Зоны нефтегазообразования

В зависимости от мощности пелитовых пород-генераторов и заключенных в них пород-коллекторов (резервуаров), от интенсивности генерации УВ, термобарических условий и других факторов УВ могут находиться в свободном или растворенном в воде состоянии. Седиментационные воды с растворенными УВ, перемещаясь из глубоких впадин (зон нефтегазообразования) к ее бортам (зонам нефтегазонакопления), теряют часть растворенных УВ вследствие снижения температуры и пластового давления. Выделившиеся находящиеся в свободном состоянии УВ в зонах нефтегазонакопления при наличии ловушек могут образовать промышленные скопления нефти и (или) газа (см. рис. 80). [c.145]

На элизионных этапах движение вод обусловлено уплотнением осадков. По мере роста геостатической нагрузки вышележащих пород происходят уплотнение глин и отжатие содержащихся в них седиментогенных вод, которые попадают в породы-коллекторы. Движение элизионных (отжатых) вод в коллекторах обусловлено разностью геостатической нагрузки в областях максимальных прогибаний и поднятий. Прогибы рассматриваются как области создания напора (питания), а поднятия — как очаги разгрузки. На инфильтрационных этапах развития бассейнов движение вод зависит от гипсометрического положения выходов коренных пород на дневную поверхность и масштабов инфильтрации. Зоны нефтегазообразования генетически связаны с областями развития элизионного гидродинамического режима, приуроченными, как правило, к территориям стабильного погру- [c.69]

Преодоление нефтематеринскими породами определенного энергетического барьера, после чего и начинается усиленная генерация УВ, зависит от конкретных благоприятных условий, которые следует искать на тех участках исследуемого региона, где возникают палеотемператур-ные максимумы, обычно связанные с зонами унаследованного прогибания. На этих участках материнские породы раньше достигают зоны активной генерации УВ и значительно дольше находятся в условиях повышенных температур, что, по мнению многих исследователей, увеличивает продуцирующую способность материнских пород. Следовательно, фактор длительности нахождения материнских пород в зонах, наиболее благоприятных для генерации УВ, играет решающую роль не только для нефтегазообразования, но и для масштабов миграции. [c.115]

Как показали проведенные исследования, циклы нефтегазообразования различаются по особенностям формирования зон нефтегазонакопления, по расположению зон генерации УВ, их близости или удаленности от зон аккумуляции, по интенсивности и длительности региональной миграции, наличию зон гипергенеза, их расположению и масштабам окислительных процессов в них, по интенсивности катагенных процессов и т. д. Поэтому для более обоснованного прогнозирования особое внимание следует уделить на первом этапе геохимических исследований выявлению и изучению закономерных изменений в составе нефтей. Для этого строят серию карт по стратиграфическим комплексам для определенного генотипа нефти, на которые наносят информацию о плотности нефти, содержании бензинов, их составе, количестве парафино-нафтеновой фракции с [c.158]

Как было описано выше, на разных уровнях разреза условия нефтегазообразования неодинаковы. В биохимической зоне нефть не образуется. Что касается биохимического метана и других газов этой зоны, то они выделяются в атмосферу. Возможно в отдельных случаях некоторое накопление биохимического метана в верхних слоях пород. [c.77]

Н. Б. Вассоевич предложил несколько отличающуюся схему зональности процессов нефтегазообразования в зоне катагенеза по мере погружения вначале формируются скопления газа, затем нефти, а в позднем катагенезе — газоконденсата. В 1967 г. [c.231]

Формирование зон нефтегазонакопления, а в их пределах месторождений нефти и газа определяется тремя группами факторов 1) генетической природой и морфологией зон нефтегазонакопления, 2) пространственно-временными соотнощениями зон и очагов нефтегазообразования, 3) условиями и механизмом улавливания углеводородов. [c.346]

Большой фактический материал по Западной Сибири (А. Э. Конторович и др. 1967 И. И. Аммосов и др., 1966) позволил установить, что области нефтегазообразования приурочены к зонам повышенного содержания в породах органического вещества и битумов. Внешние контуры их связаны с границами участков, [c.216]

Исходным материалом в генезисе нефти являются органические осадки крупных водоемов (планктон, водоросли, микроорганизмы, мелкие животные), которые, погибая, образуют слой донного ила — сапропель. По мере его уплотнения биохимические процессы ускоряются и начинают протекать химические реакции органических веществ под действием повышающихся температур и давления. При температурах выше 60 °С (но не более 200 °С) в осадочных отложениях, пронизанных органическим веществом, начинает созревать нефть. Благоприятная температура (60—120 °С) характерна для глубины 3—7 км. Это и есть главная область нефтегазообразования, в которой вне зоны окисления в течение миллионов лет созревает нефть. [c.15]

Наиболее научно обоснованная количественная оценка перспектив нефтегазоносности осадочного бассейна невозможна без применения историко-геолого-геохимического метода, суть которого в реконструкции истории нефти в осадочном бассейне - от заложения и созревания очага нефтегазообразования до становления и формирования зон нефтегазонакопления и отдельных залежей в них, а также характера и условий консервации. Масштабы нефтегазообразования в конкретном очаге или продуктивность очага зависят от его размеров и степени реализации нефтематеринского потенциала очага (Пнм), определяемой масштабами накопления органического вещества, его концентрацией, генетическим типом и степенью катагенетической зрелости. [c.39]

Изучение закономерностей превращения РОВ в нефтематеринских отложениях на последовательных этапах литогенеза позволило детально проследить весь процесс превращений биогенного РОВ пород, генерации нефти и газа и сформулировать на этой основе осадочно - миграционную теорию нефтегазообразования, с выделением главных зон нефте- и газообразования. Основные идеи этой теории демонстрируются на рис. 1, 2 и заключаются в следующем [c.39]

В соответствии с общей зональностью нефтегазообразования наблюдается зональность газонасыщенности подземных вод углеводородными газами. В верхней зоне газообразования подземные воды насыщены метаном, давление насыщения зачастую предельное. В зоне генерации жирных газов в их составе появляются гомологи метана, подземные 20 [c.20]

Уже на первом этапе процесса нефтегазообразования различия в составе ОВ могут привести к преимущественному образованию газообразных УВ при наличии гумусового материала или жидких УВ при сапропелевом типе ОВ. Как показали проведенные нами исследования олигоцен-миоце-новых отложений Предкавказья в зонах нефтенакопления, в ОВ преобладает сапропелевый материал (майкопские нефтяные залежи), а в зонах газонакопления — гумусовый (хадумские газовые залежи). Характерная особенность гумусового ОВ данного района — относительно высокое содержание полициклических ароматических УВ, главным образом перилена. Проведенные исследования показали, что рассеянное ОВ гумусового типа, так же как и гомогенные гумусовые массы, может быть источником образования крупных газовых скоплений. Это положение позволяет на первом этапе исследования четко выделять зоны преимущественно газообразования и нефтеобразования. [c.151]

Прогнозирование типа углеводородных скоплений и их состава с учетом трех основных факторов влечет за собой комплексный анализ геологических и геохимических факторов - тектонического строения, литологии, фациально-генетического типа ОВ, размещение зон генерации УВ, направления региональной миграции, палеотемпературного режима недр. Учет лишь одного какого-либо фактора (например, температуры или фациально-генетического типа ОВ и т. д.) не позволяет правильно прогнозировать состав углеводородных флюидов, так как упрощает проблему сложного взаимовлияния УВ с окружающей средой. В то же время привлечение комплекса необходимой информации без учета специфики нефтегазообразования (генотипа, особенностей изменения нефтей) в каждой конкретной толще также может привести к ошибкам при прогнозировании. [c.152]

К к было показано выше, на некоторых участках каменноугольные отложения подвергались воздействию благоприятной для нефтегазообразования температуры (60 °С и выше) длительное время — до 305 млн. лет. На отдельных участках каменноугольные отложения подвергались воздействию и более высокой температуры. В подошве толщи С—Р1Э температура до 100 °С в Сарпинском и до 130 °С в Каратонском прогибах отмечается уже к началу кунгурского века, затем она уменьшается. К началу мела подошва С—Р1Э прогревается до 110 °С в Хобдинской зоне, Уильском прогибе и на Жаркамысском выступе. [c.163]

Прогнозирование состава нефтей в отложениях Предкавказья уже проводилось [1, 15], поэтому остановимся на нем очень кратко. Следует отметить, что именно в этом регионе была разработана методика выделения генетических типов нефтей и прогнозирования их состава с позиций цикличности процессов нефтегазообразования. В основу прогнозирования состава нефтей в этом регионе впервые был положен генетический тип нефти, а также впервые для этой цели применен корреляционно-регрессионный анализ для выявления связи между составом нефти и условиями ее залегания. На примере этого региона были разработаны понятия как о зонах генерации, так и о палеотемпературных максимальных зонах и рассмотрены возможные изменения нефтей при миграции их из зон генерации в зоны накопления. [c.182]

Процесс надвигообразования оказывает большое влияние на условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления (Кучерук, Алиева, 198 2). Для надвиговых зон характерно большое разнообразие ловушек, благоприятных дли образования скоплений углеводородов как в аллохтоне, так и в автохтоне. Некоторые исследователи (Камалетдинов, Казанцева, 1981) считают, что именно с образованием надвигов связано формирование нефтегазоносных платформенньк структур. Кроме традиционного типа залежей углеводородов в зонах надвигов могут быть выявлены и нетрадиционного типа залежи, прежде всего связанные с участками тектонической трещиноватости, в приразломной области (например, залежи в пластах XV, XVа, и XV6 на [c.71]

Впервые вертикальная зональность нец гегазообразования была выявлена В. А. Соколовым (1948 г.), установившим, что физико-химические условия, определяющие интенсивность и направленность процессов образования газа и нефти, по разрезу осадочных пород, значительно меняются. В верхней части разреза В. А. Соколов выделил биохимическую зону, где наиболее активно идут биохимические процессы (рис. 88). По мере углубления биохимическая зона переходит в термокаталитическую через некоторую переходную зону, где биохимические процессы затухают, а термокаталитические идут еще очень медленно. Здесь находится как бы минимум интенсивности нефтегазообразования. [c.230]

А. Э. Конторович предложил схему вертикальной зональности нефтегазообразования на примере отложений Западной Сибири и выделил зону развития процессов нефтеобразования над главной зоной нефтеобразования Н. Б. Вассоевича в интервале глубин от 1200 до 2000 м. Основная масса газов, по его мнению, образуется на глубинах менее 1400 м. Б. Тиссо (1975 г.) в своей схеме нефтегазообразования практически не выделяет биохимическую зону (диагенетическую), по его мнению, основная генерация газа происходит на глубинах более 3 км. Кроме того, он считает, что главная зона нефтеобразования для нефтематеринских пород разного возраста будет иметь различную глубину (рис. 89). Максимумы нефтеобразования на схемах [c.231]

Открытие бактериальной жизни в высокотемпературных гидротермах и биопродуктов жизнедеятельности бактерий в рудах глубоких зон океана значительно расширяет сферу жизни , Бак-териосфера — основа жизни на Земле за счет нее биосфера увеличивается не только во времени, но и в пространстве, что, естественно, расширяет и возможности биогенного нефтегазообразования. [c.195]

Для бассейнов рассматриваемого класса характерно разнообразие литологических типов пород, участвующих в их строении, значительные (до 5—7 км) мощности разрезов. Основным типом зон нефтегазонакопления является горстовый, а также поднятые структуры плечей рифтов и протяженные антиклинальные поднятия. Так как высокие тепловые потоки свойственны всей площади развивающегося бассейна, то наиболее характерно совмешение в плане зон нефтегазонакопления и очагов нефтегазообразования. Однако высокая подвижность бассейнов приводит к переформированию ловушек и, следовательно, к ухудшению условий сохранения ранее сформировавшихся залежей. [c.374]

Таким образом, нефтегазообразование представляет собой универсальный саморазвивающийся процесс, закономерно сопровождающий развитие осадочньгх бассейнов. Последние являются накопителями ОВ и производителями УВ. Развитие бассейнов происходит таким образом, что основная масса углеводородов генерируется при повышенных термобарических условиях, а накопление их часто происходит в осадочных слоях, расположенных в зонах с невысокими термобарическими характеристиками, т.е. перенос УВ совместно с другими флюидами осуществляется потоками, направленными в целом из более глубоких в более высоко расположенные горизонты. [c.400]

Калятин ОА., Скоробогатов ВА. Нефтегазообразование как одна из причин развития зон аномально-высоких давлений //Тезисы докл. IV Всесоюзного семинара. — МГУ, 1984. [c.132]

Таким образом, установлена различная продуктивность рифейских толщ. Наибольшей интенсивностью генерационных процессов обладают нефтематеринские породы среднего рифея. Причем, из очагов генерации рифейских отложений наибольшая эмиграция осуществлялась в пермский период. Однако аккумуляция флюидов самими толщами вряд ли возможна была бы из-за сильного их уплотнения. Вероятно, эмиграция их них нефти происходила в вышележащие вендские толщи над этим очагом, о чем свидетельствует увеличение вверх по разрезу количества нефте-газопроявлений. При этом зоны аккумуляции УВ, судя по нефтега-зопроявлениям и притокам нефти, располагается в непосредственной близости от очагов нефтегазообразования. [c.40]

Горные растворы, находящиеся в породах с разным генезисом, и разного литологического состава, при определенных нагрузках выше-залегающих толщ, перепадах давления и температуры принимают участие в водном балансе различных зон осадочного чехла и миграции элементов, а также в других геологических процессах. Поэтому всестороннее изучение их имеет важное научное и практическое значение. Так, горные растворы глинистых пород отражают условия первичного осадконакопления, что может быть использовано при составлении палеогидрохимических карт. Качественная и количественная оценка органической составляющей горных растворов поможет выявить новые аспекты нефтегазообразования, а именно гидрогеологические. [c.65]

Рис. 23 Схема поэтапного прохождения основных водоносных комплексов Дарья-лык-Дауданского прогиба. Центральнокаракумского свода и Бахардокской моноклинали через оптимальную для процессов нефтегазообразования температурную зону (60—150° С)

Региональные и зональные показатели. Оценка перспектив нефтегазоносности в пределах осадочного бассейна (или его части) и отдельных территорий (или зон) заключается в выяснении потенциальных возможностей нефтегазообразования и нефтегазонакопления в недрах крупной территории (всего осадочного бассейна или его части) и отдельных районов (или зон). Указанные задачи могут решаться на основе изучения отмеченных выше гидрогеологических показателей с использованием других геологических материалов. По результатам изучения палеогидрогеологических показателей и современных гидрогеологических условий представляется возможным определять прогнозные запасы нефти и газа в недрах как всего осадочного бассейна, так и его частей и отдельных зон. [c.95]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология