Время формирования залежей нефти и газа

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]

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]

В то же время следует принять во внимание, что ряд важнейших теоретических вопросов геохимии нефти нельзя считать окончательно решенным, несмотря на большой фактический материал. К ним относятся в первую очередь химизм и физико-химия изменения нефтей и газов в природе от стадии нефтеобразования до стадии формирования и разрушения залежей, взаимоотношение углеводородов с окружающей средой, изменение их качества при миграции и др. [c.284]

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]

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]

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]

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]

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]

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]

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]

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]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология