Время формирования залежей нефти

Наиболее надежен метод палеотектонического анализа, позволяющий определять нижний возможный предел времени формирования ловушки, раньше которого залежь не могла сформироваться. Все другие методы определения времени формирования залежей содержат ряд дискуссионных моментов и нуждаются в проверке и доработке. Поэтому на практике довольно широко применяется палеотектонический анализ в комплексе с другими методами определения времени, возникновения ловушек. Таким путем было определено время формирования залежей ряда крупных местоскоплений нефти и газа в различных провинциях. Например, крупные залежи газа в меловых отложениях местоскопления Газли (Западный Узбекистан), судя по палеотектоническим построениям, не могли образоваться раньше конца палеогена и начала неогена [Табасаранский 3. А., 1963 г.]. [c.151]

Одним из существенных недостатков является отсутствие возможности учета утечки газа из залежи в результате самых различных причин (рассеивание газа за геологическое время существования залежи и др.). Кроме того, нефтяная залежь в момент формирования может оказаться перенасыщенной газом, и часть газа тогда будет накапливаться в виде газовой шапки. Затем в результате погружения ловушки свободный газ будет постепенно растворяться в нефти. В этом случае описываемым методом будет фиксироваться не момент формирования залежи, а глубина ловушки, на которой газовая фаза полностью растворилась в нефти, т. е. время формирования залежи окажется более поздним по сравнению с действительным. И, наоборот, в зависимости от первоначального соотношения жидких и газообразных УВ и других геолого-геохимических условий с самого начала нефтяная залежь может оказаться недонасыщенной газом, что будет существенно искажать результаты определения времени формирования залежи в сторону его уменьшения. [c.152]

Проведенный подобным образом палеотектонический анализ изменения пластовых давлений и объемов структурных ловушек восточных районов Туранской плиты [Табасаранский 3. А., 1963, 1965 гг.] показал, что ни на одном из ранних этапов существования эти ловушки не в состоянии были вместить то количество УВ, которое наблюдается в них в настоящее время. Отсюда с достаточной уверенностью можно заключить, что окончательное формирование залежей в этом районе продолжалось в неогене и антропогене. В некоторых районах процесс формирования залежей, возможно, еще не закончен и продолжается аккумуляция нефти и газа или происходит переформирование древних скоплений за счет разрушения одних и образования других. [c.153]

Все больше накапливающихся факторов свидетельствуют о том, что формирование залежей происходит длительное время и даже может идти постоянно. Особенно это проявляется, если ловушка находится в непосредственной близости от источника питания (нефте- или газоматеринской свиты) или от расположенной вблизи разрушающейся залежи. Примером такой залежи [c.351]

В отдельных положениях трудно совместимы эти закономерности и с данными о формировании натуральных нефтей в результате вторичного гипергенного изменения предполагаемого первичного монотипа нефти в залежи (по В А. Успенскому [1957]). Во-первых, потому, что никому не удалось пока осязать вещество этого прототипа и получить о нем ка-кую-либо реальную информацию во-вторых, неведомо, где, в какое время, при каких обстоятельствах вещество монотипа претерпело предполагаемые гипергенные преобразования, каков механизм преобразования, в какой мере различные ингредиенты подвергались воздействию, в каком вице на различных участках формировались соотношения между измененными и стабильными ингредиентами и тд. [c.30]

В некоторых случаях геологическое время формирования-залежей нефти и газа может быть определено путем анализа распределения по разрезу типов нефтей по отношению времени проявления стратиграфических несогласий. Для определения геологического времени формирования залежей в отложениях неогена и палеогена на Кубани был применен детальный анализ поверхностей стратиграфического несогласия [Табасаранский 3. А., 1954, 1969 гг.], который позволил достаточно обоснованно установить геологическое время и последовательность формирования залежей в пределах южного борта Западно-Кубанского прогиба (Ильско-Холмский район). [c.154]

За последнее время некоторые исследователи (В. П. Савченко, А. Л. Козлов и др.) все большее значение при формировании залежей нефти и газа придают струйной миграции, т. е. миграции УВ в свободном состоянии. Действительно, можно представить себе такие условия в природе, когда генераторы УВ (преимущественно глинистые отложения) имеют значительно [c.143]

Залежь нефти за длительное геологическое время формирования достигла известного равновесия. В результате вскрытия залежи бурением и закачки в пласт воды в качестве вытесняющего агента равновесная система нарушается. Это влечет за собой изменение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, слагающих залежь, за счет измене-У- АЯ структуры порового пространства [29]. [c.96]

В. Б. Порфирьев, с одной стороны, поддерживал идею водородного слоя Н.А. Кудрявцева, с другой стороны, он возродил гипотезу В.Д. Соколова и высказал мысль о том, что нефть современного состава образовалась, очевидно, тогда - же, когда образовались и другие минеральные вещества, вошедшие в состав планеты. По его представлениям нефть - это такой же первозданный космический продукт, как многие элементы и минералы. При формировании Земли нефть выжималась, поступала на поверхность и окислялась, следовательно, те залежи, которые существуют в наше время, являются жалкими остатками от первоначального потенциала нефти. Основанием для этой точки зрения послужили обнаружение значительных количеств ОВ в метеоритах типа углистых хондритов, а также новые данные о космохимии углерода. С одной стороны, исследования показали, что в органическом веществе углистых хондритов содержание ОВ может достигать до 5 %. В этой органике установлены ароматические, парафиновые и олефиновые УВ, а также широкий спектр карбоксильных групп и азотистых соединений, входящих в состав живого вещества. Так, в метеорите, упавшем в 1969 г. на Австралию, обнаружено 11 аминокислот, которые являются составляющими живых клеток. С другой стороны, создание высокоточной спектральной измерительной техники значительно расширило наши знания о повсеместном планетарном распространении углерода. По спектрам излучения углерод и УВ обнаружены в атмосфере планет, в хвостах некоторых комет, звездах и туманностях. Так, в атмосферах Венеры и Марса углерод существует в виде СОг. На Юпитере, Сатурне, Уране, Нептуне, а также на некоторых кометах зафиксированы углеводородные соединения, такие как метилен, циан и др. Подобные формы углерода, а также облака молекул, которые состоят из сероводорода, формальдегида, синильной кислоты и других органических соединений, обнаружены в межзвездном пространстве, в звездах (в том числе и на Солнце), а также в спиралях пашей Галактики. Вместе с тем, на Земле эти соединения неустойчивы и не могут существовать в виде радикалов, следовательно, космохимия и геохимия углерода на данной геологической стадии развития Земли существенно различаются. [c.35]

Изучение асфальтенов нефтей представляет особый интерес в геохимии, так как этот класс соединений наиболее чутко реагирует на преобразования, происходящие в залежи при ее формировании. В настоящее время исследование асфальтенов ограничивается количественным определением, однако есть все основания считать, что в структурном отношении новообразования асфальтенов в зоне гипергенеза будут отличаться от аналогичной ( )рак-ции в залежах, не подвергавшихся вторичному преобразованию. [c.360]

Таким образом, к началу XX в. во взглядах на генезис нефти оформились две конкурирующие концепции неорганического и органического происхождения пефти с определенными модификациями. Основные различия в гипотезах о биогенном происхождении нефти в то время касались в основном состава исходного ОВ, а именно растительного или животного, и в меньшей степени - механизма и путей формирования нефтяных залежей. [c.15]

Некоторые исследователи предлагают геологическое время формирования залежи определять путем изучения времени цементации и развития вторичной пористости в пределах нефтеносной и водоносной части коллектора (К. Р. Чепиков, У. Гассоу и др.). Предполагается, что время скопления УВ должно следовать за временем развития вторичной пористости, цементации или минерализации, если то или иное из этих явлений наблюдается внутри коллектора или должно предшествовать им, если эти явления происходят за пределами скопления нефти и газа. [c.153]

В. А. Соколов (1965 г.) предложил определять время аккумуляции залежей нефти и газа путем изучения ареально-хро-матографического распределения УВ вокруг газонефтяных залежей. Однако, как справедливо отмечает сам автор, применение этого метода сопряжено с большими трудностями ввиду того, что неизвестны коэффициенты диффузии пород местоскопления, необходимые для количественной оценки потерь газа. Зная ареал распространения УВ для газовой залежи Чуэль-ского местоскопления (Западная Сибирь), В. А. Соколов провел расчеты времени ее формирования, которые дали результат 10—15 млн. лет, т. е. залежь образовалась в миоцене. [c.154]

Историко-генетический метод основан на установлении времени погружения нефтематеринской толщи в ГЗН. В основе метода лежит допущение о том, что залежь начинает формироваться сразу же за генерацией УВ. Временная граница начала массовой генерации определяется по возрасту отложений, завершающих перекрытие нефтематеринской толщи при вступлении ее в ГЗН. Если природные резервуары тесно связаны с нефтематеринской толшей, этот метод хорошо использовать, учитывая время начала эмиграции. Т.А. Ботнева и Г.Н. Молодых таким образом определили время формирования скоплений нефти в Прикумской зоне Восточного Предкавказья как средний миоцен, а на складчатом борту Среднекаспийского прогиба — конец миоцена. Б. Тиссо и другие показали, что нефть месторождения Хасси-Месауд в Алжире скопилась не раньше, чем материнские породы нижнего силура погрузились на глубину более 2 км. [c.361]

Ведущая роль подземных вод в процессах миграции УВ и формирования их залежей признается больщинством исследователей. Еще в первых работах М. Менна (1913 г.), Дж. Рича (1921, 1923 гг.) и других исследователей были изложены представления об образовании залежей УВ в результате выделения газов из подземных вод и всплывания капелек нефти. В последнее время изучением гидрогеологических условий формирования залежей нефти и газа занимались многие исследователи. Наиболее полно изучены вопросы миграции и гидрогеологические условия формирования залежей газа. [c.71]

Нефти Марокканской области однотипны по своей характеристике. Это довольно легкие по удельному весу и по фракционному составу нефти, с высоким содержанием парафина при резко выраженной алифатической структуре всей дистиллятной части (см. табл. 39). Залежи, очевидно, образовались в миоценовое или послемиоценовое время, поскольку нефти не несут на себе признаков окисленности, которых следовало бы ожидать, если бы залежи их пережили период размыва вышележащей толщи. С таким представлением о времени формирования залежей нефти в области Марокко согласуется тот факт, что они обычно приурочены к стратиграфическим ловушкам, экранированным отложениями миоценового возраста. [c.210]

Наличие связи залежей нефти и газа с конседиментационными поднятиями в Бориславско-Покутской зоне Предкарпатского прогиба установлено многими исследователями. Однако до настоящего времени возрастной диапазон развития таких поднятий не установлен, а опубликованные работы по данному вопросу основываются только на предположениях, что эти поднятия заложились на ранней стадии геосинклинального седиментогенеза. Особенно мало материалов по истории развития локальных поднятий. Несмотря на то что в Бориславско-Покутской зоне известны многочисленные антиклинальные структуры, сведения об истории развития есть только по Рассольнянской складке [1]. В то же время детальный анализ строения и развития продуктивных структур позволил бы глубже выяснить влияние возраста ловушек на их нефтегазоносность и тем самым определить палеотектонические критерии формирования залежей нефти и газа и закономерности их пространственного размещения. Это позволило бы более обоснованно подходить к выбору объектов для постановки поискового и разведочного бурения и способствовало бы повышению эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ в условиях сложного геологического строения Бориславско-Покутской зоны Предкарпатского прогиба. [c.51]

Процессы перераспределения могут быть обусловлены как раскрытием ловушек в результате изменения структурного плана, так и поступлением новых порций УВ вследствие продолжающегося уплотнения нефтегазоматеринских толщ. В настоящее время, возможно, продолжаются процессы формирования залежей в Западно-Кубанской впадине в палеогеновых отложениях [Табасаранский 3. А., 1954 г.,] в Грозненском районе в миоценовых отложениях [Еременко Н. А., Максимов С. П., Шмайс И. И., 1954 г.] в Карпатах в неогене [Высоцкий И. В., 1966 г.] и других районах. Поэтому в ряде случаев трудно говорить о верхнем пределе времени формирования залежей вследствие незавершенности процессов аккумуляции нефти и газа. [c.153]

Аналогичные данные о двухфазном формировании залежей были получены и в Ферганской впадине. Наличие нефтяных залежей в Южном Аламышике под поверхностью предбактрий-ского размыва в головных, эродированных частях пластов палеогеновых и меловых отложений доказывает образование их только в послебактрийское время. Эти выводы достаточно хорошо обоснованы и подтверждаются как геологическим, так и геохимическим фактическим материалом [Карцев А. А., Табасаранский 3. А., 1957 г.]. Примерно такие же соотношения наблюдаются в Муханово, где нижнепермские залежи легкой нефти залегают под несогласно перекрывающими их верхнепермскими слоями, определяющими нижний интервал геологического времени их формирования. [c.156]

Как уже говорилось, миграция УВ происходит длительное время, и известно много случаев, когда существовавшая залежь разрушалась, а затем вследствии продолжавшегося подтока нефти формировалась в этих же пластах снова после их размыва и несогласного перекрытия более молодыми слоями (Ахтырско-Бу-гундырское, Забзенское и другие месторождения на Кубани). В этом случае можно довольно точно определить время начала формирования залежей в этих размытых пластах (см. рис. 7.25). [c.360]

В настоящее время геохимической классификации нефтей, но-су-ществу, еще нет, какнети генетической классификации нефтей. Геохимическая классификация нефтей должна выделять нефти с различной геохимической историей. Однако критерии для такого-выделения, известные сейчас, явно недостаточны. Можно, правда, набросать теоретическую схему, исходя из более или менее обоснованных представлений о различных вариантах геохимической истории нефтей, однако приложить такую схему к конкретным нефтям (необходимая цель классификации) можно будет только в некоторых частных случаях. С теоретических позиций можно, например, выделять нефти, образовавшиеся из различных исходных биохимических компонентов, нефти, претерпевшие те или иные виды геохимических превращений, влияние тех или иных температур на разных стадиях своего существования (на стадии дисперсного состояния в породах или уже в залежах), нефти, испытавшие различные степени и виды окисления и т. д. Все указанные здесь и выше (например, в гл. VI) геохихмические факторы, действовавшие на нефти в течение-истории их формирования и существования, вполне реальны. В принципе, на их основе, можно создать несколько классификационных схем в одной, например, будет учтено значение исходных материалов, в другой — факторов метаморфизма, в третьей — роль различных стадий изменения нефтей и т. д. Но классификационные показатели во всех случаях пока недостаточно надежны и определенны. Это-относится как к химическому составу нефтей, так и к геолого-гео-химическиы условиям их нахождения. Разработка их — важная задача будущего. [c.162]

По результатам реконструкции истории тектонического развития антиклинальные структуры подразделяют на новообразованные и унаследованные. В число последних обычно включают транзитно конседиментационные, возрожденные древнего заложения и Т.П. Во многих работах уже сам факт унаследованно-сти развития ряда антиклинальных структур рассматривается как не только необходимый, но и достаточный для суждения о возможности длительного существования контролируемых ими в настоящее время месторождений (залежей) УВ. При этом далеко не всегда принимается во внимание часто огромное несоответствие между палео- и современным эффективным объемом ловушек УВ, контролируемых локальными структурами древнего заложения и конседиментационного развития на разных этапах геологической истории. Игнорирование этого факта особенно недопустимо при выводах о раннем формировании залежей (месторождений) для случаев предельного заполнения ловушек газом и (или) нефтью. [c.101]

Различие между химсоставами нефтей заключается в вариациях содержания каждого ряда и содержания отдельных компонентов, присущих каждому ряду и зависящих от предыстории формирования нефти в конкретном месторождении, В настоящее время нет возможности дать достаточно обоснованное объяснение особенностей состава нефти. Имеющиеся гипотезы носят в основном умозрительный характер. Предполагается, например, что с возрастом нефти должно увеличиваться содержание в ней парафинов, а молодые нефти содержат больше смолисто-асфальтеновых веществ, однако убедительных доказательств этого нет. Подтвердить или опровергнуть такие гипотезы станет возможным лищь в результате дальнейших систематических исследований химсостава нефтей в тесной связи о геохимической характеристикой конкретных нефтяных месторождений и физико-химических особенностей залежей, которые меня отся в весьма широких пределах. Диапазон колебаний этих показателей, установленный в результате обследования более 800 нефтяных залежей страны /18/, представлен в таблице 1.3. [c.17]

Завершение регионального этапа их изучения позволит наилучшим образом выявить наиболее перспективные участки и зоны, где и необходимо сконцентрировать детальные ГРР с целью достоверной подготовки локальных ловушек в интервалах разреза древних толщ, представляющих наибольший интерес по совокупности благоприятных геолого-геохимических предпосылок для постановки поискового бурения и открытия скоплений УВ. Так, в настоящее время по-существу нет ни одного поднятия, качественно подготовленного по рифей-вендским отложениям. Такая же картина наблюдалась и ранее. В результате этого, несколько десятков скважин, пробуренных на слабо подготовленных структурах Рыбинско-Сухонского вала Московской синеклизы, оказались явно в не оптимальных структурных условиях, что в значительной степени определило отрицательные итоги поисков залежей нефти и газа в пределах Среднерусского авлакогена [2]. Здесь же следует отметить, что антиклинальные ловушки региона представляют наибольший поисковый интерес, ибо, как показывают геологические условия их образования, они преимущественно были заложены в начальную стадию формирования осадочного чехла и в дальнейшем развивались, как правило, унаследованно (Э.М.Халимов, А.А.Голов, В.И.Дитмар, 1994 г.). [c.60]

Для определения времени завершающего этапа формирования нефтяных залежей А. Леворсен, У. Гассоу и другие исследователи предложили использовать замороженное давление насыщения нефти газом. Предполагается, что нефтяная залежь не могла образоваться при пластовых давлениях ниже упругости растворенных в ней газов. Зная давление насыщения нефти газом в настоящее время, мо>кно также приближенно определить глубину, на которой находилась данная ловушка в момент образования в ней залежи, а следовательно, исходя из палеотектонического анализа определить приближенно и время ее формирования. Этот метод в комплексе с другими методами в некоторых районах оказался весьма полезным для уточнения времени формирования нефтяных залежей, хотя область его применения также ограничивается из-за ряда недостатков. [c.152]

Залежи нефти в Северо-Германской области связаны с погребенным рельефом фундамента. Миграция шла из впадин, время заложения которых предположительно относится к цехштейну, а формирование — к нижнеюрскому и более позднему времени мощность отложений в этих впадинах в 3—4 раза превышает среднюю мощность осадочной толщи. В более северных районах, где мезозойские впадины отсутствуют, и мощность юры и нижнего мела невелика, залежи нефти не встречены, несмотря на развитие солянокупольной тектоники (Вен1г, 1958). [c.100]

Типичной чертой рассматриваемой области является солянокупольная тектоника. В Прикаспийской впадине насчитывается в настоящее время около 1000 соляных куполов, но лишь относительно незначительная их часть связана с залежами нефти, и контур нефтеносности гораздо меньше контура развития солянокупольных структур. Соль связана с гидрохимической толщей кунгура. Начало формирования соляных куполов, а в восточном, Актюбинском, районе — соляных антиклиналей относят к верхнепермскому времени, рост и преобразование структур происходили и в дальнейшем, в частности, в позднеплиоценовое время. [c.143]

Во время существования нефтей в земной коре они подвергаются действию различных факторов, вызывающих изменения в их свойствах и составе. Меняется в той или иной степени геохимическая характеристика нефти под воздействием тех факторов, которые связаны с локальными и глобальными геологическими процессами. Перестройка структурного плана, инверсии, приводящие в одной части региона к воздыманию отложений, в том числе и структур с залежами УВ, а в другой - к их погружению в область высоких температуры и давления, вызывает перемещение флюидов, иногда их перетоки из нижележащих горизонтов в вышележащие, потерю легких фракций и окисление в верхней части разреза и катагенные преобразования в нижней. Происходят геохимические изменения нефтей (в отличие от генетических), так как мейг4 тся их химический состав вследствие геологических причин, которые определяют также особенности формирования не только того или иного месторождения, но и зон нефтегазонакопления. [c.112]

Состав газов в залежах постоянно меняется под действием ряда факторов тектонического, биохимического, гидродинамического, гравитационного и т. д. Влияние этих факторов может полностью затушевать первичные генетические признаки тех или иных компонентов газа. Образование скоплений газа — весьма миграционноспособного соединения — происходит при его миграции через пористые и трещиноватые среды в земной коре в виде струй, пузырьков, а также в растворенном состоянии с водами и нефтями. Формирование химического состава газов в газовых, газонефтяных или нефтяных залежах обусловлено растворимостью индивидуальных газовых компонентов в водах и нефтях. Известно, что хорошо растворимые в воде газы (углекислота, сероводород) составляют обычно очень малую долю в свободных газах, в то время как в гидросфере и подземных водах содержание их значительно больше. Растворимость метана в нефтях в 5 и 21 раз меньше растворимости соответственно этана и пропана. Азот характеризуется тем, что он обладает в 15 раз меньшей растворимостью, чем метан. Поэтому газы в газовых шапках должны быть гораздо больше обогащены метаном и азотом, чем растворенные газы и нефти. В то же время растворимость газообразных УВ растет с увеличением в нефтях содержания легких УВ. [c.266]

Метод давления насыщения, предложенный В. Гассоу и А. Леворсеном, основан на допущении, что заполнение ловушки нефтью происходит в момент ее наибольшего насыщения газом (т.е. когда она наиболее подвижна). При этом допущении, зная давление насыщения, можно определить глубину образования залежи (если распределение давлений не было аномальным). По величине давления с учетом обычного гидростатического градиента 0,1 МПа на 10 м определяется глубина (т.е. мощность отложений), на которой находилась залежь во время своего образования. Затем из общей мощности разреза над залежью, начиная от ее верхнего ограничения, вьиитается эта глубина (или мощность). По возрасту самых нижних горизонтов, оставшихся после вычитания отложений, и определяется время заполнения ловушки и формирования в ней залежи. Это возможно только в непрерывном разрезе при отсутствии перерывов. [c.361]

Изучение микроэлементов нефти и нефтепродуктов за иоследнее время приобретает важное зиачеиие. Стало оче-Еидныы, что такие вопросы, как происхождение и миграция нефтей, формирование их залежей, взаимодействие с вмещающими породами и причины многообразия пх веш ствеи-ного состава, не могут быть выяснены без учета влияния микроэлементов нефти, которые связаны с органическими соединениями последней. [c.5]

Применение специально разработанных методов изучения количественного и качественного состава органических веществ подземных вод при проведении региональных исследований впервые позволило получить новые данные, касающиеся содержания, форм нахождения, группового и индивидуального состава водорастворенных органических веществ. Эти данные в какой-то мере могут служить подтверждением гидрогеологической гипотезы нефтеобразования М. Е. Альтовского. Они способствовали развитию представлений о миграции нефти в водорастворенном состоянии, поддерживаемых в настоящее время многими советскими и зарубежными геологами-нефтяниками. Однако проведенные исследования, в том числе физико-химическое моделирование, показали, что формирование органической составляющей подземных вод связано не только с привно-сом ее с земной поверхности инфильтрационньши водами, как считал М. Е. Альтовский, но и с переходом рассеянного органического вещества водовмещающих пород в подземные воды. Но несмотря на это, идеи М. Е. Альтовского о больщой роли органических веществ в образовании нефти и формировании ее залежей оказались весьма плодотворными и способствовали дальнейшему развитию органической теории происхождения нефти. [c.4]

Зависимость состава нефтей от геохронотермы свидетельствует о важном значении температурных условий в формировании и изменении состава нефтей. Температура входит ]) оба множителя, составляюш,их геохронотерму, — непосредственно в виде современной температуры залежи и косвенно в параметр возраста, как вероятность повышенных температур истории неЛти. Некоторое значение имеет и возраст как таковой, т. е. время, так как химические реакции не протекают мгновенно. Напротив, течение 3 гхт важнейших процессов преобразования органических веществ в стратисфере идет очень медленно. [c.120]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология