творческое на-следие И.М. Губкина, российские ученые и производственники достигли больших успе-хов в познании основных закономернос-тей распространения неф-ти и газа в земных недрах, в изучении вопросов происхождения и условий формирования залежей нефти и газа.
2. Геология нефти и газа изучает происхождение, условия залега-ния иных недрах и геологическую историю этих полезных иско-паемых,

Слайд 33. Нефть известна с Давних времен. В России ее использовали

для отопления, а также как медицинское средство против ревматизма и

различных кожных заболеваний. Чудесные целебные свойства нафталанской нефти используются и в настоящее время. На базе источников нефти в Нафталане построен санаторий.
В 1823 г. братьями Василием, Герасимом и Макаром Дубини-ными в Моздоке был построен кустарный нефтеперегонный завод, на котором из нефти получали керосин для освещения. Нефть для завода добывали из колодцев в районе Вознесенки. В 1859 г. В. А. Кокаревым близ с. Сураханы был построен значительно более совершен­ный и крупный нефтеперегонный завод. На этом заводе под наблюдением Д. И. Менделеева бы-ли налажены промышленное производство керосина и его очи-стка. Производство керосина в США началось только в 1861 г.
После изобретения инженером Шуховым форсунки для без-дымного сгорания нефтяного мазута, что позволило сжигать мазут в топках котлов без копоти и дыма нефть стала прежде всего источником тепловой энергии.
3. Нефть известна с Давних времен. В России ее использовали для отопления, а также как медицинское средство

Слайд 44. До конца XIX в. бензиновые фракции не находили примене-ния,

и получаемый бензин как побочный продукт сливали в заброшенные скважины

или сжигали в амбарах. Но с развитием двигателей внутреннего сгорания в начале XX в. наибольшим спросом стал пользоваться бензин. Из нефти и газа получают тысячи химических соединений, часть которых ранее произво-дилась из животного жира и зерна.
Непрерывный рост потребления нефтепродуктов требует вос-становления запасов нефти. Развитие нефтяной промышленно-сти в основном зависит от непрерывного открытия новых мес-торождений и увеличения разведанных запасов.
Поиски и разведка месторождений нефти и газа требуют изуче-ния сочетаний разнообразных геологических условий.
В предлагаемом лекционном курсе даны основные понятия по геологии нефти. Геология нефти является отраслью геологии, которая занимается изучением форм скоплений нефти и газа в недрах Земли, закономерностей их размещения, условий их возникновения, преобразования и разрушения. Геология нефти лежит в основе таких отраслевых наук, как поиски, разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений.
4. До конца XIX в. бензиновые фракции не находили примене-ния, и получаемый бензин как побочный продукт сливали

Слайд 51. Гипергенез – образование и мобилизация исходного вещества осадков в

процессе физического и химического разрушения материнских пород и его перенос

к месту захоронения.
2. Седиментогенез – поступление осадков в конечные водоемы стока и окончательное осаждение.
3. Диагенез – физико-химическое уравновешивание насыщенного водой осадка, завершающееся преобразованием его в осадочную горную породу.

4. Катагенез (иногда эпигенез) – дальнейшее изменение породы по мере увеличения глубины ее захоронения под влиянием возрастающих температуры и давления, а в некоторых случаях и воздействия водных растворов и газов.
5. Метагенез (или собственно метаморфизм) – последующее преобразование состава пород при дальнейшем их погружении.

Рис. Последовательность стадий литогенеза


В цикле литогенеза различают
5 стадий:

5 слайд

1. Гипергенез – образование и мобилизация исходного вещества осадков в процессе физического и химического разрушения материнских пород

Слайд 66 слайд
В земной коре стадиям литогенеза отвечают одноименные зоны литогенеза,

в пределах которых из образованных осадков возникают осадочные горные породы

и осадочные полезные ископаемые. Процессы изменения осадков и формирования горных пород происходят на поверхности земли и в водных бассейнах в результате комплекса механических, физических, биологических и химических превращений.

Рис. Схема расположения различных зон литогенеза в разрезе верхней части земной коры, по Р.У. Фербриджу

6 слайдВ земной коре стадиям литогенеза отвечают одноименные зоны литогенеза, в пределах которых из образованных осадков возникают

Слайд 7Гипергенез
На стадии гипергенеза осуществляется:
3) формирование
исходного материала
для осадков,
превращающихся

затем
в осадочные горные породы
2) образование особых
типов пород
(остаточных),


минуя стадию
седиментогенеза

изменение
ранее
образовавшихся
горных пород

Является начальной стадией прогрессивного литогенетического цикла, предысторией седиментогенеза.
Характерная особенность гипергенеза - он осуществляется в термобарических условиях, свойственных земной поверхности.

Изменение ранее образовавшихся горных пород, образование остаточных пород и формирование исходного материала для осадков происходит в результате выветривания.

7 слайд

ГипергенезНа стадии гипергенеза осуществляется:3) формирование исходного материала для осадков, превращающихся затем в осадочные горные породы2) образование особых

Слайд 88 слайд Разночтения в определении границ стадий литогенеза были учтены


Н.Б. Вассоевичем (с учетом данных Н.В. Лопатина, А.Э. Конторовича, С.Г.

Неручева, В.И. Ручнова, В.В. Чернышова и др.) в обобщенной схеме стадий, подстадий (этапов) и градаций литогенеза.
8 слайд Разночтения в определении границ стадий литогенеза были учтены Н.Б. Вассоевичем (с учетом данных Н.В. Лопатина,

Слайд 99 слайд В формировании многокомпонентного состава нефти ведущая роль отводится

термокаталитическому преобразованию РОВ при катагенезе.
В этом процессе Вассоевич и

др. выделяют три стадии:
1) подготовительную, соответствующая диагенезу и раннему катагенезу;
2) главную, отвечающая начальному этапу среднего катагенеза;
3) затухающую, соответствующая позднему катагенезу.

Схема генерации нефти и газа из ОВ на стадии катагенеза (по Н.Б. Вассоевичу, С.Г. Неручеву).

9 слайд В формировании многокомпонентного состава нефти ведущая роль отводится термокаталитическому преобразованию РОВ при катагенезе. В этом

Слайд 1010 слайд 5. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ О КАУСТОБИОЛИТАХ
Горные породы

и минеральные вещества, образовавшиеся в резуль-тате жизнедеятельности организмов, называются биолитами

(от греческих слов биос — жизнь, литое — камень).
Биолиты, которые не горят, как например мел, органогенный извест-няк, называются акаустобиолитами. Биолиты, обладающие способ-ностью гореть, называются каустобиолитами (каустос — горение). Примерами последних могут служить каменный уголь, нефть, горючие сланцы, торф, асфальтиты, озокерит. Способность биолитов гореть определяется содержанием в них преобразованного в соответствую-щих условиях органического вещества, состоящего в основном из углерода, водорода и кислорода. Количество углерода в каустобиоли-тах изменяется в очень широких пределах — от немногих единиц до 95 и даже 100%. Остальная часть каустобиолитов состоит из неорга-нического мине­рального вещества. Углерод попадает в каустобиоли-ты из животных и растительных организмов.
Поскольку условия накопления и дальнейшего преобразования орга-нического материала в природе весьма различны, образующиеся каустобиолиты также отличаются большим разнообразием: между крайними членами — антрацитами (группа углей) и нефтями (группа битумов) имеется ряд переходных типов (табл. 1).
10 слайд 5. ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ О КАУСТОБИОЛИТАХГорные породы и минеральные вещества, образовавшиеся в резуль-тате жизнедеятельности

Слайд 11Классификация осадочных пород по способу образования
ОСАДОЧНЫЕ ПОРОДЫ
4. Химические
(хемогенные)
Аллитовые (алюминистые)
Железистые
Марганцовистые
Соляные
Углистые
5. Биохимические


и органогенные
Кремнистые
Фосфоритовые
Карбонатные
11 слайд

Классификация осадочных пород по способу образованияОСАДОЧНЫЕ ПОРОДЫ4. Химические(хемогенные) Аллитовые (алюминистые)ЖелезистыеМарганцовистыеСоляныеУглистые5. Биохимические и органогенныеКремнистыеФосфоритовыеКарбонатные11 слайд

Слайд 12Химические (хемогенные) породы образуются из химических осадков истинных и коллоидных

растворов. Выпадение осадка из растворов зависит главным образом от концентрации

растворенных солей и температуры раствора. К химическим породам относят галит, калийные соли, некоторые известняки, доломит, бокситы, кремнистые породы.
Биохимические осадки часто выпадают при участии организмов; многие органогенные осадки связаны с химизмом среды и зависят от него. А образование пород этой группы связано с химическими и биогенными процессами (биохимические породы).
Органогенные породы образуются в результате деятельности организмов, при этом различают фитогенные (из растений: диатомит, уголь) и зоогенные (из животных: мел, известняк, нефть).
Каустобиолиты – это особая группа органогенных углеродистых пород, способных гореть.
Обломочные породы образуются из механических осадков (гравий, песок, глины, вулканический материал и пр.).
Глинистые породы образуются в основном химическим путем за счет замещения одних минералов другими.


Способы образования осадочных пород

12 слайд

Химические (хемогенные) породы образуются из химических осадков истинных и коллоидных растворов. Выпадение осадка из растворов зависит главным

Слайд 1313. Битумы встречаются в природе в газообразном, жидком, полужидком (вязком)

и твердом состоянии как в чистом виде, так и в

смеси с другими минералами. К газообразным битумам относятся горючие газы, к жидким — нефти, к полужидким — некоторые разновидности сильно вязких нефтей и мальты и к твердым — асфальты, киры, гуминокериты, озокериты, шунгиты и др.
В смеси с неорганическим материалом битумы образуют биту-минозные породы (битуминозные известняки, битуми­нозные песчаники и др.). Характерной особенностью твердых и жидких битумов, отличающей их от углей, является способность раст-воряться в бензине, скипидаре, хлороформе и сероуглероде. Углеводородные вещества, не растворимые в перечисленных жидкостях, но при прокаливании выделяющие летучие битуминозные вещества, называются пиробитумами (напри-мер, антраксолиты, шунгиты, альбертиты и др.).
Пиробитумы в смеси с минеральными неорганическими поро-дами образуют пиробитуминозные породы (некоторые битуми-нозные угли — богхеды, различные горючие сланцы и т. п.).
13. Битумы встречаются в природе в газообразном, жидком, полужидком (вязком) и твердом состоянии как в чистом виде,

Слайд 14

14. ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ ИСКОПАЕМЫЕ (КАУСТОБИОЛИТЫ)

.
Генетическая классификация каустобиолитов

по В.А. Успенскому и О.А. Радченко)

14. ПРИРОДНЫЕ ГОРЮЧИЕ ИСКОПАЕМЫЕ (КАУСТОБИОЛИТЫ). Генетическая классификация каустобиолитов по В.А. Успенскому и О.А. Радченко)

Слайд 1515. Форма нахождения органического вещества в осадочных породах
Органическое вещество (ОВ)

как в концентрированной является важ-нейшим генератором флюидов в осадочных бассейнах:

углеводоро-дов нефти, газоконденсатов, газов и не углеводородов H2O, СО2, N2.
Форма нахождения и морфология ОВ в осадочных породах различна:
1) морфологически оформленный растительный детрит;
2) бесструктурные включения гидрофобного ОВ (капли или комочки);
3) сорбированное на поверхности минеральных частиц породы;
4) растворенное, содержащее ОВ в форме солей;
5) ОВ, входящее в состав кристаллической решетки минералов.
Под микроскопом выделяются 3 типа включений ОВ в породе.
I тип – дисперсное ОВ, размер частиц не более 0,005 мм, оно практически все находится в сорбированном состоянии;
II тип – детритное ОВ, размер частиц более 0,005 мм (менее 1 мкм), ОВ четко отделено от вмещающей породы. Он объединяет углистый, споро-пыльцевой и водорослевый детрит.
III тип – изотропные включения ОВ, форма и размер которых опреде-ляются размерами и формой межзернового пространства и не зависят от генезиса и структуры породы, т.е. это эпигенетичное ОВ. Причем, чем больше поверхность минеральных зерен, тем больше ОВ сорби-руется. Именно поэтому глины наиболее обогащены ОВ по сравнению с другими литотипами.
15. Форма нахождения органического вещества в осадочных породахОрганическое вещество (ОВ) как в концентрированной является важ-нейшим генератором флюидов

Слайд 1616. При исследовании ОВ выделяют различные аналитические группы: растворимые компоненты

(гуминовые вещества и битумоиды) и нерастворимые компоненты.
Гуминовые вещества – гуминовые

кислоты – фракция ОВ, извлекае-мая водным раствором щелочи из осадков, почв, углей и осаждаемая минеральными кислотами. Они представляют собой вещества темно-коричневого – высокомолекулярные полимерные соединения, бога-тые кислородом, содержащие серу и азот. Они образуются на ранних стадиях биологического преобразования исходного ОВ из лигнина и, возможно из углеводно-белкового материала. Формируются. Часть их переходит в нерастворимое состояние, образуя гумины – вещества, углеродный скелет которых представляет ароматические циклы с короткими боковыми цепями.
Битуминозные компоненты–битумоиды (в отличие от битумов – при-родных продуктов преобразования нефти). Битумоиды – компоненты ОВ, извлекаемые из ОВ и породы органическими растворителями – хлороформом и др. В компонентном составе битумоидов выделяются те же фракции, что и в нефтях: масла, смолы и асфальтены.
16. При исследовании ОВ выделяют различные аналитические группы: растворимые компоненты (гуминовые вещества и битумоиды) и нерастворимые компоненты.Гуминовые

Слайд 1717. Керогеном называют нерастворимую в водных растворах щелочей и в

органических растворителях часть поликонденсированного органического вещества. Главнейшими составляющими керогена являются

углерод и водород. Их соотношение изменяется довольно резко (С 48-92; Н 3,2 - 8,9) в зависимости от исходного ОВ и уровня диакатагенетической преобразованности. Согласно классификации Б. Тиссо и Д. Вельте (1981), выделяют три типа керогена.
Первый тип – кероген с высоким содержанием водорода и низким кислорода (начальное атомное отношение Н/Сат высокое – более 1,5 и О/Сат низкое – менее 0,1); формируется за счет водорослевых и микробных липидов и характерен для горючих сланцев.
Второй тип – содержание водорода меньше, чем в первом типе (Н/Сат = 1,5-1), кислорода больше; формируется в результате отложения и накопления морских организмов (фито- и зоопланктон, бактерии с участием принесенных в бассейн ОВ высших растений). Этот кероген является источником УВ для большинства нефтяных месторождений, в том числе и гигантских.
Третий тип – керогены, бедные водородом (Н/Сат< 1, О/С = 0,2-0,3); образуются в основном из остатков наземной растительности. Кероген обычен для континентальных окраин и дельтовых толщ.

17. Керогеном называют нерастворимую в водных растворах щелочей и в органических растворителях часть поликонденсированного органического вещества. Главнейшими

Слайд 1818. Условия накопления и преобразования (ОВ) в природе
Источником ОВ в

земной коре являются остатки отмерших раститель-ных и животных организмов и

органических продуктов их жизнедея-тельности; абиогенные реакции, протекающие в литосфере и дающие продукты органического состава; магматический синтез.
Экспериментальными работами и детальным изучением условий на-хождения в природе каустобиолитов доказано, что существовавшее еще в недалеком прошлом мнение о резком различии в составе исход-ного материала для образования углей (углеводы) и для образования битумов (белки, жиры) неверно.
Характер процесса преобразования органического материала зависит от природных условий среды. Нигде в природе нет строгой изоляции растительного мира от животного.
Наиболее благоприятными участками для накопления исходного орга-нического материала для нефти являются лиманы, лагуны, эстуарии, расположенные вдоль морских берегов и в некоторых случаях в кон-тинентальных бассейнах. В них в огромных количествах скапливается органический материал, состоящий из водорослей, мелких членисто-ногих, планктона и других организмов, которые, разлагаясь анаэроб-ными бактериями при отсутствии кислорода, образуют на дне мощный слой органического ила, известного под названием сапропеля (сапрос – гнилой, пилос – ил).
18. Условия накопления и преобразования (ОВ) в природеИсточником ОВ в земной коре являются остатки отмерших раститель-ных и

Слайд 1919. По своему внешнему виду сапропель представляет собой однородную бурую,

в тонких слоях полупрозрачную студнеобразную массу, при высыхании принимает вид

полузатвердевшего столярного клея.
Переход сапропеля в сапропелитовые сланцы, угли и т. п. происходит путем обезвоживания его, увеличения содержания Н2, уменьшения содержания О2 и N.
Изучение органической массы, содержащейся в современных и древ-них морских осадках, приводит к выводу, что она в основном состоит из азотистых соединений и лигнино-гумусового комплекса. Преобразование этих веществ в газообразные и жидкие углеводороды может происходить под действием следующих факторов:
1) давления;
2) повышенной температуры;
3) физико-химических процессов при участии катализаторов;
4) радиации;
5) бактерий.
Влияние каждого из факторов на преобразование органического ве-щества на различных стадиях неодинаково и во многом зависит от об-щей геологической обстановки. Минимальное давление, которое мо-жет влиять на преобразование органического вещества в нефть, отве-чает перекрытию порядка 900 м.
19. По своему внешнему виду сапропель представляет собой однородную бурую, в тонких слоях полупрозрачную студнеобразную массу, при

Слайд 2020. Скорость распада органических веществ увеличивается с увеличением температуры. При

температуре 300–500° С большинство органических веществ быстро разлагается с образованием

разно­образных продуктов, в том числе углеводородов типа нефтяных. Присутствие в нефтях порфиринов, очень сложных азотистых соединений, не выдерживающих температуры 200–250° С, и оптическая активность нефтей указывают на то, что подавляющее большинство нефтей никогда не подвергалось температуре, пре­вышающей 200–150° С. Исходя из анализа геологических условий П. Абельсон (1963 г.) высказал мнение о том, что образование многих нефтей происходило при температурах ниже 100° С. Соколов В. А. (1948 г.) считает, что недостаток температуры компенсируется продолжительностью геологического времени, поскольку время существования осадочных пород - миллионы лет.
Процесс образования нефти сопровождается гидрогенизацией органи-ческих соединений, т. е. обогащением их водородом, без чего органи-ческие вещества не могут превратиться в нефтяные угле­водороды. При этом реакции могут быть самыми различными. Некото­рые из них идут примерно так:
СО2 + 4Н2 = СН4 + 2Н2О или СО + ЗН2 = СН4 + Н2О.
Вопрос об источниках водорода до настоящего времени является спорным.
20. Скорость распада органических веществ увеличивается с увеличением температуры. При температуре 300–500° С большинство органических веществ быстро

Слайд 2121. Условия образования УВ в разрезе осадочной толщи не одинаковы.


К самой верхней части относятся слои, покрытые водой, а также

почва и подпочва. В этой зоне важнейшую роль играют биохимические про-цессы, происходящие в результате жизнедеятельности растений, бак-терий и других организмов. В составе образу­ющихся здесь газов при-сутствуют главным образом СОа и немного СН4 и N2. По мере накоп-ления и погружения осадочных пород остав­шееся органическое веще-ство подвергается анаэробному разложению с образованием метана. Мощность биохимической зоны около 50 м.
Ниже располагается переходная зона. В ней интенсивность биохими-ческих процессов по мере углубления снижается, а химические термо-каталитические процессы образования газов и угле­водородов идут еще очень медленно. Еще ниже, примерно с глубины 1–2 км, начинает-ся термокаталитическая или нефтегазовая зона. Здесь протекают про-цессы, связанные с химическим изменением органических веществ. По мере углубления интенсивность этих процессов возрастает, и в результате их образуются углеводородные газы, нефть и СО2, N2 и H2S.
21. Условия образования УВ в разрезе осадочной толщи не одинаковы. К самой верхней части относятся слои, покрытые

Слайд 2222. С глубины 6–7 км, где температура может достигать 200°

С и более, жидкие углеводороды становятся неустойчивыми и равно­весие реакций

смещается в сторону метана, как наиболее устой­чивого. Чем больше осадочных пород превышает 6–7 км, тем больше относительные объемы образования метана. Но в результате как вертикальной, так и латеральной миграций углеводородные газы направляются в верхнюю часть разреза и сохраняются здесь при наличии ловушек.
В наиболее глубоких впадинах при очень большой мощности осадочных пород (12–16 км и более) следует ожидать высокого насыщения метаном всей толщи пород, особенно глубже 6–7 км. Типичным примером являются Прикаспийская и Южно-Каспийская впадины. На северо-западе Эмбенской области под солью можно ожидать наличия гигантских газовых залежей.

22. С глубины 6–7 км, где температура может достигать 200° С и более, жидкие углеводороды становятся неустойчивыми

Слайд 23Объект изучения и характеристика реперных горизонтов по комплексу каротажных диаграмм


23 слайд

Объект изучения и характеристика реперных горизонтов по комплексу каротажных диаграмм 23 слайд

Слайд 24Литолого-петрофизическая характеристика типов разреза прибрежных баровых песков
24 слайд

Литолого-петрофизическая характеристика типов разреза прибрежных баровых песков 24 слайд

Слайд 2525 слайд

25 слайд

Слайд 26Литолого-геофизический разрез скважины 1 Болтной площади
26 слайд

Литолого-геофизический разрез скважины 1 Болтной площади26 слайд

Слайд 27Схема сопоставления продуктивных пластов Ю12, Ю11 Болтного месторождения
27 слайд

Схема сопоставления продуктивных пластов Ю12, Ю11 Болтного месторождения 27 слайд

Слайд 28Схема корреляции пласта БВ8 М1:200
28 слайд

Схема корреляции пласта БВ8 М1:20028 слайд

Слайд 2929 слайд

29 слайд

Слайд 3030 слайд

30 слайд

Слайд 3131 слайд

31 слайд

Слайд 3232 слайд

32 слайд

Слайд 3333 слайд

33 слайд

Слайд 3434 слайд

34 слайд

Слайд 3535. УВ НЕФТЯНОГО РЯДА. Нефть. Химический состав нефтей
Нефть представляет собой

природную, обычно сложную, смесь угле-водородных веществ – жидких, газообраз­ных и

твердых (от 97 до 99 %), кислорода, азота, серы и фосфора. Содержание углерода в нефтях различных месторождений составляет 84–87 %, а водорода 12–14 %, серы, кислорода и азота содержится 1–2 % и лишь в редких случаях до 3–5 % (в основном за счет серы).
Всю углеводородную часть в нефтях составляют три основные груп-пы углеводородов: алифатические, нафтеновые и ароматические.
Алифатические углеводороды – алканы (СnН2n+2) характеризуются наибольшим содержанием водорода. Углеводороды этой группы (ме-тан – CH4, пентан – C5H12, гексан - C6H14, гептан - C7H16) относятся к насыщенным, или предельным. Этот ряд углеводородов называется жирным, или парафиновым. Алифатические углеводороды не способ-ны к реакции непосредственного соединения и не окисляются на воз-духе, так как все единицы сродства углерода замещены водородом. Все нефтепродукты, полученные из нефтей, в которых преобладают углеводороды парафинового ряда, отличаются высоким качеством и химической устойчивостью.
Углеводороды от CH4 до – C4H10 при нормальных условиях (760 мм рт. ст. и 0° С) – газы; от C5H12 до C16H34 – жидкости; от C16H34 до C35H72 – твердые тела (парафины).
35. УВ НЕФТЯНОГО РЯДА. Нефть. Химический состав нефтейНефть представляет собой природную, обычно сложную, смесь угле-водородных веществ –

Слайд 3636. Углеводороды нафтеновой группы – циклопарафины (СnН2n) в больших количествах

встречаются в нефтях (от 25 до 79 %). Их струк-турная

формула имеет вид замкнутой цепочки.
Нафтены, так же как и углеводороды парафинового ряда, химически устойчивы, поскольку все единицы сродства углеводорода замещены.
Углеводороды ароматической группы – арены (СnН2n-p) наиболее бедны водородом. Начиная с бензола (С6Н8) группа включает весь бензольный ряд – толуол, ксилол и др. Ароматические циклические углеводороды с шестью атомами углерода в кольце не насыщены по структуре, но приближаются к насыщенным углеводородам по своему отношению к реакциям присоединения.
Неуглеродные соединения (асфальтены, смолы, кислород) содержат-ся в основном в асфальто-смолистой части нефти, которая представ-ляет собой темноокрашенное вещество, обладающее преимуществен-но циклической структурой и изменяющееся по консистенции от вязко-го и легкоплавкого до твердого, хрупкого и не плавящегося без разло-жения. Наиболее высокомолекулярную часть асфальто-смолистых веществ, которая не растворяется в бензине, составляют асфальтены. Остальную часть занимают смолы. Причем количество последних обычно в несколько раз превышает количество асфальтенов.
36. Углеводороды нафтеновой группы – циклопарафины (СnН2n) в больших количествах встречаются в нефтях (от 25 до 79

Слайд 3737. При этом обязательной составной частью асфальто-смолистых веществ является кислород,

содержание которого достигает здесь 93 % от общего количества его

в нефтях. Кислород в нефти присутствует еще в составе нафтеновых кислот, фенолов и во­скообразных соеди-нений. Ср. содерж. в нефти нафтеновых кислот 0,5 %, фенолов 0,05 %.
Азот содержится в нефтях как в чистом виде (в газовой фазе), так и в виде различных соединений с водородом (аммиак) и углеродом (пири-дины, гипропиридины и др.). Особое значение среди азотистых соеди-нений имеют порфирины, хотя содержание их в нефтях составляет всего лишь сотые и тысячные доли процента. Порфирины представ-ляют собой сложные соединения, производные от хлорофилла расти-тельного происхождения и гемо­глобина животного происхождения. Наличие их в нефтях указывает на органическое происхождение нефти и на то, что нефти образова­лись при температуре ниже 200–250° С, при которой порфирины разлагаются.
Сера является постоянным компонентом в составе нефти. Она присут-ствует как в свободном виде, так и в виде различных соединений. Со-держание серы колеблется в широких пределах – от 0,1 до 5 % и более.
Зольную часть безводных нефтей составляют в основном окислы железа, ванадия и никеля. В нефтях, добываемых с водой, основным компонентом зольной части являются соли натрия.
37. При этом обязательной составной частью асфальто-смолистых веществ является кислород, содержание которого достигает здесь 93 % от

Слайд 3838. Биомолекулы или их части, содержащиеся в нефти, получили название

хемофоссилий – реликтовых биологических меток или биологически маркирующих соединений с

унаследованной структурой – биомаркеров. Хемофоссилии включают две группы соединений:
неуглеводородные и
углеводородные.
Неуглеводородные соединения представлены порфиринами и металлопорфиринами (с V, Ni) – тетрациклическими азотсодержащими органическими соединениями.
Углеводородные соединения включают нормальные и изопреноидные алканы, циклические изопреноиды – стераны и тритерпаны (гопаны).
Они тесно связаны с исходными биомолекулами. Наличие в нефтях соединений с унаследованной от органического вещества структурой позволяет определять генезис нефти и свидетельствует о ее органическом происхождении.



38. Биомолекулы или их части, содержащиеся в нефти, получили название хемофоссилий – реликтовых биологических меток или биологически

Слайд 3939. Физические свойства нефтей
Без знания физических свойств нефти нельзя правильно

представить процессы миграции нефти и образования нефтяных месторождений. Измерение физических

параметров нефтей (плотность, вязкость) поз-воляет определить их товарные качества. В геологии из физических параметров наибольшее значение имеют плотность, вязкость, оптиче-ская активность, люминес­ценция и некоторые другие. Многие вопро-сы геологической истории решаются с привлечением данных об изме-нении физических параметров нефтей с глубиной по разрезу место-скоплений и по площади нефтегазо­носных районов.
Плотность нефти определяется ее массой в единице объема. Единица плотности в СИ – кг/м3. Плотность смолис­тых веществ нефти выше 1, поэтому, чем больше их в нефти, тем выше ее плотность. Плотность нефти зависит от соотношения количеств легкокипящих и тяжелых фракций. Как правило, в легких нефтях преобладают легкокипящие (бензин, керосин), а в тяжелых – тяжелые компоненты (масла, смолы), поэтому плотность нефти дает первое приближенное представление о ее составе. В пластовых условиях плотность нефтей меньше, чем на земной поверхности, так как в пластовых условиях нефти содержат раство­ренные газы.
39. Физические свойства нефтейБез знания физических свойств нефти нельзя правильно представить процессы миграции нефти и образования нефтяных

Слайд 4040. Температура кипения углеводородов зависит от их строения. Чем больше

атомов углерода входит в состав молекулы, тем выше темпе-ратура кипения.

У нафтеновых и ароматических углеводородов, у которых атомы углерода соединены в циклы (кольца), температура кипения выше, чем у метановых при одинаковом количестве атомов углерода. Природная нефть содержит компоненты, выкипающие в широком интервале температур – от 30 до 600 °С. Из нефтей путем разгонки получают большое количество товарной продукции. На пер­вой стадии перегонки (при атмосферном давлении) получают дистиллятные фракции, выкипающие при температуре до 350 °С (бензиновый дистиллят – до 180 °С, керосиновый – до 150-200 °С, дизельный – до 250–350 °С), и остаток – мазут, выкипающий при температуре выше 350 °С. Мазут поступает на вторую стадию перегонки (в вакууме), из него получают масляные дистилляты (соляровый, веретенный, машинный, цилиндровый).
40. Температура кипения углеводородов зависит от их строения. Чем больше атомов углерода входит в состав молекулы, тем

Слайд 4141. Температура застывания и плавления различных нефтей неоди-наковая. Обычно нефти

в природе встречаются в жидком состоянии, однако некоторые из них

загустевают при незначительном охлажде-нии. Температура застывания нефти зависит от ее состава. Чем боль-ше в ней твердых парафинов, тем выше температура ее застывания. Смолистые вещества оказывают противоположное влияние — с повы-шением их со-. держания температура застывания понижается.
Вязкость – свойство жидкости (газа) оказывать сопротивление пере-мещению ее частиц при движении. Вязкостью определяются масшта-бы перемещения нефти и газа в природных условиях, ее необходимо учитывать в расчетах, связанных с добычей этих полезных ископае-мых. Различают динамическую (абсолютную) вязкость нефти, кинематическую и относительную.
Динамическая вязкость выражается величиной сопротивления в Па•с взаимному перемещению двух слоев жидкости с поверхностью 1 Н, отстоящих друг от друга на расстоянии 1 м, при относительной скорос-ти перемещения 1 м/с под действием приложенной силы в 1 Н. По ди-намической вязкости расчетным путем определяют значения рациональных дебитов скважин.
41. Температура застывания и плавления различных нефтей неоди-наковая. Обычно нефти в природе встречаются в жидком состоянии, однако

Слайд 4242. Кинематическая вязкость представляет собой отношение дина-мической вязкости данной жидкости

к ее плотности при той же темпе-ратуре. Единица кинематической вязкости

в СИ — м/с. Данные о кине-матической вязкости используются в технологических расчетах.
Относительная вязкость выражается отношением абсолютной вяз-кости нефти к вязкости воды. Относительную вязкость определяют с помощью вискозиметров. В основе методики лежит измерение време-ни истечения определенного объема испытуемой жидкости через ка-либрованный патрубок. По относительной вязкости вычисляют кине-матическую. Из различных углеводородов, составляющих нефть, наи-меньшей вязкостью обладают парафиновые, наибольшей – нафтено-вые. Вязкость углеводородов нормальных и изостроения существенно неодинакова.
Вязкость нефти растет с увеличением в ней смолисто-асфальтеновых компонентов, с понижением температуры и повышением давления. В пластовых условиях, если в нефти растворен газ, вязкость ее может снизиться в десятки раз.
42. Кинематическая вязкость представляет собой отношение дина-мической вязкости данной жидкости к ее плотности при той же темпе-ратуре.

Слайд 4343. Поверхностное натяжение определяется работой, которую нуж-но произвести, чтобы увеличить

свободную поверхность жидкости на 1 см2, не меняя ее температуры.

Поверхностное натяжение у нефти составляет σ = 0,03 Дж/м2 (или 0,03 Н/м, или 25–30 дин/см). Чем боль-ше поверхностное натяжение, тем больше проявляется капиллярный подъем жидкости (для сравнения, σводы = 0,07 Дж/м2 , Н/м, или 73 дин/см, т.е. почти в 3 раза выше, что и определяет разные скорости их движения по капиллярам).
Оптические свойства нефтей также неодинаковы. Одной из качес-твенных характеристик нефти является цвет. В зависимости от ее состава он меняется от черного, темно-коричневого до красноватого, желтого и светло-желтого. Углеводороды нефти бесцветны, цвет же ее обусловлен в основном содержанием в ней смолисто-асфальтеновых соединений – чем их больше, тем темнее нефть.
Некоторые нефти при освещении не только отражают часть падающе-го на них света, но и сами начинают светиться. Такое явление получи-ло название люминесценции. Применяя источники света, содержа-щие значительное количество ультрафиолетовых лучей, можно обна-ружить ничтожные следы (тысячные доли процента) нефти в горных породах или в каком-либо растворе. Люминесцентный анализ широко применяется при поисках и разведке нефти.
43. Поверхностное натяжение определяется работой, которую нуж-но произвести, чтобы увеличить свободную поверхность жидкости на 1 см2, не

Слайд 4444. Нефти содержат оптически активные вещества. При прохожде-нии через них

поляризованного луча плоскость поляризации смещает-ся (почти всегда вправо по ходу

луча). Носителями оптической актив-ности нефтей служат преимущественно полициклические нафтены. Установлено, что нефти из более древних отложений менее оптически активны, по сравнению с нефтями из молодых отложений. Величина показателя преломления зависит от относительного содержания углерода и водорода в гомологических рядах: с увеличением числа атомов углерода показатель преломления растет: от метановых УВ (n = 1,3575–1,4119) к ароматическим (у бензола n = 1,5011).
Электрические свойства играют особую роль. Нефти не проводят электрический ток, поэтому для обнаружения в разрезах скважин нефтеносных пластов используют электрические методы.
Теплота сгорания нефтей исключительно "высокая. Для сравнения приведем данные о теплоте сгорания угля, нефти и газа, Дж/кг: каменный уголь – 33 600; нефть 43 250–45 500; природный газ (сухой 37 700–56 600).
44. Нефти содержат оптически активные вещества. При прохожде-нии через них поляризованного луча плоскость поляризации смещает-ся (почти всегда

Слайд 4545. Классификации нефти
Существуют различные классификации нефтехимическая, геохимическая, товарная и

технологическая.
Химическая классификация предусматривает выделение классов нефтей по преобладанию в них

той или иной группы углеводородов.
По количественному соотношению содержащихся в нефти раз­личных групп углеводородов Г. Гефер (1908 г.) все нефти сгруппи­ровал в четыре класса:
метановые, содержащие более 66 % метановых углеводородов;
нафтеновые, содержащие более 66 % нафтеновых углеводо­родов;
нафтено-метановые, в которых содержание метановых и нафте­новых углеводородов в сумме составляет более 66 %;
все нефти «необычного состава», т. е. ароматические и др.
По содержанию парафина нефти подразделяются на три группы:
беспарафиновые — парафина до 1 % ;
слабопарафиновые — парафина 1–2%;
парафиновые — парафина свыше 2%.
По содержанию асфальтенов и смол выделяются три группы нефтей:
малосмолистые — смол менее 8 %;
смолистые — смол 8—28%;
сильносмолистые — смол более 28 %.

45. Классификации нефти Существуют различные классификации нефтехимическая, геохимическая, товарная и технологическая.Химическая классификация предусматривает выделение классов нефтей по

Слайд 4646. Геохимическая классификация учитывает не только химический состав нефтей, но

и геологический возраст отложений, из которых получена нефть, глубину залегания

этих отложений и другие признаки.
Товарная и технологическая классификации, близкие между со­бой, строятся по таким показателям, как содержание фракций, выкипающих при температуре до 350 °С, а также парафина, масел и др.
Все нефти по содержанию серы делятся на три класса:
I – малосернистые (не более 0,5 %);
II - сернистые (0,51–2 %);
III - высокосернистые (более 2 %).
По содержанию фракций, перегоняющихся до 350 °С, нефти делятся на три типа:
T1 – не менее 45 %;
Т2 – 30–44,9 %;
Т3 – менее 30 %.
По потенциальному содержанию масел различают четыре группы нефтей:
М – не менее 25 % в расчете на нефть;
М2 – 15–25 % в рас­чете на нефть и не менее 45 % в расчете на мазут;
М3 – 15–25 % в рас­чете на нефть и 30–45 % в расчете на мазут;
М4 – менее 15 % в расчете на нефть.
46. Геохимическая классификация учитывает не только химический состав нефтей, но и геологический возраст отложений, из которых получена

Слайд 4747. Все нефти делятся по качеству масел, оцениваемому индексом вязкости,

на две подгруппы:
И1 – индекс вязкости выше 85,
И2

– индекс вязкости 40–85.
По содержанию парафина нефти делятся на три вида:
П1 – малопарафиновые (не более 1,5 %),
П2 – парафиновые (1,51-6 %),
П3 – высокопарафиновые (более 6 %).
Используя эту классификацию, для любой промышленной нефти можно составить шифр (например, IТ2М3И1П3). По шифру нефти легко составить представление о наиболее рациональных путях ее переработки и о возможности замены ею ранее применявшейся в данном технологическом процессе нефти.
47. Все нефти делятся по качеству масел, оцениваемому индексом вязкости, на две подгруппы: И1 – индекс вязкости

Слайд 4848. Классификация нефтей по углеводородному составу (Грозненский нефтяной институт)
Метановые (более 50%

метановых УВ)
Месторождения на Мангышлаке (Узень и Жетыбай)

Метаново-нафтеновые (аренов не

более 10%)
(Месторождения Волго-Уральской НГП и Западно-Сибирской НГП)

Нафтеновые (цикланов 60% и более, до 10% смол)
(Балаханской и Сураханское месторождения Баку)

Нафтеново-метаново-ароматические
Нафтено-ароматические (смолисто-асфальтеновых 15-20%)

Ароматические (тяжелые нефти)
Бугусланская нефть Урало-Поволжья
48. Классификация нефтей по углеводородному составу (Грозненский нефтяной институт)Метановые (более 50% метановых УВ) Месторождения на Мангышлаке

Слайд 4949. Природный газ
Углеводородные газы, генерируемые в осадочной оболочке земной

коры, могут находиться в различных состояниях: свободном, раство-ренном и твердом.

В свободном состоянии они образуют газовые ско-пления промышленного значения. Углеводородные газы хорошо раст-воримы в подземных водах и нефтях. При определенных условиях они вступают в соединение с водой или переходят в твердое состоя-ние (газогидраты).
Химический состав. Газы газовых скоплений представлены в основ-ном метаном (до 98,8 %) с примесью его гомологов, а также неуглево-дородных компонентов: углекислого газа, азота и серово­дорода. Ввиду резкого преобладания метана и небольшого (до 0,2 %) количест-ва жидких его гомологов эти газы именуют «сухим газом».
Газы, растворенные в нефтях, называются попутными нефтяными газами. Нефтяные попутные газы резко отличаются от сухих значите-льным содержанием этана, пропана, бутана и высших углеводородов (в сумме до 50 %), они получили название жирных или богатых газов.
В составе газов, растворенных в подземных водах, основное место занимают метан, азот и углекислый газ. Концентрация метана в растворенном газе может достигать 80–95 % и составлять тысячи кубических сантиметров на литр. Эта форма концентрации углеводородом имеет иногда промышленное значение.
49. Природный газ Углеводородные газы, генерируемые в осадочной оболочке земной коры, могут находиться в различных состояниях: свободном,

Слайд 5050. Данные по химическому составу газа используются не только при

проектировании комплексной разработки газового местоскопления. Изучение химического состава газов, в

том числе растворенных в под-земных водах, проводится также с целью решения некоторых геологи-ческих задач, связанных с прогнозированием нефтегазоносности.
Физические свойства. Химический состав природного газа определя-ет его физические свойства. Основными параметрами, характеризую-щими физические свойства газов, являются плотность, вязкость, кри-тические давление и температура, диффузия, растворимость и др.
Вязкость газов очень мала и не превышает 1•10-5 Па•с. С повышени-ем давления она увеличивается.
Температура. Для каждого газа существует температура, выше кото-рой он не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было дав-ление. Эта температура называется критической. Для метана крити-ческая температура равна –82,1 °С. В недрах земной коры уже на небольшой глубине температура выше 0 °С, поэтому в земной коре метан не мо­жет быть в жидком состоянии. Гомологи метана (этан, пропан) в усло­виях земной коры могут находиться в жидком состоянии при давлении выше критического, т.е. давлении, ниже которого, как бы ни была низка температура, газ не переходит в жидкое состояние.
50. Данные по химическому составу газа используются не только при проектировании комплексной разработки газового местоскопления. Изучение химического

Слайд 5151. Диффузия – явление взаимного проникновения одного вещества в другое

(при их соприкосновении), обусловленное движением моле-кул. Диффузия газов в осадочных

толщах в естественных условиях осуществляется преимущественно через водонасыщенные поры и трещины пород. Вызывается она в основном разностью концентраций газа в смежных частях горных пород и протекает в направлении от большей концентрации к меньшей. Коэффициенты диффузии D зави-сят от состава диффундирующего газа, от свойств среды, через кото-рую происходит диффузия, и от термодинамических условий (коэф-фициенты диффузии увеличиваются с ростом температуры). Порядок величин коэффициентов диффузии n•10-6 отвечает породам с сооб-щающимися порами или трещинами, заполненными водой.
Явление диффузии газов играет существенную роль в процессах фор-мирования и разрушения залежей.
Растворимость газов при небольших давлениях (приблизительно 5 МПа) подчиняется закону Генри, согласно которому количество раст-воренного газа прямо пропорционально давлению и коэффициенту растворимости. Коэффициенты растворимости газа в воде зависят от температуры и минерализации воды. Зависимость растворимости от температуры при невысоких температурах – примерно до 90 °С – об-ратная, при более высоких температурах прямая. С ростом минерали-зации воды растворимость газа падает.
51. Диффузия – явление взаимного проникновения одного вещества в другое (при их соприкосновении), обусловленное движением моле-кул. Диффузия

Слайд 5252. Растворимость углеводородных газов в нефти примерно в 10 раз

больше, чем в воде. Жирный газ лучше растворяется в нефти,

чем сухой; более легкая нефть растворяет больше газа, чем тяжелая.
При добыче нефти из скважин вместе с нефтью поступает попутный газ – до 500 м3/м. Содержание растворенного газа в воде значительно меньше. Максимальный газовый фактор пластовых вод редко превы-шает 10 м3/м3. Считается рентабельной добыча газа из пластовых вод при газовом факторе 5 м3/м3. При уменьшении давления и повышении температуры из газонефтяно-го раствора выделяется газ: сначала наиболее трудно растворимые углеводороды (СН4), а по мере умень-шения давления – последовате-льно более тяжелые углеводороды (С2Нб, C3H8 и т.д.). Давление, при котором начинает выделяться газ, называется давлением насыщения. Газ, растворяясь в нефти, увели-чивает ее объем и уменьшает плот-ность, вязкость и поверхностное натяжение. Если объем газовой фа-зы значительно превышает объем нефти, то при давлении 20–25 МПа и температуре 90–95 °С наступает обратная растворимость – жидкие углеводороды начинают растворя-ться в газе, и при определенных давлении и температуре смесь флюи-дов полностью превратится в газ. Это - ретроградное, или обратное, испарение. При понижении давления из смеси начинает выпадать кон-денсат в виде жидких углеводородов (С5Н12 + высш.). Это явление называется ретроградной конденсацией.
52. Растворимость углеводородных газов в нефти примерно в 10 раз больше, чем в воде. Жирный газ лучше

Слайд 5353. Состав природных газов (по Б.А.Соколову)
«Коэффициент сухости» (СН4/С2+)
Сухой газ –

газовых месторождений
Метана >

85%
Этана < 10%
Пропан, бутан – до 0,2%
Конденсата < 10см3/м3
Углекислый газ, азот и сероводород
Тощий газ
Преимущественно метановый
Конденсата = 10 – 30 см3/м3
Жирный газ – попутный газ нефтяных месторождений
Этан + пропан + бутан до 50%
Конденсата = 30 – 90 см3/м3

53. Состав природных газов (по Б.А.Соколову)«Коэффициент сухости» (СН4/С2+)Сухой газ – газовых месторождений

Слайд 5454. Конденсат и газогидраты
Конденсат – жидкая часть газоконденсатных скоплений. Конденсаты

называют светлыми нефтями. Плотность их 698–840 кг/м3. Oни практически полностью

выкипают до 300 °С и не содержат смолисто-асфальтовых веществ. Основные компоненты конденсатов выкипают до 150–200 °С. В составе конденсатов преобладают метановые углеводороды.
Физические свойства природных газов играют заметную роль в процессах формирования залежей нефи и газа и в размещении их в земной коре. Например, миграция нефти через плохопроницаемые породы практически невозможна, в то время как нефть, растворенная в газе, может мигрировать через такие породы.
Эти свойства имеют большое значение и должны учитываться также при разработке нефтяных и газовых местоскоплений.
Газогидраты. Большинство газов, кроме гелия, водорода и н-бутана образуют с водой при определенном давлении и температуре твёрдые растворы, которые называются газовыми гидратами или кристаллогидратами. При их образовании, молекулы воды создают с помощью водородной связи кристаллические решетки, в полости которых внедряются молекулы только одного определённого газа, где они удерживаются слабыми ван-дер-ваальсовыми силами.
54. Конденсат и газогидратыКонденсат – жидкая часть газоконденсатных скоплений. Конденсаты называют светлыми нефтями. Плотность их 698–840 кг/м3.

Слайд 5555. Иногда такие твердые растворы газа в воде называют клатратами,

что означает по латыни «защищенные решеткой», внешний их вид напоминает

снег или фирн (рыхлый лед).
Условия образования газогидратов определяются составом газа, температурой и давлением. Обычно они образуются при температуре ниже 30˚ С и повышенном давлении. При 0˚ С гидрат метана образуется при давлении 3 МПа, гидрат этана при 0,5 МПа, гидрат пропана при 0,15 МПа, гидрат диоксида углерода при 1 МПа, гидрат азота при 15 МПа. При температуре 25˚ С гидрат метана образуется уже при давлении 40 МПа. Плотность газогидратов лежит в пределах от 0,9 до 1,1 г/см3.
Общая формула газовых гидратов М∙nН2О, где М – молекула газа. Значения n меняются от 5,75 до 17, в зависимости от состава газа и условий образования гидратов. В реальных условиях n может быть больше, вследствие неполного заполнения полости решетки гидрата молекулами газа – гидратообразователя.





55. Иногда такие твердые растворы газа в воде называют клатратами, что означает по латыни «защищенные решеткой», внешний

Слайд 5656.


Рис. Схемы даек и жил, заполненных твердой

нефтью.

56. Рис. Схемы даек и жил, заполненных твердой нефтью.

Слайд 5757. При выходе на поверхность пористые породы, пропитанные асфальтами, дополнительно

подвергаются выветриванию. При дли­тельном воздействии атмосферы асфальты преобразуются в оксикериты,

гуминокериты и землистые гидрофильные продукты, сходные с современным гумусом.
Асфальт употребляется для покрытия дорог, полов, при устрой­стве гидротехнических сооружений. Из асфальта делают черный лак. Его используют в электротехнике как хороший изолятор.
Тяжелые смолистые нефти, высачиваясь на поверхность, обра­зуют натеки, покровы кира или асфальтовые озера. Киры образуются главным образом за счет окисления и поверхностного вы­ветривания. Они изучены очень слабо и применяются на юге для покрытия плоских крыш.
57. При выходе на поверхность пористые породы, пропитанные асфальтами, дополнительно подвергаются выветриванию. При дли­тельном воздействии атмосферы асфальты

Слайд 5858. Группа асфальтитов
Асфальтиты являются продуктом анаэробного окисления нефтей и их

дальнейшего изменения под действием воды и растворенного в ней кислорода.
Асфальтиты

черного цвета, с блестящей поверхностью, хрупкие. Плотность их 1,13—1,20 г/см3. В хлороформе растворяются пол­ностью. Температура плавления свыше 100° С. Плавятся без види­мого разложения. Выход кокса 15—50%. Элементарный состав асфальтитов: С 76-86%, H 7,5-9,5%, N + 5 + О 5-10%.
§ 3. Группа керитов
Кериты твердые, хрупкие, углеподобные битумы с сильным блеском. Плотность их 1,1—1,30 г/см3. Полностью не растворяются в органических растворителях. При нагревании не плавятся, а вспу­чиваются и разлагаются. Выход кокса от 20 до 90%. Элементарный состав: С 80-90%, Н 4-10%, N + 5 + О 2,5-10%.
58. Группа асфальтитовАсфальтиты являются продуктом анаэробного окисления нефтей и их дальнейшего изменения под действием воды и растворенного

Слайд 5959. § 4. Группа антраксолитов
Антраксолиты представляют собой минералы высшей степени

метаморфизма битумов; блестящие, черные, в тонких пластин-ках, упругие; не растворяются

в органических растворителях; масел, смол, асфальтенов не содержат. Плотность антраксолитов 1,30— 2,00 г/см3. Элементарный состав: С 90-99%, Н 0,2-4%, N + 8 + О 0,5-5%. Выход кокса 90-100%.
Наиболее высокометаморфизованной разностью антраксолитов является шунгит черный, блестящий, плотный. По составу он близок к элементарному углероду. Твердость 3—4. Плотность 1,8—2,0 г/см3. Аморфен, имеет раковистый излом, электропроводен.
§ 5. Графит
Графит — минерал серовато-черного цвета, жирный на ощупь. Твердость 1, плотность 2,2 г/см3. Состоит из чистого углерода. В при­роде встречается в графитовых и гнейсовых сланцах, а также в виде крупных чешуек в скарнах в зоне контакта известняков с интру­зиями глубинных пород. Графит является конечным продуктом метаморфизма каустобиолитов нефтяного ряда и углей.
59. § 4. Группа антраксолитовАнтраксолиты представляют собой минералы высшей степени метаморфизма битумов; блестящие, черные, в тонких пластин-ках,

Слайд 6060. § 6. Озокерит
Озокерит, или горный воск, по внешнему виду

представляет собой воскообразное вещество, окрашенное от светло-желтого до чер­ного цвета

(в зависимости от содержания смол). Озокерит пластичный и мягкий как воск. Твердость является его основной характеристикой. Она определяется глубиной проникновения иглы, находящейся под определенной нагрузкой. Температура плавления является второй константой, определяющей качество озокерита. Обычно о'на равна 60—80° С, реже 90—100° С. Чем выше температура пла­вления, тем качественнее озокерит.
В составе озокерита преобладают твердые углеводороды пара­финового ряда СпН2„+а. Масла и смолы играют подчиненную роль. Элементарный состав озокерита: С 83,65—85,78%, Н 12,56—14,87%, N0-0,26%, 5 0-0,2%.
Озокерит хорошо растворяется в бензине, керосине, нефти, серо­углероде, бензоле, хлороформе и смолах. Почти не растворяется в спирте, воде, щелочах и кислотах.
60. § 6. ОзокеритОзокерит, или горный воск, по внешнему виду представляет собой воскообразное вещество, окрашенное от светло-желтого

Слайд 6161. В природе озокерит встречается в виде месторождений пластового типа,

которые образуются в результате пропиты-вания озокеритом пористых и проницаемых пород

песчаников и известняков, или в виде жил. Жильные месторождения встречаются обычно в зонах тектонической трещиноватости. Жилы озокерита, как правило, сопровождают месторождения пластового типа. Озокеритовая руда вначале раздробляется, закладывается в от­крытые котлы, заливается водой и подвер-гается кипячению, в результате которого озокерит вываривает-ся и всплывает в виде крупянистой черной массы, называемой сырцом. Сырец переплавляется в открытых ваннах и разлива-ется по формам. Получаемые чушки (бруски) носят названия «стандарта». Озокерит «стандарт» применяется в радио- и элек-тротехнике как изолятор, в кожевенной, текстильной и лакокра-сочной промышленности. Очищенный от смолистых веществ «стандарт» имеет белый цвет и называется техническим цере-зином. Применяется в медицине, в парфюмерной промышлен-ности, из него изготовляется вощина для ульев, используется для защиты металлических аппаратов и стеклянных сосудов от щелочной и кислотной коррозии, заменитель пчелиного воска.
61. В природе озокерит встречается в виде месторождений пластового типа, которые образуются в результате пропиты-вания озокеритом пористых

Слайд 6262. ГИПОТЕЗЫ ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ПРОЦЕССЫ НЕФТЕ-ГАЗООБРАЗОВАНИЯ
Общепризнанной теории о происхождении

нефти не существует. Можно говорить о двух группах гипотез:
органического

происхождения и
неорганического происхождения.
Решение проблемы происхождения нефти является весьма актуаль-ным на сегодняшний день и определяет направленность геолого-поис-ковых работ на нефть и газ.
4.1. Гипотеза органического происхождения нефти и газа
Доказательства органического происхождения нефти следующие:
общее сходство строения молекул некоторых углеводородов со строением органических компонентов, которые вырабатываются живыми организмами;
широкое распространение в нефтях компонентов растительных и животных остатков;
оптическая активность нефтей, которая целиком обусловлена компонентами биогенного происхождения;
присутствие в нефтях порфиринов, образовавшихся из расти­тельных хлорофиллов и геминов животных организмов, не выдер­живающих температуры магматических пород;
62. ГИПОТЕЗЫ ПРОИСХОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ПРОЦЕССЫ НЕФТЕ-ГАЗООБРАЗОВАНИЯОбщепризнанной теории о происхождении нефти не существует. Можно говорить о двух

Слайд 6363. отношение С13/С12 у нефтей близко к такому же отношению

для живых организмов, чем для атмосферного и карбонатного углерода;
присутствие в

нефти азотистых соединений, характерных для живых организмов;
широкое распространение нефтеподобных углеводородов в совре-менных осадках и почвах;
связь нефтей не только вообще с осадочными породами, но главным образом с породами эпох, для которых характерно обилие жизни, и наоборот, почти полное отсутствие нефти в сколько-нибудь сущест-венных количествах на огромных площадях земного шара, сложенных изверженными породами или породами, древнее докем­брия любого состава.
63. отношение С13/С12 у нефтей близко к такому же отношению для живых организмов, чем для атмосферного и

Слайд 6464. Гипотеза неорганического происхождения нефти и газа
Гипотеза неорганического происхождения нефти

впервые была выс-казана Д. И. Менделеевым в 1877 г. и

названа «карбидной теории».
Сторонники абиогенного генезиса нефти объясняют ее образование согласно реакции Фишера-Тропша (впервые была предложена рус-ским химиком Н.А. Орловым). Каталитический синтез углеводородов из окислов углерода и водорода давно освоен химической промыш-ленностью. При температурах 150-300°С с применением катализаторов (кобальт, никель, платина и элементы VIII группы), нанесенных на но-сители (алюмосиликаты, диатомиты и др), реакция протекает по схеме
ЗСО + 7Н25= С3Н8 + ЗН2О, 2СО + 4Н25=t C2H4 + 2Н2О,
СО + ЗН25=t СН4 + Н2О.
По реакции Фишера-Тропша при разных условиях могут образоваться н-алканы, олефины, в незначительных количествах – изоалканы и ароматические УВ, но таким путем ни изопреноиды, ни нафтены, рас-пространенные во всех природных нефтях, синтезированы не были. По одним вариантам гипотезы небиогенного происхождения нефти предполагается, что нефть или исходные для ее образования газы находятся в мантии, откуда они по глубинным разломам мигри­руют в осадочные породы. В других вариантах предполагается, что образова-ние самой нефти из исходных газов или радикалов происходит уже в осадочных породах (Д. И. Менделеев).
64. Гипотеза неорганического происхождения нефти и газаГипотеза неорганического происхождения нефти впервые была выс-казана Д. И. Менделеевым в

Слайд 6565. И, наконец, в некоторых вариантах допускается, что по разломам

из мантии в осадочные породы поступают газы СО2, СО и

Н2, которые воздействуют на органические вещества в осадочных породах и спо-собствуют образованию жидких и газообразных углеводородов.
Сторонники неорганического происхождения нефти приводят следую-щие доказательства своей гипотезы.
1. Первичная миграция диффузнорассеянных углеводородов из мате-ринских глин и карбонатных пород в смежные коллекторы невозмож-на вследствие малой проницаемости глин. Поэтому нефть и газ могут скапливаться в залежь только в результате их вертикальной миграции по самым незначительным трещинам, сбросам и разломам. При этом рост залежи нефти происходит от свода, где трещиноватость наиболь-шая, по направлению падения крыльев. Нефть вытесняет воду, поэто-му за контуром нефтеносности признаков нефти не наблюдается.
2. Многоэтажность нефтяных и газовых месторождений вместе с приу-роченностью нефтеносных территорий к глубинным разломам являет-ся характерной их особенностью. В некоторых случаях нефтеносность распространяется на весь разрез месторождения, начиная с кристал-лического фундамента и кончая верхами мезозоя, но при этом только отложения мезозоя состоят из пород, которые могли бы быть приня-ты за источники нефти.
65. И, наконец, в некоторых вариантах допускается, что по разломам из мантии в осадочные породы поступают газы

Слайд 6666. Действительно, если исходить из представления, что миграция нефти, газа и

воды может происходить только снизу вверх, то нахож-дение нефти в

породах кристаллического фундамента в зоне шва стратиграфического несогласия легче всего объяснять гипотезами неорганического происхождения. Но в природе существует миграция воды и нефти по сбросам сверху вниз. Примером может служить пере-ток воды из терригенных отложений карбона в терригенные отложе-ния живетского яруса среднего девона и нижнефранского яруса верх-него девона по региональному сбросу, который приурочивается к глу-бинному широтному разлому, проходящему вдоль Серафимовско-Балтаевского вала. Точные измерения показали, что пьезометричес-кие уровни водоносных пластов в карбоне на 50 м выше пьезометри-ческих уровней в скважинах, вскрывших девонские пласты. Это объясняется тем, что обнажения голов пластов карбона в зоне пита-ния атмосферными осадками находятся на значительно более высо-ких отметках, чем обнажения девонских пластов.
3. Анализы вод, взятых из девонских пластов в скважинах, располо-женных вдоль зоны Серафимовско-Балтаевского вала, показали их полную идентичность с водами карбона по плотности и солевому составу. Это неопровержимо доказывает наличие перетока воды сверху вниз по сбросовой трещине.
66. Действительно, если исходить из представления, что миграция нефти, газа и воды может происходить только снизу вверх,

Слайд 6767. В горных местностях высотные отметки обнажений пластов, отно-сящихся к

более молодым отложениям, выше отметок выходов на по-верхность пластов более

древнего возраста. Поэтому более высокие пьезометрические уровни, наблюдаемые в более верхних горизонтах по сравнению с глубокими, являются не исключениями, а вполне закономерными явлениями. Миграцией сверху вниз можно объяснить нефтеносность всего разреза осадочных пород вплоть до кристаллического фундамента даже в том случае, когда породы, которые могли быть приняты за источники нефти, находятся в верхней части разреза.
67. В горных местностях высотные отметки обнажений пластов, отно-сящихся к более молодым отложениям, выше отметок выходов на

Слайд 6868. 4. В Восточной Сибири при разведке алмазоносных кимберлитовых трубок

в некоторых шурфах наблюдались интенсивные выделения уг-леводородных газов из трещин

кимберлитов. Исследованием кимбер-литовых трубок установлено следующее:
- проявления нефти в скважинах обычно наиболее интенсивные на участках тонкопористых кимберлитов; - битумы кимберлитов и вме-щающих их пород имеют одинаковый состав; - выделяется диффе-ренциация битума по вертикали; в шурфах битум встречается в виде твердых включений (твердый хрупкий битум); в скважинах с глубины 100–200 м добывается вязкий битум, здесь наряду с битумами встре-чается жидкая нефть. Лед вечной мерзлоты иногда пропитан битумом, вероятно, процесс образования УВ, в том числе битумов, сравнитель-но недавний.

Нефтегазоматеринские свиты
Одним из важнейших критериев нефтегазоносности любых осадочных бассейнов или их крупных подразделений является способность сла-гающих их осадочных пород генерировать нефть и/или газ, т.е. их нефте- и газоматеринский потенциал.
68. 4. В Восточной Сибири при разведке алмазоносных кимберлитовых трубок в некоторых шурфах наблюдались интенсивные выделения уг-леводородных

Слайд 6969. Почти все литофациальные типы современных и ископаемых осадков содержат

углеводородистое ОВ, обязательным компонентом которого являются битумоиды, содержащие микронефть, за

счет концентрации которой образуется собственно нефть, т.е. практически все осадочные породы, содержащие ОВ могут быть нефте- и/или газоматеринскими в соответствующих геологических условиях.
Нефтегазообразование – совокупность процессов, протекающих в не-драх, т.е. эти процессы в природе наблюдаемы быть не могут. Видны лишь их фиксированные результаты, запечатленные в некоторых ес-тественных телах как в пространстве, в котором эти процессы проте-кали. Естественным телом, где осуществлялись (и при соответствую-щих условиях осуществляются и ныне) процессы нефтегазогенерации, является нефтегазоматеринская свита (НГМ-свита).
69. Почти все литофациальные типы современных и ископаемых осадков содержат углеводородистое ОВ, обязательным компонентом которого являются битумоиды,

Слайд 7070. Литологический спектр пород, слагающих НГМ-свиты, достаточно широк. Для сохранности

ОВ в седиментогенезе и аэробном диагенезе, т.е. для его фоссилизации

наиболее благоприятны осадки пелитовой размерности; глинистые минералы - хорошие сорбенты, адсорбируют растворенное ОВ из вод бассейна в стадию седиментации.
В ряду карбонатные - глинистые карбонаты -«мергели» - карбонатные аргиллиты последние члены ряда по концентрации ОВ не уступают чисто глинистым породам, а нередко превосходят их. В известняках наивысшие концентрации ОВ приурочены к хемогенным и фитоген-ным (водорослевым) разностям карбонатов, тогда как органогенные (зоогенные), обломочные и оолитовые разности карбонатных пород содержат, как правило, ничтожные количества ОВ. В песчаных и гру-бозернистых породах содержание сапропелевого ОВ обычно ничтож-но (n • 0,01%).
Для того, чтобы породу можно было считать элементом НГМ-свиты, она должна генерировать и отдавать УВ, в том числе и жидкие (микро-нефть). Нижний предел концентрации Сорг в породе, с которого начи-нается отдача УВ (в случае сапропелевого и/или существенно сапро-пелевого ОВ), является значение 0,1 % на породу – при средних града-циях катагенеза.
70. Литологический спектр пород, слагающих НГМ-свиты, достаточно широк. Для сохранности ОВ в седиментогенезе и аэробном диагенезе, т.е.

Слайд 7171. С позиций нефтематеринских свойств по концентрациям в породах Сорг

(по восходящей, вес. %) выделяют:
1) породы со сверхрассеяной формой

ОВ (Сорг< 0,1);
2) субдоманикоидные породы (0,1-0,5);
3) доманикоидные породы (0,5-5,0);
4) доманикитные породы (5,0-25,0);
5) собственно сапропелиты, где Сорг > 25% (т.е. ОВ по объему заведомо превышает 50 % и является преобладающим породообразующим элементом)












71. С позиций нефтематеринских свойств по концентрациям в породах Сорг (по восходящей, вес. %) выделяют: 1) породы

Слайд 7272. Современные представления о процесс нефте-газооборазования
В последнее время к вопросу

о механизме нефтегазообразования ста-ло возможно подойти с позиций общих законов

трансформации гор-ных пород при их нагреве, происходящем в процессе погружения.
Нефтегазообразование следует рассматривать как саморазвивающий-ся процесс, сопровождающий осадочное породообразование и нахо-дящийся в тесной связи с развитием биосферы.
На первом этапе в условиях седиментогенеза и диагенеза имеют место биодеструкция основных групп биополимеров (жиров, белков, углево-дов, лигнина) и геосинтез из продуктов их деструкции разного типа геополимеров, накапливающихся в осадке и формирующих кероген осадочных пород. Генерирующиеся на этом этапе углеводородные газы главным образом уходят в гидросферу или в атмосферу.
Второй этап, протекающий в условиях катагенетической трансформа-ции осадочных пород, характеризуется процессами термодеструкции геополимеров и термокаталитического синтеза нефтяных и газовых УВ из фрагментов липидных и изопреноидных соединений, высвобож-дающихся из керогеновой формы рассеянного ОВ.

72. Современные представления о процесс нефте-газооборазованияВ последнее время к вопросу о механизме нефтегазообразования ста-ло возможно подойти с

Слайд 7373. Миграционноспособные жидкие и газовые УВ, удаляясь из материнской породы,

образуют углеводородные растворы, которые могут концентрироваться в виде скоплений нефти

и газа. Именно на этом этапе реализуются главные фазы нефте- и газообразования, отвечающие за реальную нефтегазоносность осадочных бассейнов.
На третьем и последующих этапах продуктами биохимического и термокаталитического превращения уже значительно истощенного ОВ являются газы. Кроме того, природные газы образуются также радиационно-химическим, механическим, метаморфическим и космогенным путями.

73. Миграционноспособные жидкие и газовые УВ, удаляясь из материнской породы, образуют углеводородные растворы, которые могут концентрироваться в

Слайд 7474. ПОРОДЫ, СОДЕРЖАЩИЕ НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЕ ГАЗЫ
Породы-коллекторы
Коллекторы – это горные

породы, обладающие способностью вме-щать нефть, газ и воду и отдавать

их при разработке.
Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), карбонатные (известняки, мел, доломиты), вулканогенно-осадочные и кремнистые породы.
Из определения пород-коллекторов следует, что они должны обла-дать:
емкостью (обеспечивающейся системой пустот) и
проницаемостью (обеспечивающейся системой сообщающегося пустотного пространства).
Свойства горной породы вмещать (емкость) и пропускать (проницаемость) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-емкостными свойствами – ФЕС.
Емкость горной породы характеризуется пористостью. Это один из наиболее важных параметров пород-коллекторов.
Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость определяет долю пустотного пространства в общем объеме породы.
74. ПОРОДЫ, СОДЕРЖАЩИЕ НЕФТЬ И ПРИРОДНЫЕ ГАЗЫПороды-коллекторыКоллекторы – это горные породы, обладающие способностью вме-щать нефть, газ и

Слайд 7575. Пластовые флюиды – нефть, газ, вода - аккумулируются в

пустот-ном пространстве породы-коллектора, представленном порами, кавер-нами и трещинами.
Поры –

пространство между отдельными зернами, слагающими гор-ную породу.
Каверны – сравнительно крупные пустотные пространства, образо-вавшиеся в результате действия процессов выщелачивания.
Трещины – разрывы сплошности горных пород, обусловленные в основном тектонической деятельностью.

75. Пластовые флюиды – нефть, газ, вода - аккумулируются в пустот-ном пространстве породы-коллектора, представленном порами, кавер-нами и

Слайд 77Битуминозные аргиллиты баженовской свиты
77 слайд

Битуминозные аргиллиты баженовской свиты77 слайд

Слайд 78Песчаники мелового возраста. Ачимовская толща
78 слайд

Песчаники мелового возраста. Ачимовская толща78 слайд

Слайд 79Алевролиты с примесью углисто-битуминозного материала
79 слайд

Алевролиты с примесью углисто-битуминозного материала 79 слайд

Слайд 80Песчаники с пропластками угля и крупными
фрагментами обугленного растительного детрита
80

слайд

Песчаники с пропластками угля и крупными фрагментами обугленного растительного детрита80 слайд

Слайд 81 81 слайд
Песчаники васюганской свиты

81 слайдПесчаники васюганской свиты

Слайд 82Песчаники васюганской свиты с намывами растительного детрита
82 слайд

Песчаники васюганской свиты с намывами растительного детрита82 слайд

Слайд 83Пропласток угля в отложениях васюганской свиты
83 слайд

Пропласток угля в отложениях васюганской свиты83 слайд

Слайд 84Доломиты замещения по силурийским известнякам
84

Доломиты замещения по силурийским известнякам84

Слайд 85Доломиты замещения по верхнедевонским известнякам
85

Доломиты замещения по верхнедевонским известнякам85

Слайд 86Кремнеаргиллиты
и радиоляриты
верхнедевонского
возраста
86

Кремнеаргиллиты и радиоляриты верхнедевонского возраста86

Слайд 87Верхнедевонские кремнеаргиллиты и радиоляриты
87

Верхнедевонские кремнеаргиллиты и радиоляриты 87

Слайд 88Раннекарбоновые
нацело
окварцованные
Известняки.
Видны
органические
остаттки,
выполненные
вторичным
кварцем


88

Раннекарбоновые нацело окварцованные Известняки. Видны органические остаттки, выполненные вторичным кварцем 88

Слайд 89Спикулы
губок в
спонголитах
раннекарбонового
возраста
89

Спикулы губок в спонголитах раннекарбонового возраста89

Слайд 90Девонские известняки с трещинами,
выполненными кальцитом, пропитанным УВ. Желтое -

УВ
90

Девонские известняки с трещинами, выполненными кальцитом, пропитанным УВ. Желтое - УВ90

Слайд 9191. Разные типы пустот в породах-коллекторах
Согласно генетической классификации все

поры делятся на первич-ные и вторичные.
Первичные поры (пустоты) образуются

в процессе осадконакопления и породообразования (промежутки между зернами – межзерновые поры, между плоскостями наслоения и т.д.).
Вторичные поры образуются в результате последующих процессов: разлома и дробления породы, растворения, перекристаллизации, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, при доломитизации) и других процессов.
В большой степени свойства пористых сред определяются размерами поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы:
1) сверхкапиллярные — размеры больше 0,508 мм (>508 мкм); 2) капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм (508 - 0,2 мкм); 3) субкапиллярные — меньше 0,0002 мм (<0,2 мкм ).
По сверхкапиллярным каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно. По капиллярным каналам движение жидкостей и газов происходит при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах жидкости удерживаются силой притяжения стенками каналов и в природных условиях перемещаться в них не могут.
91. Разные типы пустот в породах-коллекторах Согласно генетической классификации все поры делятся на первич-ные и вторичные. Первичные

Слайд 9292. Породы, поры которых представлены в основном субкапилляр-ными каналами, независимо

от пористости практически непроницае-мы для жидкостей и газов (глина, глинистые

сланцы).
Хорошие коллекторы нефти – те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными.
При характеристике нефтесодержащих пород различают типы порис-тости:
общую (полную, абсолютную) – объем всех пор в породе;
открытую – объем связанных сообщающихся между собой пор;
эффективную – объем пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке
Все они оцениваются соответствующими коэффициентами пористости (%).
Коэффициентом полной пористости (Кп) называется отношение объёма взаимосвязанных и изолированных пустотных каналов (Vпор) к общему объёму образца горной породы (Vобр ):

92. Породы, поры которых представлены в основном субкапилляр-ными каналами, независимо от пористости практически непроницае-мы для жидкостей и

Слайд 9393. Коэффициентом открытой пористости (Ко) называется отношение объема открытых сообщающихся

пор (Vо) к объему образца горной породы (Vобр):



Коэффициентом эффективной

пористости (Кэф) называется отношение объема пор (Vэф ), через которые возможно движение нефти, воды или газа при определенных температуре и градиентах давления к объему образца горной породы (Vобр ). В практике геолого-разведочных работ коэффициент эффективной пористости определяется как разность открытой пористости и остаточной водонасыщенности пород:

Кэф = Ко-Ов

93. Коэффициентом открытой пористости (Ко) называется отношение объема открытых сообщающихся пор (Vо) к объему образца горной породы

Слайд 9494. Структура порового пространства пород обусловлена большим числом факторов: гранулометрическим

составом пород, формой и окатанностью частиц, сортированностью обломочного материала, системой

укладки обломочного материала, составом обломков, соста-вом цемента, количеством цемента, характером распространения це-мента, химическим составом пород, происхождением пор, равномер-ностью распределения пор, соотношением больших и малых пор.
Пористость повышается с улучшением окатанности и отсортирован-ности обломков, если обломочные зерна сами пористые, с увеличе-нием размеров обломков, с уменьшением количества цементирующе-го материала, если порода подверглась растрескиванию и растворе-нию и т.д.
Коэффициент пористости обломочных пород в случаях, когда зерна породы одинаковы по размеру и имеют шарообразную форму, не за-висит от размера зерен, а определяется их укладкой и однородностью по размеру.
При кубической упаковке пористость составляет 47,64 %; при ромби-ческой – 25,95 %, независимо от размеров шаров. У пород, состоящих из неодинаковых по размеру обломков (конгломератов, глинистых песчаников), пористость резко снижается, так как мелкие зерна занимают промежутки между крупными зернами, уменьшая объем порового пространства.
94. Структура порового пространства пород обусловлена большим числом факторов: гранулометрическим составом пород, формой и окатанностью частиц, сортированностью

Слайд 9595. Пористость коллекторов, дающих промышленную нефть, обычно следующая (в %).
Пески…………………….……

20—25
Песчаники…........…………….. 10—30
Карбонатные коллекторы ..……10—25 и меньше.
Величина коэффициента

пористости горных пород может достигать 40 % (месторождения Ставрополья). Нефтеносные песчаники Русской платформы – 17-24 %.
В последнее время открыт ряд месторождений в карбонатных коллек-торах, поровое пространство которых состоит в основном из трещин. Пористость (коэффициент трещиноватости) таких пластов оценивает-ся долями и единицами процентов. Однако из них получены большие промышленные притоки нефти.
По преобладающему типу пустот, слагающих поровое пространство, коллекторы делятся на три основных типа: поровые, трещинные и каверновые.
Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трех типов – гранулярным, трещинным и смешанного строения.
95. Пористость коллекторов, дающих промышленную нефть, обычно следующая (в %).Пески…………………….…… 20—25Песчаники…........…………….. 10—30Карбонатные коллекторы ..……10—25 и

Слайд 9696. К гранулярному типу относятся коллекторы, представленные песчано-алевритовыми породами, реже

известняками и доломитами; поровое пространство в них состоит из межзерновых

полостей.
Трещинные коллекторы сложены преимущественно карбонатами; поровое пространство в них образуется системой трещин. При этом участки коллектора между трещинами представлены плотными непроницаемыми и малопроницаемыми нетрещиноватыми блоками пород, поровое пространство в которых практически не участвует в процессах фильтрации.
В коллекторах смешанного типа отмечается сочетание систем тре-щин, порового пространства блоков и пор (каверны, карст).
Проницаемостью называют свойство горных пород пропускать сквозь себя жидкости и газы при наличии перепада давления.
Проницаемость – важнейший параметр, характеризующий проводи-мость коллектора, его фильтрационные свойства, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ. Проницаемость зависит от многих факторов; важнейшими из них являются: характер проявления постседиментационных процессов, структура порового пространства, степень отсортированности обломков, размер зерен, взаиморасположение частиц, плотность укладки обломочного материала.
96. К гранулярному типу относятся коллекторы, представленные песчано-алевритовыми породами, реже известняками и доломитами; поровое пространство в них

Слайд 9797. В Международной системе (СИ) за единицу проницаемости в 1

м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец

которой площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде дав-ления 1 н/м2 расход жидкости вязкостью 1 н • сек/м2 составляет 1 м3/сек. Единицей измерения проницаемости является квадратный метр (м2). Чаще всего для обозначения проницаемости пород исполь-зуют микрометр (мкм2). Обычно для оценки проницаемости пользуют-ся практической едини-цей Дарси, которая приблизительно в 1012 раз меньше, чем проницаемость в 1 м2, или миллидарси (мД). За единицу проницаемости в 1 Дарси (1 Д) принимают проницаемость такой пори-стой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см2 и длиной 1 см при перепаде давления 1 кг/см2 расход жидкости вязко-стью 1 спз (сантипуаз) составляет 1 см3/сек. Проницаемость пористой среды зависит также от типа пластового флюида и характера его дви-жения. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной (физической, удельной), эффек-тивной (фазовой) и относительной проницаемости.
Под абсолютной проницаемостью понимают проницаемость порис-той среды, которая определена при движении в ней лишь одной ка-кой-либо фазы (газа или однородной жидкости), химически инертной по отношению к породе, при условии полного заполнения порового пространства газом или жидкостью.
97. В Международной системе (СИ) за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при

Слайд 9898. В случае, когда поровое пространство породы содержит в себе

более одного флюида, проницаемость по конкретному флюиду назы-вается эффективной. Относительная

проницаемость определяется как отношение эффективной проницаемости для флюида при данной насыщенности к абсолютной проницаемости.
Исходя из значений эффективной пористости и проницаемости по газу с учетом литологического состава пород А.А. Ханин предложил клас-сификацию песчано-алевролитовых пород-коллекторов. Согласно этой классификации выделяется шесть классов коллекторов, различающихся по проницаемости и емкости.
98. В случае, когда поровое пространство породы содержит в себе более одного флюида, проницаемость по конкретному флюиду

Слайд 9999. Породы-флюидоупоры (покрышки)
Сохранение скоплений нефти и газа в породах-коллекторах невозмож-но,

если они не будут перекрыты непроницаемыми для флюидов (нефти, газа

и воды) породами.
Плохо проницаемые породы, перекрывающие породы-коллекторы
со скоплениями нефти и газа, называют покрышками нефтяных
и газовых залежей.
Роль пород-нефтегазоводоупоров выполняют глины, аргиллиты, гли-нистые алевролиты, глинистые известняки, гипсы, ангидриты и соли. Соляно-ангидритовые покрышки служат наиболее надежными экрана-ми, несколько худшими экранирующими свойствами обладают глини-стые и глинисто-карбонатные породы, весьма слабыми непроницае-мыми перекрытиями являются алевролито-глинистые породы.
Надежность экранов во многом определяется характером флюидов в подстилающих залежах. Наиболее подвижны газообразные углеводо-роды. Поэтому покрышки, перекрывающие газовую залежь, должны обладать лучшими экранирующими свойствами по сравнению с пок-рышками, перекрывающими нефтяную залежь.
99. Породы-флюидоупоры (покрышки)Сохранение скоплений нефти и газа в породах-коллекторах невозмож-но, если они не будут перекрыты непроницаемыми для

Слайд 100100. Глинистые покрышки. Глины и глинистые породы весьма раз-личны по

своим экранирующим свойствам, так как отличаются разно-образием физико-химических, минералогических, гранулометрических

характеристик.
У глин каолинитового состава наблюдается наибольшая диффузион-ная и фильтрационная проницаемость, а у глин монтмориллонитового состава — наименьшая, наилучшими экранирующими свойствами об-ладают толщи с большим количеством монтмориллонитовых частиц.
Степень однородности глин имеет важную роль в оценке экранирую-щих свойств покрышек. Присутствие прослоев песчаников и алевро-литов ухудшает качество экранирующей толщи. С возрастанием со-держания в глинах алевритовой примеси и увеличением размеров поровых каналов проницаемость возрастает.
Надежность глинистых покрышек обеспечивает низкая проницае-мость, так как размер поровых каналов глинистых пород мал, и для фильтрации через них нефти и газа требуются большие давления.
С увеличением глубины и уплотнением глин качество глинистой пок-рышки снижается. С ростом плотности глин их проницаемость умень-шается. По мере уменьшения проницаемости глин, растет перепад дав-лений, необходимый для прорыва через них газа. Увеличение мощнос-ти покрышки значительно улучшает ее изоляционные качества и способствует удержанию залежи с большими высотами.
100. Глинистые покрышки. Глины и глинистые породы весьма раз-личны по своим экранирующим свойствам, так как отличаются разно-образием

Слайд 101101. Соляно-ангидритовые покрышки. Соленосные толщи являются надежными покрышками для залежей

нефти и газа. Пластичность ка-менной соли, способность ее деформироваться без

нарушения сплош-ности делают эту горную породу надежным непроницаемым изолято-ром. Она является основным породообразующим минералом соленос-ных толщ. Нередко в них в виде включений или прослоев содержатся калийные и другие соли, однако они занимают весьма подчиненное положение.
Соленосные отложения обычно сопровождаются пачками ангидритов, которые подстилают и покрывают соли, а иногда и переслаиваются с ними. Ангидриты значительно более хрупки по сравнению с солью и не являются такими надежными экранами. Благодаря прозрачности каменной соли в ней ясно видны под микроскопом детали строения, объемные формы включений, в том числе газообразных и жидких, а также многочисленные трещины. Одни трещины заполнены минераль-ными образованиями, другие — полые. Те и другие нередко бывают пережаты: под действием пластических деформаций их стенки места-ми смыкаются — и трещины, теряя сообщаемость, перестают быть проводящими. Этим и обусловлены экранирующие свойства солей. Соль в определенных условиях может быть и проницаемой: при рас-тяжении пережатия и разобщения систем трещин не происходит.
101. Соляно-ангидритовые покрышки. Соленосные толщи являются надежными покрышками для залежей нефти и газа. Пластичность ка-менной соли, способность

Слайд 102102. Они остаются открытыми и могут пропускать различные флюиды, в

том числе газ и нефть. Об этом свидетельствует выполнение трещин

различными вторичными образованиями иногда с включениями биту-ма и газа. Пластичность каменной соли резко снижается от различных механических примесей, иногда даже в случае ничтожного их содержа-ния. Подобным же образом действует повторная смена тектонических напряжений расслаблением. Совокупность этих причин снижает плас-тичность соли и приближает ее по свойствам к хрупкому телу.
Тектонические движения играют значительную роль в прорыве газа через соленосную толщу. В зонах региональных разломов порода при неоднократном и длительном воздействии нагрузок подвергается пе-риодическому уплотнению и разуплотнению, теряет первоначальные пластические свойства и значительно упрочняется, становясь более хрупкой. Тектонические подвижки в зонах разломов, сопровождающи-еся общим напряжением растяжения, вызывают «раскрытие» систем трещин, по которым становится возможным переток газа из нижележа-щих отложений.
Соленосные толщи приурочены к определенным стратиграфическим горизонтам и географическим поясам, связываются с эпохами затуха-ний наиболее интенсивных движений земной коры, имеют региональ-ное распространение и значительные мощности.
102. Они остаются открытыми и могут пропускать различные флюиды, в том числе газ и нефть. Об этом

Слайд 103103. Классификация покрышек, по Э.А. Бакирову
В основе классификации покрышек лежит

несколько принципов.
1. По площади распространения покрышки делятся на:
Региональные– распространены

в пределах нефтегазоносной провин-ции или большей ее части, характеризуются значительной мощностью и лито-логической выдержанностью.
Субрегиональные – распространены в пределах нефтегазонос-ной области или большей ее части
Зональные – распространены в пределах зоны или района нефте-газонакопления
Локальные – распространены в пределах отдельных местоскоп-лений, обусловливают сохранность отдельных залежей.



103. Классификация покрышек, по Э.А. БакировуВ основе классификации покрышек лежит несколько принципов.1. По площади распространения покрышки делятся

Слайд 104104. 2. По соотношению с этажами нефтегазоносности:
Межэтажные – перекрывают этаж нефтегазоносности

в моноэтаж-ных местоскоплениях или разделяют их в полиэтажных местоскоплениях
Внутриэтажные – разделяют

продуктивные горизонты внутри этажа нефтегазоносности
3. По литологическому составу
Однородные (глинистые, карбонатные; галогенные) - состоят из пород одного литологического состава
Неоднородные:
- смешанные (песчано-глинистые; глинисто-карбонатные; терригенно-галогенные и др.) - состоят из пород различного литологического состава, не имеющих четко выраженной слоистости
- расслоенные - состоят из чередования прослоев различных литологических разностей пород.
К факторам, снижающим экранирующие свойства пород-флюидо-упоров, относятся: трещиноватость, неоднородность, малая мощность и большая глубина залегания.
Трещиноватость в породах-флюидоупорах снижает их экранирую-щие свойства. Например, в зонах региональных разломов первона-чальные пластичные свойства глин и солей утрачиваются, они стано-вятся хрупкими, с раскрытыми трещинами, могут пропускать флюиды.
104. 2. По соотношению с этажами нефтегазоносности:Межэтажные – перекрывают этаж нефтегазоносности в моноэтаж-ных местоскоплениях или разделяют их в

Слайд 105105. Степень однородности покрышек играет важную роль в экранирующих свойствах:

присутствие прослоев песчаников и алевролитов ухудшает их качество. Алевролитовая примесь

при увеличения ее содержания в глинах оказывает влияние на структуру порового пространства. Более чистые разности глин уплотняются интенсивней и характеризуются преимущественно тонкими сечениями поровых каналов, а также низкой проницаемостью. Чем больше мощность покрышки, тем выше ее изолирующие качества и способность удерживать залежи с большими высотами. Абсолютно непроницаемых для нефти и газа покрышек в природе не существует. В.П. Савченко на основе экспериментальных работ установил, что глинистая покрышка удерживает только такую залежь, избыточное давление в которой меньше перепада давлений, обусловливающего начало фильтрации флюидов сквозь эту покрышку.
105. Степень однородности покрышек играет важную роль в экранирующих свойствах: присутствие прослоев песчаников и алевролитов ухудшает их

Слайд 106106. На больших глубинах из-за потери воды глинистые породы становятся

хрупкими и могут стать породами-коллекторами.
ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ И ЛОВУШКИ
Природные резервуары
В

земной коре вместилищем для нефти, газа и воды служат породы-коллекторы, заключенные в плохо проницаемые породы. Брод И.О. предложил называть их природными резервуарами.
Природные резервуары - естественные вместилища для нефти, га-за и воды, внутри которых эти флюиды могут циркулировать, и форма которых обусловлена соотношением коллектора с вмещаю-щими его (коллектор) плохо проницаемыми породами.
Как видно из определения, под природным резервуаром понимается не часть толщи пород, содержащая нефть и газ, а весь выдержанный на достаточно большом расстоянии резервуар, состоящий из нефтега-зопроводящей и нефтегазоупорной частей. В природном резервуаре может происходить циркуляция флюида, а в местах, осложненных ло-вушками, – формирование залежей нефти и газа.
Природные резервуары бывают самых различных типов и форм. Брод И. О., систематизировав весь материал, выделяет три основных типа природных резервуаров: пластовые, массивные и литологически ограниченные со всех сторон.
106. На больших глубинах из-за потери воды глинистые породы становятся хрупкими и могут стать породами-коллекторами.ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ И

Слайд 107107. Природные резервуары нефти и газа

Резервуар (фр. reservoir - вместилище,

лат. reservo - сберегаю) - это природное геологическое тело, внутри

которого возможна циркуляция флюида.

Резервуар состоит из нефтегазопроводящей породы – коллектора и флюидоупора - непроницаемых пород покрышки.

107. Природные резервуары нефти и газаРезервуар (фр. reservoir - вместилище, лат. reservo - сберегаю) - это природное

Слайд 108108. Классификация природных резервуаров нефти и газа

По условиям залегания:

пластовые
массивные
неправильные формы

или литологически ограниченные

Природные резервуары всегда заполнены водой.

Воды могут быть:
седиментационными

(элизионными), или первичными
инфильтрациоными т.е. вторичными.

Углеводороды в природном резервуаре, заполненном водой, вследствие гравитационного эффекта, вытесняя воду, всегда мигрируют вверх, к кровле пласта и по его восстанию до непроницаемого флюидоупора..
108. Классификация природных резервуаров нефти и газаПо условиям залегания:пластовыемассивныенеправильные формы или литологически ограниченныеПриродные резервуары всегда заполнены водой.

Слайд 109109. Классификация природных резервуаров нефти и газа

Пластовый резервуар

109. Классификация природных резервуаров нефти и газаПластовый резервуар

Слайд 110110. Классификация природных резервуаров нефти и газа

Массивный резервуар

Массивно -
однородный
Массивно

-
неоднородный

110. Классификация природных резервуаров нефти и газаМассивный резервуарМассивно - однородныйМассивно - неоднородный

Слайд 111111. Классификация природных резервуаров нефти и газа

Резервуар неправильной формы или

литологически - ограниченный

111. Классификация природных резервуаров нефти и газаРезервуар неправильной формы или литологически - ограниченный

Слайд 112112.
Рис. Массивные залежи. Залежи, приуроченные к; 1 — мощному


песчаному пласту, 2 — мощному пласту известняка, 3 — погре-бенному

останцу, 4 — рифовому массиву, 5 — горсту.
112. Рис. Массивные залежи. Залежи, приуроченные к; 1 — мощному песчаному пласту, 2 — мощному пласту известняка,

Слайд 113 113. Резервуар - это природное геологическое тело, внутри

которого возможна циркуляция флюида.

Ловушкой нефти и газа называется часть природного

резервуара, в которой может происходить накопление углеводородов.

Для образования ловушки нужно, чтобы резервуар изменил свою первоначальную форму залегания или утратил проницаемость по простиранию.
113. Резервуар - это природное геологическое тело, внутри которого возможна циркуляция флюида.Ловушкой нефти и газа

Слайд 114114. Пластовые резервуары представлены породами-коллекторами, значительно распространенными по площади (сотни

и тысячи квадратных километров), характеризующимися небольшой мощностью (от долей метров

до десятков метров). Они могут быть сложены как карбонатными, так и терриген-ными образованиями; часто содержат отдельные линзовидные прослойки непроницаемых пород в толще основного горизон-та, что делает их неоднородными по строению, как в вертика-льном направлении, так и в горизонтальном.
Массивные природные резервуары представляют собой мощную (несколько сот метров) толщу пластов-коллекторов (поровых, кавернозных, трещиноватых), различного (неоднородные) или одинакового (однородные) литологического состава. В толще пластов-коллекторов могут быть непроницаемые прослои, однако все пласты проницаемых пород сообщаются, образуя единую гидродинамичес-кую систему (единый природный резервуар). Над толщей пород-коллекторов залегает мощная толща непроницаемых пород-покрышек.
114. Пластовые резервуары представлены породами-коллекторами, значительно распространенными по площади (сотни и тысячи квадратных километров), характеризующимися небольшой мощностью

Слайд 115115. Геологический возраст подобных резервуаров может быть различным. Частным случаем

массивного природного резер-вуара являются ископаемые рифы - захороненные под мощной

толщей молодых отложений рифовые постройки.
Различают однородные и неоднородные массивные резервуары. Однородные массивные резервуары обычно сло-жены известняково-доломитовыми толщами, неравномерно на-сыщенными газом, нефтью и водой.
Неоднородные массивные резервуары часто охватывают зна-чительный стратиграфический интервал. В их строении могут принимать участие самые различные породы: пески, песчани-ки, известняки. Иногда массивные резервуары представлены чередованием песчаных пластов с маломощными прослоями глин с участками высокой проницаемости и плохо проницае-мыми зоны. Благодаря трещинам, разломам или невыдержан-ности экранирующих свойств глин, пласты-коллекторы обра-зуют единую гидродинамическую систему.
Литологически ограниченные природные резервуары практи-чески со всех сторон окружены непроницаемыми породами
115. Геологический возраст подобных резервуаров может быть различным. Частным случаем массивного природного резер-вуара являются ископаемые рифы -

Слайд 116116. Примером такого природного резервуара может служить линза пе-сков в

толще глинистых пород. Литологически ограниченные резерву-ары, по определению Н. А.

Еременко, представляют собой «... Природ-ные резервуары всех видов, в которых насыщающие их газообразные и жидкие углеводороды окружены со всех сторон практически непро-ницаемыми породами». Подобные резервуары образуются благодаря изменениям литологического состава пород и наличию проницаемых зон среди непроницаемых.
Как правило, большая часть природного резервуара заполнена водой. Это связано с тем, что либо породы природного резервуара первично насыщены седиментационными, или, как их еще называют, злизион-ными ("элизио" – выжимание), водами, либо в их поровое пространст-во внедрились атмосферные, т.е. инфильтрационные воды. Нефть и природный газ по отношению к седиментационной воде являются бо-лее поздними образованиями.
Нефть и газ, оказавшись в свободном состоянии в природном резер-вуаре, заполненном водой, стремятся занять в нем самое высокое по-ложение. Они перемещаются вверх, оттесняя воду (вследствие гра-витационного эффекта), до тех пор, пока не достигнут кровли пласта-коллектора (подошвы пласта-флюидоупора).
Дальнейшее их продвижение по пласту-коллектору происходит только в том случае, если кровля пласта наклонена к горизонту.
116. Примером такого природного резервуара может служить линза пе-сков в толще глинистых пород. Литологически ограниченные резерву-ары, по

Слайд 117117. Ловушки нефти и газа
Ловушкой называется часть природного резервуара, в

котором могут экранироваться нефть и газ и может образоваться их

скопление.
Любая ловушка представляет собой трехмерную объемную форму, в которой в силу емкостных, фильтрационных и экранирующих свойств накапливаются и сохраняются углеводороды.
Наиболее простым и распространенным случаем образования ловушки является смятие пластового или массивного природного резервуара под воздействием складкообразовательных тектонических движений в антиклинальную структуру (рис. 6.4.).
Если в изогнутый в виде свода проницаемый пласт, перекрытый непроницаемыми породами, попадут нефть, газ и вода, то, распределяясь согласно плотностям, нефть и газ займут верхнюю часть сводового изгиба и будут изолированы сверху непроницаемыми породами, а снизу водой.
Образование ловушки возможно, когда проницаемый пласт вверх по восстанию полностью выклинивается в непроницаемых породах или когда создаются другие литологические барьеры на путях миграции (литологические ловушки).
117. Ловушки нефти и газаЛовушкой называется часть природного резервуара, в котором могут экранироваться нефть и газ и

Слайд 118118. Элементы складок. Крылья — боковые части складки, представ-ляющие две

более или менее ровные, часто плоские противополож-ные части изогнутого слоя

или тела горных пород.

Стрелками показан угол складки (при вершине)






118. Элементы складок. Крылья — боковые части складки, представ-ляющие две более или менее ровные, часто плоские противополож-ные

Слайд 119119. Замок — место перегиба или перехода одного крыла складки

в другое, является местом смыкания крыльев складки.
Ядро — внутренняя часть

складки, заключенная между ее
крыльями и замком.
Угол складки или угол при вершине складки представляет собой двугранный угол, составленный продолженными до пересе­чения поверхностями ее крыльев.
Вершина складки в таком случае будет представлять точку максимума перегиба на поперечном сечении замка складки.
Осевая плоскость (поверхность) — плоскость, или поверхность, делящая складку вдоль на две части так, что угол при вершине складки делится ею пополам.
Шарнир складки — след от пересечения поверхности любого слоя складки осевой плоскостью (поверхностью). Шарнир складки представляет линию, проходящую через точки максимума перегиба поверхности наслоения одного слоя. В каждой складке можно показать столько шарниров, сколько наблюдается в ней слоев.
119. Замок — место перегиба или перехода одного крыла складки в другое, является местом смыкания крыльев складки.Ядро

Слайд 120120. Шарниры складок могут воздыматься, погружаться, изгибаться и разветвляться.
Ось, или

осевая линия складки — линия пере­сечения осевой поверхности складки с

горизонтальной поверхностью. Ось складки в отличие от шарнира может располагаться как в одном слое, так и соединять точки максимумов перегиба тех слоев, которые пересекаются горизонтальной поверхностью (поверхностью рельефа местности).
Угол падения крыла складки с горизонтальной плоскостью из­меряется линейным углом, составленным линией падения поверх­ности крыла с ее проекцией на горизонтальную плоскость. Угол может изменяться в пределах от 0 до 90°. В опрокинутых крыльях складок этот угол все равно не будет превышать 90°.
120. Шарниры складок могут воздыматься, погружаться, изгибаться и разветвляться.Ось, или осевая линия складки — линия пере­сечения осевой

Слайд 121121. Типы складок
Все складчатые формы делятся по расположению в них

слоев горных пород на две группы: группу антиклинальных и группу

синклинальных складок. Антиклинальная складка характери-зуется тем, что, какую бы она ни имела форму, всегда ядро ее будет слагаться относительно более древними слоями, чем крылья.
121. Типы складокВсе складчатые формы делятся по расположению в них слоев горных пород на две группы: группу

Слайд 122122. Синклинальная складка имеет в своем ядре относительно более молодые

породы, чем на крыльях.

122. Синклинальная складка имеет в своем ядре относительно более молодые породы, чем на крыльях.

Слайд 123123.



Рис. Схема строения сброса в

разрезе

123. Рис. Схема строения сброса в разрезе

Слайд 124124 Грабены (А)

(А1)

Горсты

Схемы строения грабенов и горстов в разрезах: грабены, образованные сбросами (А) и взбросами (А1); горсты, образованные сбросами (Б) и взбросами (Б1)

124 Грабены (А)

Слайд 125125.
Рис. Объемная модель антиклинальной ловушки:
1 —

изогипсы кровли, м; 2 — песчаники;

3 — глины
125. Рис. Объемная модель антиклинальной ловушки: 1 — изогипсы кровли, м;

Слайд 126126. Ловушки нефти и газа в разных типах природных резервуарах
В

пластовых и массивных резервуарах ловушками для нефти являют-ся сводовые изгибы

пластов или верхние части рифовых массивов; литологически замкнутый (линзовидный) природный резервуар сам является ловушкой для нефти и газа.
Все наиболее распространенные в природе ловушки нефти и газа мож-но разделить на четыре типа: 1) связанные со структурными дислока-циями, 2) рифогенные, 3) стратиграфически экранированные, 4) лито-логически ограниченные. В практике разведочных работ на нефть и газ первый тип называют антиклинальными ловушками, а ловушки трех последних типов относят к категории неантиклинальных.
В ловушках, образовавшихся в результате складчатости, известно наибольшее число залежей нефти и газа. Антиклинальные ловушки обычно охватывают всю толщу осадочных пород. Типы структур мо-гут быть самыми различными — от пологих куполов до длинных анти-клиналей с симметричными или асимметричными (рис.) крыльями.
Размеры структурных ловушек также различны. Площадь отдельных структур достигает 5 тыс. км2, высота складок может колебаться от единиц до 1000 м и более. Некоторые складки могут меняться по фор-ме или смещаться с глубиной, в связи с чем наблюдается несовпаде-ние структурных планов на различных глубинах.
126. Ловушки нефти и газа в разных типах природных резервуарахВ пластовых и массивных резервуарах ловушками для нефти

Слайд 127127. Тектонические нарушения — сбросы, взбросы, надвиги — часто осложняют

складки, изменяют их структуру и влияют на условия скоп-ления нефти

и газа. Обусловливая смещение слоев, они иногда приво-дят к разрушению залежей или их тектоническому экранированию. На отдельных месторождениях в складчатых областях наблюдаются мно-гочисленные тектонические нарушения, что приводит к образованию большого числа самостоятельных залежей в тектонически экраниро-ванных ловушках.
Неантиклинальные ловушки могут образоваться как при осадконакоп-лении, так и при последующих денудационных и эрозионных процес-сах. Породы-коллекторы в результате фациальных замещений неред-ко могут переходить в латеральном направлении в непроницаемые породы и создавать ловушки нефти и газа литологического типа. Для формирования ловушек подобного типа необходимо не только заме-щение песчаных отложений глинистыми, но и наличие наклона плас-тов, возникшего в результате тектонических движений и приведшего к образованию замка ловушки. В процессе осадконакопления возможно образование песчаных тел линзовидной формы, заключенных в сла-бопроницаемых породах. Залежи обычно приурочены к линзам с по-вышенной пористостью и проницаемостью.
127. Тектонические нарушения — сбросы, взбросы, надвиги — часто осложняют складки, изменяют их структуру и влияют на

Слайд 128128. Литологические ловушки, сформированные в руслах рек. Неантиклинальные ловушки нефти

и газа могут образоваться в руслах палеорек.

Рис. Схематическая карта

и разрез ловушки, образованной в русле реки:
1— зона возможного распространения залежи; 2 — вмещающие породы
128. Литологические ловушки, сформированные в руслах рек. Неантиклинальные ловушки нефти и газа могут образоваться в руслах палеорек.

Слайд 129129. Экранированные залежи.1— стратиграфически экранированные залежи; 2 — тектонически

экранированная залежь.

129. Экранированные залежи.1— стратиграфически экранированные залежи; 2 — тектонически экранированная залежь.

Слайд 13097. Литологически ограниченные залежи в разрезе и плане
130

97. Литологически ограниченные залежи в разрезе и плане130

Слайд 131131. Карта захороненных песчаных отложений в извилистом русле и типовой

разрез русла-протока. Майкопский район — основной продуктивный горизонт третичного

воз­раста.
131. Карта захороненных песчаных отложений в извилистом русле и типовой разрез русла-протока. Майкопский район — основной

Слайд 132132. Впервые залежи подобного типа были выделены И. М. Губкиным

в Майкопском районе Предкавказья под названием рукавообразных.
Рифовые ловушки образуются благодаря

процессам последователь-ного накопления осадков за счет жизнедеятельности рифостроящих организмов. Для них характерны горизонтальное или наклоненное по-ложение нижней поверхности и выпуклая форма кровли.

Рис. Геологический разрез газового месторождения Уртабулак:
1 —соли; 2 — ангидриды; 3 — известняки; 4 — песчаники;
5 — глины; 6 — залежь газа в рифогенных образованиях;

132. Впервые залежи подобного типа были выделены И. М. Губкиным в Майкопском районе Предкавказья под названием рукавообразных.Рифовые

Слайд 133133. Эти обстоятельства обусловливают возможность аккумуляции уг-леводородов и сохранения залежей.

Склоны рифов обычно довольно крутые. Рифовые ловушки обладают весьма своеобразным

и слож-ным строением природного резервуара, для которого характерна бо-льшая пестрота в распределении пористых и проницаемых участков даже в пределах одного рифа. Рифовые ловушки наиболее значимы с точки зрения нефте-газонакопления среди неантиклинальных ловушек и широко распространены во многих районах земного шара. К ним приурочены крупные залежи нефти и газа в США и Канаде. В России залежи в рифовых ловушках известны в Камско-Кинельской системе прогибов Волго-Уральской провинции.
Литологические ловушки в баровых телах представляют собой акку-мулятивные песчаные тела, сформированные в прибрежной полосе моря (прибрежные бары) или в устьях рек (устьевые бары) благодаря поступлению песчаного материала с суши. При выходе баров на по-верхность (регрессивные бары) или при их погружении (трансгрессив-ные бары) происходит фациальное замещение песчаников алевроли-тами и глинистыми породами. Образуется ловушка литологического типа, для нее характерны горизонтальное или наклоненное положение нижней поверхности и выпуклая форма кровли.
133. Эти обстоятельства обусловливают возможность аккумуляции уг-леводородов и сохранения залежей. Склоны рифов обычно довольно крутые. Рифовые ловушки

Слайд 134134. Литологические ловушки других типов могут быть обусловлены:
неравномерным уплотнением

и цементацией,
доломитизацией,
заполнением пор кальцитом и солью,

образованием трещин в непроницаемых породах.
Для всех описанных примеров ловушек неантиклинального типа характерно образование барьера и выпуклой емкости, главным образом за счет литологических факторов, в связи с чем они относятся к классу литологических ловушек.
Образование структурно-литологических ловушек обусловлено как литологическими, так и структурными причинами. К этому типу относятся ловушки фациальных замещений на локальных структурах. Они достаточно широко распространены в большинстве нефтегазоносных областей мира. Ловушки этого типа могут образоваться как в процессе непрерывного осадконакопления на склонах антиклинальной структуры в момент ее роста, так и в результате накопления осадков на сформировавшихся положительных структурных формах.
Стратиграфические ловушки образуются в результате срезания природных резервуаров и их перекрытия более молодыми отложениями с образованием стратиграфических несогласий.
134. Литологические ловушки других типов могут быть обусловлены: неравномерным уплотнением и цементацией, доломитизацией, заполнением пор кальцитом

Слайд 135135.
Рис. Модель ловушки, образованной в результате стратиграфически несогласного перекрытия

пластов-коллекторов непроницаемыми породами:
1 – песчаники; 2 – глины; 3

– поверхность стратиграфического несогласия; 4 – изогипсы.
135. Рис. Модель ловушки, образованной в результате стратиграфически несогласного перекрытия пластов-коллекторов непроницаемыми породами: 1 – песчаники; 2

Слайд 136136. По условиям образования эти ловушки делятся на две группы:


первая группа ловушек формируется под воздействием только денудационных процессов,

структурный фактор в этом случае не участвует в образовании объемной формы, в которой возможна локализация скоплений нефти и газа.
Вторая - связана с несогласным перекрытием проницаемых пород непроницаемыми и их изгибом в положительную структурную форму под воздействием тектонических движений.
Ловушки нефти и газа могут образоваться и в эрозионных выступах кристаллического фундамента, если в результате выветривания последние могут служить резервуаром углеводородов

Рис. Ловушка в эрозионном выступе кристаллического фундамента

136. По условиям образования эти ловушки делятся на две группы: первая группа ловушек формируется под воздействием только

Слайд 137137. Ловушки второй группы выделяются как структурно-стратиграфические, так как в

их формировании наряду с размывом и последующим несогласным перекрытием важную

роль играют структурные деформации пластов.

Рис. Принципиальная схема залегания нефти в структурно-стратигра-фической ловушки (по Б. С. Воробьеву): 1 — залежи нефти; 2 — водоносные части пластовых резервуаров; 3 — нефтегазоупорная толща (пересажская свита); 4 — глины; 5 — поверхность стратиграфического несогласия.

137. Ловушки второй группы выделяются как структурно-стратиграфические, так как в их формировании наряду с размывом и последующим

Слайд 138138. ЗАЛЕЖИ И МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА
А. А. Бакиров скопления

нефти и газа подразделяет на две категории: локальные и региональные.


К локальным он относит:
1) залежи нефти и газа;
2) месторождения нефти и газа.
Региональные скопления нефти и газа А. А. Бакиров и другие исследователи подразделяют на:
зоны нефтегазонакопления;
нефтегазоносные области;
нефтеносные провинции или пояса.
В основу классификации залежей для целей поисков и разведки положены следующие признаки:
соотношения в них газа, нефти и воды;
форма ловушек.
7.1. Классификация залежей по фазовому составу
Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа в ловушке. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому.
138. ЗАЛЕЖИ И МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗАА. А. Бакиров скопления нефти и газа подразделяет на две категории:

Слайд 139139. Газ, нефть и вода располагаются в залежи зонально:

газ, как наиболее легкий, занимает кровельную часть природного резервуара, под

покрышкой;
ниже поровое пространство заполняется нефтью,
еще ниже - водой.
По преобладанию жидкой фазы над газовой (или наоборот) залежи делятся на:
однофазовые — нефтяные, газовые, газоконденсатные
двухфазовые — газонефтяные, нефтегазовые.
По фазовым соотношениям содержащихся в залежи углеводородов выделяется 6 типов скоплений:
газовые,
газоконденсатные,
нефтегазоконденсатные,
нефтегазовые,
газонефтяные,
нефтяные.

139. Газ, нефть и вода располагаются в залежи зонально: газ, как наиболее легкий, занимает кровельную часть природного

Слайд 140140. Газовая залежь содержит в основном метан и его гомологи

(этан, пропан и др.).

Рис. Схема газовых залежей

140. Газовая залежь содержит в основном метан и его гомологи (этан, пропан и др.). Рис. Схема газовых

Слайд 141141. Газ, содержащий более 95 % метана, относится к сухим,

а газовые смеси с содержанием более 5 % тяжелых углеводородов

называют жирными.
В ряде регионов газовые залежи помимо углеводородных компонентов содержат сероводород, углекислый газ, азот, гелий, а также в небольших количествах инертные газы (аргон, неон, криптон).
При визуальном осмотре керна продуктивных горизонтов нефтяных месторождений можно увидеть примазки и включения нефти в порах и трещинах породы. На чисто газовых месторождениях керн из продуктивных толщ не отличается от образцов, взятых из выше- или нижележащих отложений. Их можно отличить лишь сразу после подъема из скважины по запаху бензина, который быстро улетучивается и через небольшой промежуток времени керн уже не несет каких-либо следов УВ. В связи с этим проходка скважин в газоносных районах должна быть под постоянным геологическим контролем и обязательно сопровождаться газовым каротажем.
141. Газ, содержащий более 95 % метана, относится к сухим, а газовые смеси с содержанием более 5

Слайд 142142. Газоконденсатные залежи (рис. 7.2) представляют собой скопле-ния жирного газа

и растворенных в нем более тяжелых УВ (С5 Н12 и

выше).

Рис. Схема газоконденсатной залежи

142. Газоконденсатные залежи (рис. 7.2) представляют собой скопле-ния жирного газа и растворенных в нем более тяжелых УВ

Слайд 143143. Концентрация их при большой высоте залежи увеличивается вниз по

разрезу продуктивной толщи.
В качестве примеров можно привести такие крупнейшие по

запасам газоконденсатные месторождения, как Астраханское, Вуктыльское, Шуртанское, Западно-Крестишинское, Яблоневское. Газовые фракции этих месторождений помимо УВ содержат также ценнейшие сопутствующие компоненты. Так, в составе газа Астраханского месторождения кроме метана (40–50 %) и тяжелых УВ (10–13 %) содержится 22–23 % сероводорода и 20–25 % углекислого газа. Содержание стабильного конденсата в углеводородном газе того же Астраханского месторождения, по имеющимся данным, меняется по площади от 130 до 350 см3/м3.
При подсчете запасов наряду с углеводородным газом и конденсатом обязательно учитываются и эти компоненты.
143. Концентрация их при большой высоте залежи увеличивается вниз по разрезу продуктивной толщи.В качестве примеров можно привести

Слайд 144144. Нефтегазоконденсатные залежи отличаются от предыдущих на-личием в нижней части

продуктивной толщи жидких УВ, представляю-щих собой легкую нефть.

Рис. Схема

нефтегазоконденсатной залежи
144. Нефтегазоконденсатные залежи отличаются от предыдущих на-личием в нижней части продуктивной толщи жидких УВ, представляю-щих собой легкую

Слайд 145145. Примером является Карачаганакское месторождение. Высота мас-сивной залежи на этом

месторождении превышает 1,5 км. Сверху вниз постепенно возрастает количество конденсата

и около 200 м нижней части продуктивной толщи заполнено нефтью. Нефтегазовая залежь содержит скопление газа, подстилаемого нефтью (на всей площади или частично), геологические запасы которой не превышают полови-ны суммарных запасов УВ залежи в целом. Газ, имеющий преобладаю-щее значение, как правило, жирный, т.е. помимо метана содержит не-которое количество тяжелых УВ. В зависимости от типа резервуара и характера заполнения ловушки нефтяная часть может иметь вид либо нефтяной оторочки, либо нефтяной подушки.

Рис. Схема нефтегазовой залежи

145. Примером является Карачаганакское месторождение. Высота мас-сивной залежи на этом месторождении превышает 1,5 км. Сверху вниз постепенно

Слайд 146146. Если залежь обнаружена в пластовом резервуаре, то нефтяная часть

залежи будет располагаться по периферии ловушки и в этом случае

имеются сплошные внешний и внутренний контуры нефтенос-ности и внешний и внутренний контуры газоносности. В пределах вну-треннего контура газоносности скважины вскрывают чисто газовую часть залежи, между внешним и внутренним контурами газоносности – газонефтяную и за пределами внешнего контура газоносности – чисто нефтяную или водонефтяную части залежи. Вследствие геологичес-ких (замещение коллекторов) или гидродинамических (региональный напор вод) причин нефтяная оторочка может быть смещена в сторону лучших коллекторов или меньших напоров вод и вырисовываться как односторонняя оторочка.
В массивной и неполнопластовой залежи нефтяная часть в виде неф-тяной подушки располагается по всей части ловушки или, как и в пре-дыдущем случае, частично может быть смещена к ее периферии.
Формирование оторочки может происходить за счет вытеснения неф-ти газом, поступившим в ловушку после образования нефтяной зале-жи. Показателем такого происхождения залежи является наличие ос-таточной, связанной нефти по всему разрезу продуктивной толщи. Нефтяная оторочка может быть обусловлено также поступлением нефти в ловушку уже после образования газовой залежи. В этом слу-чае в газонасыщенной части пласта следов нефти не обнаруживается.
146. Если залежь обнаружена в пластовом резервуаре, то нефтяная часть залежи будет располагаться по периферии ловушки и

Слайд 147147. Различные соотношения газовых и нефтяных частей залежи хорошо

видны на примере Уренгойского месторождения. Это место-рождение в сеноманских отложениях

содержит чисто газовую залежь, в нижнемеловых газоконденсатные, нефтегазоконденсатные залежи и в келловейско-оксфордских – нефтяные. В некоторых продуктивных горизонтах нефть подстилает всю газоконденсатную залежь. В других нефтяная оторочка смещена на северную периклинальную часть структуры.
Газонефтяная залежь представляет собой нефтяное скопление с га-зовой шапкой.

Рис. Газонефтяная залежь

147. Различные соотношения газовых и нефтяных частей залежи хорошо видны на примере Уренгойского месторождения. Это место-рождение

Слайд 148148. Геологические запасы нефти превышают половину суммарных за-пасов УВ залежи.

Этот тип залежей встречается во многих нефтегазо-носных провинциях мира.
Формирование газовой

шапки может происходить или за счет выделе-ния газа из нефти в связи с поднятием ловушки на последних этапах ее развития и, следовательно, снижения пластового давления, или в результате притока газа после формирования нефтяной залежи.
Нефтяная залежь содержит скопление нефти с растворенным в ней газом.

Рис. Нефтяная залежь

148. Геологические запасы нефти превышают половину суммарных за-пасов УВ залежи. Этот тип залежей встречается во многих нефтегазо-носных

Слайд 149149. Содержание газа в нефти (газовый фактор) колеблется в среднем

от 10 до 60м3/м3,но иногда превышает 500м3/м3.
Фазовые соотношения УВ в

залежах всех типов, кроме чисто газовых, определяются термобарическими условиями залегания. При разработ-ке эти условия меняются, нарушается равновесие природной систе-мы. Так, в процессе разработки нефтяной залежи на естественном ре-жиме снижается пластовое давление, и если оно становится ниже да-вления насыщения, то в пласте выделяется свободный газ и образует-ся газовая шапка; в газоконденсатной залежи, наоборот, выпадают жи-дкие УВ. При воздействии на залежь меняется ее равновесное состоя-ние и на каком-то этапе она переходит в новое качество.
Переход в новое качественное состояние зависит, от характера ее вза-имосвязей с природными системами более высоких иерархических уровней (региональный фон), с другой – от степени техногенного воздействия на нее. По сложности геологического строения продуктивных горизонтов залежи делятся на две основные группы:
а) простого строения – продуктивные горизонты характеризуются относительной выдержанностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивности по всему объему залежи;
б) сложного строения – разбитые тектоническими нарушениями на ряд изолированных блоков и зон, или залежи, имеющие изменчивый характер продуктивных горизонтов.
149. Содержание газа в нефти (газовый фактор) колеблется в среднем от 10 до 60м3/м3,но иногда превышает 500м3/м3.Фазовые

Слайд 150150. Генетическая классификация залежей нефти и газа по форме ловушек
Разработке

классификации различных типов залежей нефти и газа по-священы многочисленные работы.

Наиболее известны классифика-ции И.О. Брода, Н.А. Еременко, Н.Ю. Успенской, А.А. Бакирова.
В общем случае все залежи можно разделить на пластовые и массивные. В пластовых залежах отмечается приуроченность залежи к отдельным пластам.
Образование массивной залежи связано с терригенным или карбонат-ным массивным резервуаром, когда при большом этаже нефтегазоно-сности залежь сверху контролируется формой верхней поверхности ловушки, а снизу горизонтальный контакт сечет все тело мас-сива. Массивные залежи формируются в рифах, антиклинальных структурах, эрозионных выступах, представляющих собой останцы древнего рельефа. С массивными залежами связаны наиболее значи-тельные скопления нефти и газа, открытые в нашей стране.
По классификации А. А. Бакирова, учитывающей главнейшие особен-ности формирования ловушек, с которыми связаны залежи, выделя-ются четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа: структурные; рифогенные; стратиграфические;литологические.
К классу структурных залежей относятся залежи, приуроченные к различным видам локальных тектонических структур.
150. Генетическая классификация залежей нефти и газа по форме ловушекРазработке классификации различных типов залежей нефти и газа

Слайд 151151. Залежи сводовые, тектонически экранированные, приконтактные.
Сводовые залежи (пластовые сводовые, по

Г.А. Габриэлянцу) форми-руются в сводовых частях локальных структур.
Сводовые залежи в

разрезе и в плане (по А.А. Бакирову):
а - ненарушенные; б - нарушенные; в структурах, осложненных:
в - криптодиапиром или вулканогенными образованиями,
г - соляными куполами. 1,2 - нефть соответственно на профиле и в плане; 3 – стратоизо-гипсы по кровле продуктивного пласта, м; 4 - нарушения; 5 - известняки; 6 - вулканогенные образования; 7 – со-ляной шток; 8 песчаные породы; 9 глины; 10 контур нефтеносности
151. Залежи сводовые, тектонически экранированные, приконтактные.Сводовые залежи (пластовые сводовые, по Г.А. Габриэлянцу) форми-руются в сводовых частях локальных

Слайд 152119. Тектонически экранированные залежи (пластовые тектонически экранированные, по Г.А. Габриэлянцу)

фор-мируются вдоль разрывных смещений, осложняющих строение лока-льных структур.

Рис. Тектонически

экранированные залежи в разрезе и в плане
(по А.А. Бакирову): а - присбросовые; б - привзбросовые; структур, осложненных: в – диапиризмом или грязевым вулканизмом, г - соляными куполами; д - поднадвиговые. 1 - грязевой вулкан.
119. Тектонически экранированные залежи (пластовые тектонически экранированные, по Г.А. Габриэлянцу) фор-мируются вдоль разрывных смещений, осложняющих строение

Слайд 153120. Подобные залежи могут находиться в различных частях структу-ры: на

своде, крыльях или периклиналях
Приконтактные залежи образуются в продуктивных пластах, контак-тирующих

с соляным штоком, глиняным диапиром или же с вулкано-генными образованиями.


Рис. Приконтактные залежи в разрезе и в плане (по А.А. Бакирову):
а - с соляными штоками; б - с диапировыми ядрами или с грязевулка-
ническими образованиями; в - с вулканогенными образованиями.
1 - песчаные породы; 2 - диапировое ядро складки.

120. Подобные залежи могут находиться в различных частях структу-ры: на своде, крыльях или периклиналяхПриконтактные залежи образуются в

Слайд 154121. В отличие выше представленных пластовых залежей, рифовые залежи относятся

к массивным. Залежи этого класса образуются в теле рифовых массивов.



Рис. Залежи рифогенных образований в разрезе и в плане
(по А.А. Бакирову):
а -в одиночных рифовых массивах; б — в группе (ассоциации)
рифовых массивов.

121. В отличие выше представленных пластовых залежей, рифовые залежи относятся к массивным. Залежи этого класса образуются в

Слайд 155122. Типичным примером могут служить залежи в рифогенных масси-вах Ишимбаевского

района Башкирского Приуралья. В составе класса литологических залежей выделяются две

группы залежей: литологически экранированных и литологически ограниченных.
Залежи литологически экранированные располагаются в участках выклинивания пласта-коллектора.

Рис. Литологически экранированные залежи в разрезе и в плане (по А.А. Бакирову):
а — связанные с выклиниванием пласта-коллектора по восстанию слоев; б — связанные с замещением проницаемых пород непроницае-мыми; в — запечатанные асфальтом. 1 — асфальт; 2 — линия выклинивания пласта-коллектора

122. Типичным примером могут служить залежи в рифогенных масси-вах Ишимбаевского района Башкирского Приуралья. В составе класса литологических

Слайд 156123. Они связаны с выклиниванием пласта-коллектора по восстанию слоев; с

замещением проницаемых пород непроницаемыми; с запеча-тыванием пласта-коллектора асфальтом. Залежи литологически

ог-раниченные приурочены к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные), к прибрежным песчаным валоподобным образованиям или к гнездообразно залегающим поро-дам-коллекторам, окруженным со всех сторон плохопроницаемыми породами.

Рис. Литологически ограниченные залежи в разрезе и в плане (по А.А. Бакирову): а — в песчаных образованиях ископаемых русел палео-рек — шнурковые или рукавообразные; б — в прибрежных песчаных валоподобных образованиях ископаемых баров (баровые);
в — в гнездообразно залегающих песчаных коллекторах, окруженных со всех сторон плохопроницаемыми глинистыми образованиями. 1 — мергели; 2 — поверхность несогласия

123. Они связаны с выклиниванием пласта-коллектора по восстанию слоев; с замещением проницаемых пород непроницаемыми; с запеча-тыванием пласта-коллектора

Слайд 157124. Литологически ограниченные залежи, по И. О. Броду, связаны с

резервуарами, представленными песчаными накоплениями различной формы в слабопроницаемых толщах –

в песчаных образованиях ископаемых русел палеорек — шнурковые или рукавообразные; в прибрежных песчаных валоподобных образованиях ископаемых баров (баровые); в гнездообразно залегающих песчаных коллекторах, окруженных со всех сторон плохопроницаемыми глинистыми образованиями, в дельтах; в кавернозных зонах – карстовые и на участках проницаемых пород среди плотных.
Выделяют залежи простого и сложного строения. К залежам простого строения принадлежат залежи, приуроченные к литологически выдержанным пластам и заключенные в едином локальном поднятии.
К категории сложных относятся многопластовые и многокупольные залежи.
124. Литологически ограниченные залежи, по И. О. Броду, связаны с резервуарами, представленными песчаными накоплениями различной формы в

Слайд 158125. Многопластовая залежь нефти и газа охватывает несколько плас-тов, между

которыми существует гидродинамическая связь.


Рис. Геологический разрез нижнемеловых отложений

Усть-Балыкского
месторождения нефти (по А. С. Полушкину и В. П. Санину):
1 — нефтенасыщенные песчаники; 2 — водонасыщенные песчаники; 3 — аргиллиты
125. Многопластовая залежь нефти и газа охватывает несколько плас-тов, между которыми существует гидродинамическая связь. Рис. Геологический

Слайд 159126. В этом случае, несмотря на сложность строения ловушки, водо-нефтяной

раздел, пластовое давление и свойства нефти во всех плас-тах будут

примерно одинаковыми.
В случаях, когда нефть или газ заполняют несколько расположенных рядом антиклинальных ловушек, образуется многокупольная залежь.

Рис. 7.14. Единая залежь нефти, приуроченная к трем куполовидным
складкам:
1 — непроницаемая покрышка; 2 — нефтенасыщенный
коллектор; 3 — водонасыщенный коллектор; 4 — известняки

126. В этом случае, несмотря на сложность строения ловушки, водо-нефтяной раздел, пластовое давление и свойства нефти во

Слайд 160127. При этом синклинальные прогибы между складками также бывают заполнены

нефтью или газом, а пластовая вода смещается на периферию.
Запасы

нефти и газа в отдельных залежах могут быть весьма различными: от незначительных до нескольких миллиардов тонн нефти или нескольких триллионов кубических метров газа. Основными показателями промышленной ценности залежи являются запасы, заключенные в ней, и экономически обоснованные минимально рентабельные дебиты нефти и газа, обеспечивающие экономическую рентабельность промышленного освоения залежи. По этим показателям залежи делятся на:
балансовые, разработка которых в настоящее время целесообразна,
забалансовые, разработка которых в настоящее время нерентабельна, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем.
По значениям рабочих дебитов залежи делятся на 4 класса: высокодебитные, среднедебитные, малодебитные и низкодебитные.
127. При этом синклинальные прогибы между складками также бывают заполнены нефтью или газом, а пластовая вода смещается

Слайд 161128. Элементы залежи.
Часто встречаются в недрах чисто газовые залежи, когда

газ непосре-дственно контактирует с водой, или чисто нефтяные, когда отсутству-ют

скопления газа.
Поверхности контактов газа и нефти, газа и воды, нефти и воды назы-ваются соответственно газонефтяными, газоводяными, водонефтя-ными контактами.

Части пласта:
1 — газовая, 2 — газонефтяная,
3 — нефтяная, 4 — водонефтя-
ная, 5 — водяная;
6 — породы-флюидоупоры;
7 — внутренний контур газоносности;
— внешний контур газоносности;
— внутренний контур
нефтеносности; — внешний контур
нефтеносности; 11, 12 — длина (11)
и ширина (12) газовой шапки;
Н — высота залежи;

Рис. Элементы залежи

128. Элементы залежи.Часто встречаются в недрах чисто газовые залежи, когда газ непосре-дственно контактирует с водой, или чисто

Слайд 162129. Газонефтяной контакт (ГНК) определяется как граница 100 %-ного содержания

свободного газа и 100 %-ного растворения газа в нефти. В

этом случае наблюдается переходная зона от нефти к газу. Контакт нефть—газ представляет собой границу в смеси углеводоро-дов, сходных по физическим свойствам, поэтому разделение их зат-руднено. Особенно сложно установить ГНК при наличии большой газо-вой шапки и небольшой ширине нефтяной оторочки. Точное определе-ние контактов особенно требуется для построения карт изопахит эф-фективной нефтенасыщенной мощности при подсчете запасов нефти.
Водонефтяной контакт (ВНК) является границей, разделяющей в пласте нефть и воду, и представляет собой зону той или иной мощнос-ти, в которой содержатся нефть и свободная вода. По мере приближе-ния к зеркалу чистой воды содержание нефти в пласте уменьшается. Часть коллектора, в пределах которого наблюдается переход от чис-той нефти к чистой воде, называется переходной зоной.
Наиболее тщательно должно быть установлено положение водонеф-тяного контакта в пологих структурах с небольшой высотой залежи нефти, так как погрешности, даже небольшие, сильно сказываются на точности подсчета запасов нефти. Наличие в песчаниках тонких прослоев глин сильно затрудняет определение положения водонефтя-ного контакта различными методами.
129. Газонефтяной контакт (ГНК) определяется как граница 100 %-ного содержания свободного газа и 100 %-ного растворения газа

Слайд 163130. Для точного определения положения поверхности ВНК необхо-димо проводить следующий

комплекс исследований:
промысловые испытания скважин; изучение кернов;
электрический;
радиоактивный каротаж.
Выделяют горизонтальные и

наклонные ВНК. Для изучения характе-ра поверхности ВНК в пределах залежи, определения положения вне-шнего и внутреннего контуров нефтеносности, для построения карт эффективной нефтенасыщенной мощности строят карты изогипс поверхности ВНК.
Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоноснос-ти). Если поверхность контакта горизонтальная, то контур нефтенос-ности (газоносности) в плане параллелен кровле пласта. При наклон-ном положении поверхности ВНК (ГНК) контур нефтеносности (газо-носности) на структурной карте будет пересекать изогипсы кровли пласта, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела.

130. Для точного определения положения поверхности ВНК необхо-димо проводить следующий комплекс исследований:промысловые испытания скважин; изучение кернов;электрический; радиоактивный

Слайд 164131.
Рис. 7.17. Принципиальная схема нефтяной залежи с
наклонным водонефтяным

контактом.
а — геологический разрез; б — структурная карта.
1,

2 — нефть соответственно на разрезе и на карте;
3 — изогипсы, м; 4 — внешний контур нефтеносности
131. Рис. 7.17. Принципиальная схема нефтяной залежи с наклонным водонефтяным контактом. а — геологический разрез; б —

Слайд 165132. Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с подошвой продуктивного пласта

называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности).
Если в ловушке количество нефти

и газа недостаточное для заполнения всей мощности пласта, то внутренние контуры газоносности и нефтеносности будут отсутствовать (у залежей в массивных резервуарах).
Длина, ширина и площадь залежи определяются по их проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности).
Высотой залежи (высота нефтяной части залежи плюс высота газовой шапки) называется вертикальное расстояние от подошвы до ее наивысшей точки.
При горизонтальном ВНК построение внутреннего и внешнего контура нефтеносности производится по структурной карте подошвы (внутренний контур) или кровли (внешний контур) пласта. Под номерами скважин подписывают абсолютные отметки ВНК. Затем на пропорциональном расстоянии между изогипсами проводят линию ВНК. Она не должна пересекать изогипсы, а трассируется параллельно им.
132. Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с подошвой продуктивного пласта называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности). Если в

Слайд 166133. Для отображения изменения эффективной и нефтегазонасыщен-ной толщин продуктивных отложений

строятся карты в изолиниях, на-зываемые картами изопахит. Такие карты строятся

при подсчете запа-сов нефти, газа и при проектировании разработки залежи. Карты эф-фективных нефтенасыщенных толщин могут строиться как для всего продуктивного пласта или горизонта (объекта разработки) в целом, так и для отдельных составляющих их частей.
При построении карт используются результаты выделения пластов и горизонтов по материалам промыслово-геофизических исследований. В практике чаще всего пласт не является однородным по составу, а представлен переслаиванием пропластков пород-коллекторов и не-проницаемых разностей пород. Поэтому эффективная толщина пласта (объекта разработки) является суммой толщин пропластков пород-коллекторов. При этом одновременно определяют как эффективную, так и нефтенасыщенную толщину пласта. При построении карт около каждой скважины в виде дроби наносятся их значения, где в числите-ле указывается эффективная толщина пласта, а в знаменателе эф-фективная нефтенасыщенная толщина. При пос-троении карты эффек-тивных нефтенасыщенных толщин необходимо иметь в виду, что об-ласть полного нефтенасыщения пласта ограничена внутренним кон-туром нефтеносности и в этой области около каждой скважины зна-чения толщин в числителе и знаменателе будут одинаковы.
133. Для отображения изменения эффективной и нефтегазонасыщен-ной толщин продуктивных отложений строятся карты в изолиниях, на-зываемые картами изопахит.

Слайд 167134. В пределах водонефтяной зоны между внутренним и внешним контуром

нефтенасыщенной является только часть пласта и в указан-ных величинах толщин

около скважины значение числителя будет больше знаменателя.
В скважинах пробуренных за внешним контуром нефтеносности, в во-донасыщенной зоне около скважины дробью в числителе буден сто-ять величина эффективной толщины пласта, а в знаменателе ноль.
В связи с этим для построения карты эффективных нефтенасыщен-ных толщин следует вначале составить карту эффективных толщин. Метод построения карты такой же, как и структурной карты – линейная интерполяция. В пределах внутреннего контура нефтеносности карта эффективной толщины является одновременно и картой нефтенасы-щенной толщины в связи с тем, что эффективные толщины пласта яв-ляются все нефтенасыщенными. В пределах водонефтяной зоны про-водятся изолинии эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Изолинии проводят путем интерполяции между значениями точек пе-ресечения внутреннего контура нефтеносности с изопахитами, внеш-ним контуром нефтеносности, где эффективная нефтенасыщенная толщина равна нулю и с учетом данных скважин пробуренных в водо-нефтяной зоне.
134. В пределах водонефтяной зоны между внутренним и внешним контуром нефтенасыщенной является только часть пласта и в

Слайд 168135. В итоге получается карта эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, которая

характеризует изменения объема пород нефтенасыщенных коллекторов в пределах всей залежи.
При

построении карт для неоднородных пластов с сильной фациальной изменчивостью пласта иногда имеют место участки с полным замещением пласта-коллектора непроницаемыми разностями пород или с его выклиниванием. В таких случаях границу выклинивания или замещения проводят по середине расстояния между скважинами в разрезе которых присутствует и отсутствует пласт. При интерполяции принято считать, что на границе выклинивания эффективная толщина пласта равна нулю.
Конец лекции 2. гр. 2140.


135. В итоге получается карта эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, которая характеризует изменения объема пород нефтенасыщенных коллекторов в

Слайд 169136. Месторождения
Пространственно ограниченный участок недр, содержащий залежь или несколько

залежей нефти и газа, расположенных в разрезе одна над другой

в пределах одной площади, называется месторождением.
Термин «месторождение нефти и газа» нельзя понимать в буквальном смысле, так как нефть и газ в течение геологического времени могут перемещаться на значительное расстояние от места своего рождения. Участки недр, где в настоящее время обнаруживаются скопления нефти и газа, по существу являются не местом рождения этих полезных ископаемых, а местом рождения их залежей.
Месторождение нефти и газа может состоять из одной залежи – однозалежное и из нескольких залежей – многозалежное.
136. Месторождения Пространственно ограниченный участок недр, содержащий залежь или несколько залежей нефти и газа, расположенных в разрезе

Слайд 170137.
1 — водонасыщенный коллектор;
2 — непроницаемая покрышка;
3 — нефть;

4 — газ; 5 — изогипсы
структурной поверхности в м;
6

— внешний контур нефтеносно-сти; 7 — внутренний контур нефтеносности;
8 — контур газоносности

Сочетание залежей: а — пласто-во-сводовых; б – пластово-сво-довой (I), пластовой, литологи-чески ограниченной (II) и мас-сивной (III). 1 — водонасыщен-ный коллектор; 2 — непрони-цаемые покрышки; 3 — нефть; 4 изогипсы структурной поверхности в м

Рис. Модели однозалежного и многозалежного месторождений

137. 1 — водонасыщенный коллектор;2 — непроницаемая покрышка;3 — нефть; 4 — газ; 5 — изогипсы структурной

Слайд 171138. В пределах месторождения могут быть встречены как газовые, так

и нефтяные залежи. Месторождения делятся: по составу залежей:
нефтяные - содержащие

только нефтяные залежи или нефтяные за-лежи с газовыми шапками, газовые – с газовыми или газоконденсат-ными залежами, включая залежи с нефтяными оторочками,
нефтегазовые – содержащие залежи нефти и газа, с преобладанием в разрезе нефтяных залежей, газонефтяные – с преобладанием в раз-резе газовых залежей.
по числу базисных горизонтов разработки или базисных этажей разведки: однобазисные – с одним наиболее крупным базисным гори-зонтом, многобазисные – с несколькими базисными горизонтами
по количеству запасов нефти (млн. т) и газа (млрд. м3)
мелкие – менее 10 млн. т или менее 10 млрд. м3,
средние – 10–30 млн. т или 10–30 млрд. м3,
крупные – 30–300 млн. т или 30–500 млрд. м3,
уникальные – более 300 млн. т или более 500 млрд. м3.
Структурными элементами меторождений являются: кровля и подош-ва нефтенасыщенных пластов, водонефтяные и газонефтяные контак-ты, коллекторы – породы, у которых поровое пространство может быть вместилищем нефти и газа. Кроме залежей и месторождений нефти и газа выделяют также естественные нефтегазопроявления, представленные выходами газа и различных битумов на поверхность.
138. В пределах месторождения могут быть встречены как газовые, так и нефтяные залежи. Месторождения делятся: по составу

Слайд 172139. МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА Под миграцией нефти или газа

понимается перемещение их в осадочной оболочке
Путями миграции служат поры

и трещины в горных породах, а также поверхности наслоений, разрывных нарушений и стратиграфических несогласий, по которым нефть и газ не только мигрируют в земной ко-ре, но и могут выходить на поверхность.
По характеру движения и в зависимости от физического состояния углеводородов различается миграция:
молекулярная (диффузия), движение в растворенном состоянии вместе с водой;
фазовая (в свободном состоянии), когда углеводороды могут находиться в жидком (нефть) и газообразном (газ) состоянии, а также в виде парообразного газо­нефтяного раствора.
Проблема миграции нефти и газа включает три основных вопроса: факторы, вызывающие миграцию; состояние, в котором флюиды перемещаются; масштабы (расстояния) миграции.
139. МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА Под миграцией нефти или газа понимается перемещение их в осадочной оболочке Путями

Слайд 173140.
Рис. 8.1. Пути миграции и выхода, связанные:
а—г, ж

— с поверхностями разрывных смещений и диапиров, д—е — с

поверх-ностями стратиграфических
несогласий; з - миграция с водой по пласту (пласт выходит на поверхность) ;
и — миграция и выходы по трещинам.
1 — соль; 2 — залежи нефти (гаэа) ; 3 — поверхность несогласия; 4 — вода;
5 — разрывные смещения (или трещины) ; косыми крестиками показаны
выходы нефти и газа на поверхность
Гр. 2743. 2 лек. Оконч.
140. Рис. 8.1. Пути миграции и выхода, связанные: а—г, ж — с поверхностями разрывных смещений и диапиров,

Слайд 174141. Первичная миграция нефти и газа Нефть и газ способны

свободно мигрировать в породах земной коры, и место современного их

нахождения, как правило, не является мес-том их образования. Они могут перемещаться вследствие явлений фильтрации и всплывания, а также вследствие вытеснения из пород под действием различных факторов (уплотнения и деформации по-род, тектонических нарушений и др.). По отношению к нефтегазомате-ринским толщам различают первичную и вторичную миграцию

Рис.Схема первичной
и вторичной миграции.
Миграция: 1 — первичная,
2 — вторичная; 3 - коллектор;
4 — нефтегазоматеринские породы
Гр. 2743. лек. 3. начало.

141. Первичная миграция нефти и газа Нефть и газ способны свободно мигрировать в породах земной коры, и

Слайд 175142. Процесс перехода углеводородов из пород, в которых они об-разовались

(нефтегазопродуцировавших), в коллекторы получил название первичной миграции. Миграция газа и

нефти вне материн-ских пород называется вторичной миграцией.
И.M. Губкин представлял первичную миграцию как вынос углеводоро-дов из материнских пород водой в виде мельчайших капелек. Соглас-но современным представлениям, первичная миграция углеводоро-дов осуществляется в виде:
водных молекулярных растворов,
миццелярных растворов,
газовой фазы.
При рассмотрении возможностей первичной миграции наибольшее внимание уделяется гипотезе о выносе углеводородов в виде раство-ров.
Первичная миграция протекает по следующей схеме:
После накопления пород с высокой биопродуктивностью (органогенных или биогенных илов), начинается непрерывный процесс погружения осадков и их изменение. Образовавшиеся в стадию диагенеза нефтяные углеводороды ("юная" нефть) выжимаются вместе с водой из осадков при их уплотнении.
142. Процесс перехода углеводородов из пород, в которых они об-разовались (нефтегазопродуцировавших), в коллекторы получил название первичной миграции.

Слайд 176143. Изменение протекает с различной интенсивностью при невысо-кой, все возрастающей

температуре и возрастающем давлении.
Повышение температуры обусловливает увеличение объема нефти

и газа и тем самым способствует их перемещению. Движение УВ активи-зируется также в результате увеличения давления вследствие образо-вания больших объемов новых веществ.
При погружении пород на большие глубины усиливается генерация га-за, и первичная нефть выносится им из материнских пород в виде га-зового раствора или путем диффузии (65—70 % газа эмигрирует из глинистых толщ в прилегающие водоносные коллекторы путем диф-фузии). Распределение нефти внутри материнской породы зависит от гидрофильных и гидрофобных свойств ее частей, т.е. от явлений сма-чивания и прилипания жидкостей к поверхности частиц горных пород. Весьма важную роль эти свойства играют и в процессах миграции во-ды и нефти. Осадочные горные породы являются в большинстве слу-чаев гидрофильными. Начальная стадия их образования протекает в условиях водной среды. Поэтому частицы осадочных горных пород еще до образования среди них нефти уже бывают покрыты пленкой хорошо смачивающей их воды. Эта пленка не допускает непосредст-венного контакта капель образующейся нефти с частицами породы.
143. Изменение протекает с различной интенсивностью при невысо-кой, все возрастающей температуре и возрастающем давлении. Повышение температуры обусловливает

Слайд 177144. Вода, смачивающая гидрофильную породу, под действием капи-ллярных сил втягивается

в узкие промежутки между частицам. Нефть занимает крупные промежутки среди

воды. Перемещение нефти без воздействия посторонней силы осуществляется из более узкого про-межутка в более крупный, так как узкие каналы заняты водой.
В гидрофобной породе или в породе с большим содержанием гидро-фобных частиц (угли, органические вещества – парафины, воски, би-тумы) вода не смачивает поверхность ее частиц. Разница капилляр-ных сил направлена в сторону расширения промежутка, и капля воды стремится переместиться в более широкую часть пор. Нефть занимает узкие поры, вытесняя из них воду, и обволакивая частицы породы. Миграция ее сильно затруднена или может происходить только под воздействием посторонней силы (при сжатии глинистой породы).
В гидрофильной породе с примесью гидрофобных частиц нефть при небольшой ее концентрации будет занимать мелкие поры и миграция ее также затрудняется.

144. Вода, смачивающая гидрофильную породу, под действием капи-ллярных сил втягивается в узкие промежутки между частицам. Нефть занимает

Слайд 178145. По мере уплотнения пород, содержащиеся в них вода, нефть

и газ выжимаются в пласты более пористых песчаников и известняков,

поровое пространство в которых при уплотнении сокращается значительно меньше, чем пористость илов и глин. Благоприятные условия для отжатия нефти создаются при высоком нефтенасыщении и повышенных температурах порядка 100—150°.
Отжимаемая из глины вода, находящаяся под большим давлением, оттесняет воду из пор коллектора. Капельки нефти, не проходящие через узкие участки пор, задерживаются в коллекторе, соединяются между собой, образуя более крупные капли. Вода, как жидкость более подвижная, по сравнению с нефтью, может двигаться как по узким, так и по широким частям пор, и будет уходить в другие участки коллектора.
Место воды занимает нефть и выделившийся из нее газ. По мере выделения из глинистой толщи новых порций нефти и газа они будут накапливаться в верхних и нижних частях пористых пластов.
При горизонтальном положении границы контакта условия для дальнейшей аккумуляции нефти и газа будут неблагоприятны: в коллекторе может скопиться только то количество нефти, которое выделилось при сжатии глинистых пород.
145. По мере уплотнения пород, содержащиеся в них вода, нефть и газ выжимаются в пласты более пористых

Слайд 179146.
Рис. Первичная миграция нефти, вытеснение нефти и газа при


уплотнении глин.
А – до уплотнения; Б – при уплотнении;


1 – газ; 2 – нефть; 3 – песчаники; 4 – глины
146. Рис. Первичная миграция нефти, вытеснение нефти и газа при уплотнении глин.А – до уплотнения; Б

Слайд 180147. Вторичная миграция
Перемещение нефти в породе-коллекторе называется вторичной миграцией

нефти
Основными причинами вторичной миграции являются:
гравитационные силы всплывания более

легкой нефти в воде (архимедова сила); капиллярные силы; гидродинамические силы: напор воды; гидрохимические силы: напор воды, вызванный различим в минерализации вод; геотермические силы: напор воды, вызванный неоднородностью поля температур; процессы перестрой-ки структуры и динамического напряжения: геодинамический переток.
В осадочном бассейне по большей части все эти силы объединяются, и по мере погружения всегда происходит перемещение чередующихся зон перенапряжения и разрядки и, соответственно, постоянно идет пе-реток флюидов. В.П. Савченко была предложена гипотеза струйной миграции нефти в коллекторах. Углеводороды, выделяющиеся из ма-теринских пород в коллектор, объединяются в струйки, которые сли-ваются в потоки, движущиеся по своим каналам, не всегда совпадаю-щим с потоками основной массы воды. Скорость перемещения пото-ков изменяется от миллиметров до метров в год. При вторичной миг-рации нефть и газ, попадая в коллектор, заполненный водой, под дей-ствием гравитационного фактора стремятся занять наиболее высокое положение и перемещаются вертикально вверх.
147. Вторичная миграция Перемещение нефти в породе-коллекторе называется вторичной миграцией нефтиОсновными причинами вторичной миграции являются: гравитационные силы

Слайд 181148.
Рис. 8.4. Направления действия
гравитационных и гидравличес-
ких сил на

нефть и газ в водона-
сыщенном пласте. 1 — капля
нефти;

2 — пузырек газа;
3 — насыщенный водой
пласт-коллектор;
направления действия сил:
4 — гравитационных,
5 — гидравлических
148. Рис. 8.4. Направления действиягравитационных и гидравличес-ких сил на нефть и газ в водона-сыщенном пласте. 1

Слайд 182149. Всплывание нефти по восстанию пласта при наклонном положе-нии пластового

резервуара происходит до тех пор, пока не будет по какой-либо

причине прекращено (изгиб пласта в обратную сторону, непроницаемый экран и т.п.).
Сущность действия гидравлического фактора заключается в том, что вода при движении в пластах-коллекторах увлекает за собой пузырьки газа и капельки (пленки) нефти.
Миграция нефти и газа вместе с водой может происходить и в сорби-рованном (водой) состоянии — это одна из наиболее распространен-ных форм их перемещения в хорошо проницаемых породах (внутри-резервуарная миграция). В процессе движения воды нефть и газ могут образовывать самостоятельные фазы. Дальнейшее перемещение вы-делившихся из воды нефти и газа происходит за счет гравитационного фактора в виде струй по приподнятым частям валообразных подня-тий. Таковы основные факторы миграции нефти и газа в коллекторах с хорошей проницаемостью.
В плохопроницаемых породах (алевролитах и глинах) основным фак-тором миграции является избыточное давление в подстилающих га-зонасыщенных толщах, обусловливающее диффузию газа.
149. Всплывание нефти по восстанию пласта при наклонном положе-нии пластового резервуара происходит до тех пор, пока не

Слайд 183150. Миграция облегчается, если:
увеличивается наклон пласта коллектора, благоприятствующее всплыванию

и продвижению нефти вверх по восстанию пласта;
если происходит общее движение

всех флюидов (в т.ч. воды) по восстанию пласта;
если присутствует газ, снижающий вязкость нефти и способствующий ее продвижению в ловушки.
Движению жидких флюидов в пласте препятствуют:
встречный поток воды, создающий гидрогеологический барьер (миграция затрудняется и может вовсе прекратиться;
капиллярные силы, особенно в тонких капиллярах диаметром менее 0,05 мм, когда вода гораздо лучше, чем нефть смачивает большинство минералов и, легко поднимаясь по капиллярам, сужает пережимы в поровых каналах;
снижение проницаемости на участках пласта.
Миграция вдоль пласта (латеральная миграция) получает свое наи-большее развитие с началом горообразующих процессов. Движение нефти по пласту продолжается до тех пор, пока она не скопится где-либо в ловушке в виде обособленной залежи.
Таким образом, скопление нефти в виде залежи всегда представляет собой вторичное скопление.
150. Миграция облегчается, если: увеличивается наклон пласта коллектора, благоприятствующее всплыванию и продвижению нефти вверх по восстанию пласта;если

Слайд 184151.
Рис. Аккумуляция нефти при ее всплывании в ловушках

разного типа

151. Рис. Аккумуляция нефти при ее всплывании в ловушках разного типа

Слайд 185152. В случае наличия мелкой трещиноватости или крупного наруше-ния в

породах (рис. 8.6), покрывающих первичную залежь, или в сви-те, в

которой образовались нефть и газ, последние под действием давления перемещаются по трещинам в зоны меньшего давления. Как правило, в таких случаях нефть и газ движутся снизу вверх. Такая миг-рация нефти и газа называется вертикальной миграцией.
Если трещины доходят до пористого песчаника или пористого извест-няка, хорошо прикрытого глинистыми слабопроницаемыми породами, и если при этом давление воды в коллекторе ниже давления, под ко-торым находятся нефть и газ, то последние будут распространяться в ту или другую сторону от трещиноватой зоны вдоль коллектора, об-разуя в нем залежи нефти и газа, которые академик И. М. Губкин называл вторичными.
Таким образом, вторичной залежью называют скопление нефти, образовавшееся вне нефтепроизводящей свиты в результате вертикальной миграции нефти и газа.
Нефть, которая сформировала залежи в породах, образовавшихся од-новременно с нефтью, называется сингенетичной. Сингенетичная нефть известна от кембрия до плейстоцена включительно. Залежи сингенетичной нефти часто называются еще первичными залежами (по И. М. Губкину).
152. В случае наличия мелкой трещиноватости или крупного наруше-ния в породах (рис. 8.6), покрывающих первичную залежь, или

Слайд 186153.
Рис. Схема образования нефтегазовых залежей
в результате

вертикальной миграции газа и нефти.
1— газ; 2 — нефть; 3

— вода; 4 — направление движения флюидов.
153. Рис. Схема образования нефтегазовых залежей в результате вертикальной миграции газа и нефти.1— газ; 2

Слайд 187154. Масштабы (расстояния), направления и скорости миграции
По масштабам движения (расстояниям)

миграция разделяется на:
- региональную, контролируемую соотношениями в пространстве зон

нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления,
- локальную, контролируемую отдельными структурами и различными осложнениями (разрывными смещениями, литологическими и стратиг-рафическими экранами).
Расстояния, направления и скорости миграции УВ зависят от их состо-яния и геологической обстановки формирования залежей.
При первичной миграции вместе с отжимаемыми из глинистых мате-ринских пород водами в пласт-коллектор перемещаются и углеводо-роды. Скорость миграции УВ в этом случае будет не меньше, чем во-ды. Однако интенсивность первичной региональной миграции газа в растворенном, состоянии вместе с элизионными водами в среднем за какой-либо этап погружения (и уплотнения) глинистых материнских пород характеризуется довольно низкими значениями, не более п•10-6 м3/м2 в год.
Вторичная миграция газа (и, возможно, нефти) в растворенном состоянии происходит с той же скоростью и в том же направлении, что и движение пластовых вод, в которых он растворен. Пластовые воды перемещаются в основном в латеральном (по напластованию) направлении (в область меньших пластовых давлений).
154. Масштабы (расстояния), направления и скорости миграцииПо масштабам движения (расстояниям) миграция разделяется на: - региональную, контролируемую соотношениями

Слайд 188155. Максимальные расстояния, на которые мигрирует газ вместе с пластовыми

во­дами, соизмеримы с протяженностью артезианских бассейнов и могут достигать нескольких

сот километров (например, в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции).
Диффузионный массоперенос газа, который осуществляется во всех направлениях (в сторону уменьшения концентрации газа) через трещины водонасыщенных горных пород, в том числе и глинистых, характеризуется наименьшими скоростями. Максимальные вертикальные расстояния, на которые мигрирует газ в диффузионном потоке, определяются диффузионной проницаемостью пород и временем этого процесса. По современным представлениям, эти расстояния вряд ли могут превышать 10 км.
Газ и нефть в свободном состоянии мигрируют преимущественно в вертикальном направлении к кровле пласта-коллектора, а затем в направлении большего угла восстания пласта. Миграция в этом случае характеризуется наибольшими скоростями. Скорость струйной миграции газа и нефти зависит главным образом от фазовой проницаемости пород для газа и нефти и пористости пласта, а также от вязкости нефти и газа, угла наклона пласта и разности плотностей воды, нефти и газа в пластовых условиях.
155. Максимальные расстояния, на которые мигрирует газ вместе с пластовыми во­дами, соизмеримы с протяженностью артезианских бассейнов и

Слайд 189156. По расчетам А.Е. Гуревича, скорость движения газа при угле

наклона 1° может составить 1 м/год, при 70° – 71

м/год, что значительно (на два порядка) превышает скорость миграции газа в растворенном состоянии вместе с движущимися пластовыми водами. Расчеты В.П. Савченко показывают, что высота сечения струи при этом может быть весьма небольшой – около 1 м.


ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗРУШЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ
Формирование залежей при латеральной (внутрирезервуарной) миграции газа и нефти
Образование залежи происходит в результате латеральной (боковой) и вертикальной миграции миграции нефти, воды и газа. На рис. 9.1 приведен пример образования газонефтяной залежи в складке (а) в результате латеральной миграции нефти и газа. С течением времени количество газа увеличивается, газовая шапка расширяется, газ вытесняет нефть из залежи и, наконец, занимает все пространство ловушки. В этом случае залежь (а) превратится в чисто газовую, а нефтяные и газонефтяные залежи будут образовываться выше по восстанию в ловушке (б).

156. По расчетам А.Е. Гуревича, скорость движения газа при угле наклона 1° может составить 1 м/год, при

Слайд 190157.
Рис. Формирование залежи при латеральной миграции.
1 —

газ; 2 — нефть; з — вода; 4— водонефтяная часть

залежи;
5 — зона сплошной нефтеносности; 6 — газонефтяная часть залежи;
7 — водонефтяной контакт (ВНК); 8 — внешний контур нефтеносности;
9 — внутренний контур нефтеносности; 10 — внешний контур
газоносности; 11 — своды залежей; 12 — изогипсы.
157. Рис. Формирование залежи при латеральной миграции. 1 — газ; 2 — нефть; з — вода;

Слайд 191158. Принцип дифференциального улавливания и формирования залежей нефти и газа
Принцип

дифференциального улавливания и формирования залежей нефти и газа в процессе

миграции углеводородов приводится приме-нительно к валу, вдоль которого структуры располагаются одна выше другой.


Рис. Схема распределения залежей нефти и газа при дальней
боковой миграции (по А. Л. Козлову):
/ — газ; 2 — нефть; 3 — вода

158. Принцип дифференциального улавливания и формирования залежей нефти и газаПринцип дифференциального улавливания и формирования залежей нефти и

Слайд 192159. Возможны различные случаи переме­щения углеводородов по валу. Рассмотрим вариант,

когда происходит движение нефти с растворен-ным в ней газом.
На

больших глубинах, где давление насыщения нефти газом ниже пла-стового, газ полностью растворен в нефти и ловушки заполнены ею. После заполнения ловушек нефть будет мигрировать дальше вверх по восстанию пласта. На участке, где пластовое давление окажется ниже давления насыщения (участок между ловушками А и В), газ будет вы-деляться в свободную фазу и поступать вместе с нефтью в ловушку В.
При этих условиях в данной ловушке может образоваться нефтяная залежь с газовой шапкой или (если газа будет достаточно, чтобы пол-ностью заполнить ловушку В до замка) нефть может быть отдавлена вниз, в следующую ловушку, а газ заполнит структуру В до замка. Вы-ше по валу будут расположены газонефтяные или нефтяные залежи. Если нефти или газа не хватит для заполнения всех ловушек вала, то наиболее высоко расположенные структуры будут заполнены только водой.
Нефть и газ при миграции в свободной фазе перемещаются в пласте-коллекторе в направлении максимального угла восстания пласта. В первой же ловушке, встреченной мигрирующими газом и нефтью, будет происходить их аккумуляция и в результате образуется залежь.
159. Возможны различные случаи переме­щения углеводородов по валу. Рассмотрим вариант, когда происходит движение нефти с растворен-ным в

Слайд 193160. Если нефти и газа достаточно для заполнения целого ряда

ло-вушек, лежащих на пути их миграции, то первая ловушка заполнится

газом, вторая может быть заполнена нефтью и газом, третья — лишь нефтью, а все остальные, расположенные гипсометрически выше (рис. 9.3, а), могут оказаться пустыми (содержать воду).
В этом случае происходит так называемое дифференциальное улав-ливание нефти и газа. Миграция нефти и газа в свободном состоянии может осущест­вляться не только внутри пласта-коллектора, но и че-рез разрывные смещения, что также приводит к формированию зале-жей.

160. Если нефти и газа достаточно для заполнения целого ряда ло-вушек, лежащих на пути их миграции, то

Слайд 194161.
Рис. Особенности размещения газовых, нефтяных и газонефтяных залежей

в зависимости от состояния мигрирующих углеводородов.
1 — газ; 2

— нефть
161. Рис. Особенности размещения газовых, нефтяных и газонефтяных залежей в зависимости от состояния мигрирующих углеводородов. 1

Слайд 195162. Если в пласте-коллекторе происходит движение нефти с растворенным в

ней газом, то на больших глубинах ловушки будут заполнены нефтью

(и растворенным в ней газом). После заполнения этих ловушек нефть будет мигрировать вверх по восстанию пластов. На участке, где пластовое давление окажется ниже давления насыщения, газ будет выделяться из нефти в свободную фазу и поступать вместе с нефтью в ближайшую ловушку. В этой ловушке может образоваться нефтяная залежь с газовой шапкой, или, если газа будет много, она заполнится газом, а нефть будет вытеснена им в следующую гипсометрически выше расположенную ловушку, которая будет содержать газонефтяную или нефтяную залежь. Если нефти или газа не хватит для заполнения всех ловушек, то наиболее высоко расположенные из них будут заполнены только водой (рис. 9.3, б). Таким образом, дифференциальное улавливание нефти и газа "имеет место при формировании их залежей только в тех случаях, когда движение и нефти, и газа осуществляется в свободной фазе.
Принцип дифференциального улавливания не является универсальным, объясняющим формирование залежей во всех случаях. Например, при миграции газа в растворенном состоянии в антиклинальных структурах, расположенных на больших глубинах, газовые залежи не смогут образоваться в случае, если воды недонасыщены газом. Ловушки окажутся заполненными водой.
162. Если в пласте-коллекторе происходит движение нефти с растворенным в ней газом, то на больших глубинах ловушки

Слайд 196163. Выделение газа в свободное состояние и заполнение им лову-шек,

расположенных выше, возможно при условии, если при переме-щении пластовых вод

вверх по восстанию пласта пластовое давление окажется меньше давления насыщения.
В этом случае характер размещения залежей будет иной, чем в случае дифференциального улавливания. Высоко расположенные ловушки будут содержать залежи газа, а глубоко расположенные окажутся пус-тыми (рис. 9.3, в). Следовательно, особенности размещения залежей газа и нефти в значительной мере могут быть обусловлены и другими геологическими факторами. Интересные особенности в размещении залежей нефти и газа наблюдаются в Бухарской зоне регионального нефтегазонакопления, где в юрских отложениях встречены преиму-щественно нефтяные за­лежи, а в меловых — газовые (рис. 9.4). Здесь, как правило, юрские образования продуктивны в структурах, занимающих низкое гипсометрическое положение, а меловые - в структурах, занимающих высокое гипсометрическое положение.
Формирование газовых залежей за счет газа, прежде растворенного в воде, а затем выделившегося в свободное состояние, в результа­те восходящих тектонических движений, охвативших данный регион, будет происходить во всех ловушках, расположенных в этом регионе, если пластовое давление в них окажется меньше давления насыщения.
163. Выделение газа в свободное состояние и заполнение им лову-шек, расположенных выше, возможно при условии, если при

Слайд 197164.
Рис. Принципиальная схема размещения газовых
и нефтяных залежей в юрских

и меловых отложениях
в одной из групп местоскопдений Бухарской зоны


нефтегазонакопления. 1— газ; 2 — нефть
164. Рис. Принципиальная схема размещения газовыхи нефтяных залежей в юрских и меловых отложениях в одной из групп

Слайд 198165. Формирование залежей при вертикальной (межрезервуарной) миграции
В складчатых областях и

зонах, прилегающих к региональным сбро-сам, залежи формируются в результате вертикальной

(межрезерву-арной) миграции по кливажным трещинам в глинах (рис. 9.5), по жер-лам грязевых вулканов (рис. 9.6) или по сбросу, вызванному разло-мом в кристаллическом фундаменте (рис. 9.7). В этих случаях залежи газа и нефти растут по направлению от свода к крыльям, вытесняя краевую воду из пласта вниз по падению, и при этом обычно не запол-няют полностью ловушку на всю ее высоту. Характер распределения нефти и газа в процессе их миграции и аккумуляции в мощных литоло-гических толщах во многом определяется наличием глинистых и дру-гих покрышек, их мощностями, выдержанностью по площади, экрани-рующей способностью, положением в пространстве, соотношением с пластами-коллекторами, а также развитием различных типов ловушек, их вмещающей способностью, гидрогеологической обстановкой, раз-рывными смещениями и другими факторами.
В отдельных случаях залежи могут образоваться "на месте". Это возможно, если нефтегазоматеринские формации содержат линзы или не связанные между собой прослои пород-коллекторов, окруженные непроницаемыми пластами. Образовавшиеся нефть и газ попадают в изолированные коллекторы и там сохраняются.
165. Формирование залежей при вертикальной (межрезервуарной) миграцииВ складчатых областях и зонах, прилегающих к региональным сбро-сам, залежи формируются

Слайд 199140.
Рис.Схема образова-
ния нефтегазовых залежей в результа-те вертика-льной миграции

газа
и нефти. 1— газ;
2 — нефть;
з —

вода;
4 — направление
движения флюидов.

Рис. Месторожде-ние Локбатан, осложненное
открытым грязе-вым вулканом и надвигом
(по Б. К. Баба-Заде).
1 — газ; 2 — нефть;
3 — брекчия.

Рис. Схематический профиль
через нефтяное месторождение
Зольный овраг.

166

140. Рис.Схема образова-ния нефтегазовых залежей в результа-те вертика-льной миграции газа и нефти. 1— газ; 2 —

Слайд 200167. Разрушение залежей нефти и газа
Скопления нефти и газа, образованные

в результате миграции и аккумуляции их в ловушках, в последующем

могут быть частично или полностью разрушены под влиянием тектонических, биохимических, химических и физических процессов. Миграционные процессы, с помощью которых формируются залежи нефти и газа, также могут привести к полному или частичному их разрушению, так как они продолжаются и после образования скоплений нефти и газа.
Тектонические движения могут привести к исчезновению ловушки вследствие ее наклона или образования дизъюнктивного нарушения, тогда нефть и газ из нее будут мигрировать в другую ловушку или на поверхность (рис. 9.8). Если в течение продолжительного времени крупные территории испытывают восходящие движения, то нефте-газосодержащие породы могут быть, выведены на поверхность, а углеводороды, содержащиеся в них, рассеются.
167. Разрушение залежей нефти и газаСкопления нефти и газа, образованные в результате миграции и аккумуляции их в

Слайд 201168. Разрушение залежей нефти и газа
Скопления нефти и газа, образованные

в результате миграции и аккумуляции их в ловушках, в последующем

могут быть частично или полностью разрушены под влиянием тектонических, биохимических, химических и физических процессов. Миграционные процессы, с помощью которых формируются залежи нефти и газа, также могут привести к полному или частичному их разрушению, так как они продолжаются и после образования скоплений нефти и газа.
Тектонические движения могут привести к исчезновению ловушки вследствие ее наклона или образования дизъюнктивного нарушения, тогда нефть и газ из нее будут мигрировать в другую ловушку или на поверхность (рис. 9.8). Если в течение продолжительного времени крупные территории испытывают восходящие движения, то нефте-газосодержащие породы могут быть, выведены на поверхность, а углеводороды, содержащиеся в них, рассеются.
168. Разрушение залежей нефти и газаСкопления нефти и газа, образованные в результате миграции и аккумуляции их в

Слайд 202169.
Рис. Разрушение залежей (а, б) вследствие наклона ловушки
(в)

или образования сброса (г). 1 — нефть;
2 — направление

миграции нефти из залежи
169. Рис. Разрушение залежей (а, б) вследствие наклона ловушки (в) или образования сброса (г). 1 — нефть;

Слайд 203170. К уничтожению скоплений нефти и газа приводят также биохими-ческие

реакции при наличии разлагающих УВ бактерий и химические процессы (окисление).

В ряде случаев разрушение залежей происхо-дит при диффузионных процессах. Изучение процессов формирова-ния и разрушения залежей нефти и газа имеет большое значение, так как позволяет целенаправленно вести поисково-разведочные работы на нефть и газ, разрабатывать и совершенствовать методы их поис-ков.
М. К. Калинко в 1964 г. разделил процессы разрушения угле­водородов на две группы: 1) физические, 2) химические и биохими­ческие. Среди физических процессов наряду с теми, которые приводили к образова-нию залежей, выделяются: исчезновение ловушки под влиянием тек-тонических движений, исчезновение ловушки вслед­ствие вскрытия нефтегазосодержащих пород процессами эрозии, рассечение залежи проводящими тектоническими разрывами, выхо­дящими на поверх-ность, и осложнение месторождений внедрением масс каменной соли, глин или магматических пород. Таким образом, физические процессы, которые, как указывалось выше, являются основным агентом, обусловливающим процессы миграции и форми­рования нефтяных и газовых залежей, могут приводить как к полному, так и к частичному разрушению залежей.
170. К уничтожению скоплений нефти и газа приводят также биохими-ческие реакции при наличии разлагающих УВ бактерий и

Слайд 204171. Например, тектонические движения могут вызвать исчезновение ловушки, тогда данная

залежь будет уничтожена, а нефть и газ или мигрируют в

новую ловушку, или будут разрушены. Если в течение продолжительного времени крупные территории будут испытывать восходящие движения, то естественно, что нефтегазосодержащие породы будут выведены на поверхность и частично или полностью уничтожены.
Биохимические реакции при наличии разлагающих углеводороды бак-терий могут привести к уничтожению скоплений нефти и газа. Хими-ческие процессы могут не только разрушить нефть, но и уменьшить воздействие физических процессов разрушения. Это происходит, ког-да окисленная нефть создает асфальтовые пробки, которые сдержи-вают рассеивание последующих порций поступающей нефти. Масшта-бы разрушения газовых скоплений значительно больше, чем нефтя-ных. Постоянная диффузия газа, по мнению В. А. Соколова, делает не-возможным продолжительное существование газовых скоплений, ес-ли не происходит поступления новых порций газа. Возможно и полное растворение газовых залежей в контактирующих водах при погруже-нии залежей на большие глубины в зоны повышенных температур и давлений. Процесс разрушения месторождений нефти и особенно газа достаточно широко развит в природе, и его изучение имеет большое значение для правильного ведения поисково-разведоч­ных работ.
171. Например, тектонические движения могут вызвать исчезновение ловушки, тогда данная залежь будет уничтожена, а нефть и газ

Слайд 205194. Карта нефтегазоносности планеты Земля

194. Карта нефтегазоносности планеты Земля

Слайд 206Евразия
195

Евразия195

Слайд 207196. Нефтегазоносная провинция - территория распространения скоплений нефти и газа,

приуро-ченная к единому крупному геотектоническому элементу

нефтегазоносный бассейн (или провинция). Это

- более или менее крупная (на платформах более 1000 км2) автономная впадина, заполненная осадочными породами значительной мощности (более 3 км). Осадочные породы с рассеянными в них органическими веществами в течение длительного геологического времени (миллионы и десятки миллионов лет) могут находиться в зоне катагенеза с температурами 90 - 250°С.
Выделяются три группы провинций:
платформенные,
переходные,
геосинклинальные
196. Нефтегазоносная провинция - территория распространения скоплений нефти и газа, приуро-ченная к единому крупному геотектоническому элементунефтегазоносный бассейн

Слайд 208197.
Западно-Сибирская
НГП

197. Западно-Сибирская НГП

Слайд 209198.

В пределах нефтегазоносного бассейна (НГБ) обособляются нефтегазоносные области, которые,

в свою очередь, подразделяются на районы и зоны.
Нефтегазоносная область -

соответствует определенным крупным структурным элементам, особенности строения и развития которых влияют на распределение скоплений нефти и газа.

Выделяются области:
сводов,
внутриплатформенных и межгорных впадин,
линейно вытянутых складчатых сооружений,
других структурных элементов.
198. В пределах нефтегазоносного бассейна (НГБ) обособляются нефтегазоносные области, которые, в свою очередь, подразделяются на районы и

Слайд 210199.
До встречи
на
ЭКЗАМЕНЕ!

199.До встречи на ЭКЗАМЕНЕ!

Похожие презентации

Развитие лагерной смены Развитие лагерной смены 317
История Введение История Введение 174
Берендакова Анастасия Вячеславовна Берендакова Анастасия Вячеславовна 201
Методический семинар Игровые технологии: вопросы теории и практики внедрения Методический семинар Игровые технологии: вопросы теории и практики внедрения 227
Математика 1 класс Интерактивный тренажёр С Новым годом! (примеры с Математика 1 класс Интерактивный тренажёр С Новым годом! (примеры с 226
Перевозка автомобиль на воздушном судне Перевозка автомобиль на воздушном судне 202
Техника безопасности и организация рабочего места Техника безопасности и организация рабочего места 160
Застосування похідної Застосування похідної 208
Лекция 4 Архитектурный синтаксис План лекции Роль синтаксиса в языке Требования Лекция 4 Архитектурный синтаксис План лекции Роль синтаксиса в языке Требования 256
Образы духовной русской музыки Образы духовной русской музыки 261
Средневековье Средневековье 215
My future profession and career - Моя будущая профессия (на английском языке) My future profession and career - Моя будущая профессия (на английском языке) 691
Математика 1 класс Математика 1 класс 238
Отцы и дети Отцы и дети 142
Утренняя гимнастика для детей советы родителям Утренняя гимнастика для детей советы родителям 296
ЧАСТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ МЕДИЦИНСКИЙ ЧАСТНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ МЕДИЦИНСКИЙ 163
Качества успешного человека Качества успешного человека 222
УСТРОЙСТВО ПК Студент(ка): Группа Преподаватель: Медведева О.В. 2018 год УСТРОЙСТВО ПК Студент(ка): Группа Преподаватель: Медведева О.В. 2018 год 182
Тема 2. Практические приложения социальной психологии Тема 2. Практические приложения социальной психологии 423
Лучший председатель совета МКД Московской области Лучший председатель совета МКД Московской области 238

Обратная связь

Если не удалось найти и скачать доклад-презентацию, Вы можете заказать его на нашем сайте. Мы постараемся найти нужный Вам материал и отправим по электронной почте. Не стесняйтесь обращаться к нам, если у вас возникли вопросы или пожелания:

Email: Нажмите что бы посмотреть 

Что такое TheSlide.ru?

Это сайт презентации, докладов, проектов в PowerPoint. Здесь удобно  хранить и делиться своими презентациями с другими пользователями.

Для правообладателей

Яндекс.Метрика