Размещено на http://www.allbest.ru/

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

ПО ДИСЦИПЛИНЕ "ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА"

Каустобилиты. Химический состав и физические свойства нефтей

Горючие ископаемые нефтяного ряда, к которым относятся нефти и их производные, а также горючие газы, входят в состав каустобиолитов. Слово каустобилит происходит от гречиских "каустос" - горючий, "литос" - камень, "биос" - жизнь, т.е. горючий камень органического происхождения.

Рассмотрим физические свойства нефтей. Плотность - это отношение массы вещества к занимаемому объёму. Единица измерения - кг/мі. На практике - г/смі. В России плотность нефти измеряется при 20єС, а затем рассчитывается отношение её плотности к плотности воды при 4єС.

Плотность нефти зависит от плотности соединения, образующих её, и от величины их концентраций, поэтому плотность нефти даёт приближённое представление о её составе. Плотность нефти зависит от отношения количеств легкокипящих и тяжёлых фракций. В лёгких нефтях преобладают легкокипящие (бензин, керосин), а в тяжёлых - тяжёлые компоненты (масла и смолы).

Вязкость - это способность жидкости оказывать сопротивление при перемещении её частиц друг относительно друга под влиянием действующих сил. Как правило, вязкость нефти в пластовых условиях меньше вязкости нефти в поверхностных условиях, что связано с присутствием в пластовой нефти некоторого количества растворённого газа. Вязкость также зависит от количества содержащихся в нефти парафинов, смол, асфальтенов. Вязкость зависит от температуры. С повышением tє вязкость снижается.

Вязкостно - температурная зависимость важная индивидуальная характеристика каждой нефти. Величина, обратная вязкости, называется текучестью.

Температура застывания нефти - важная практическая характеристика, обусловленноя выпадением парафина. Чем больше в ней твёрдых парафинов, тем выше tє её застывания.

Смолистые вещества оказывают противоположные действия - с повышением их, tє застывания понижается. Это tє, при которой охлаждаемая в пробирке нефть не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45%.

Температура кипения - чем больше атомов углерода находится в составе молекул, тем выше температура кипения углеводородов. Фракции нефтей, выкипающие при tє 60єС, называются петролейным эфиром. До 200єС - газойлями. От 400 до 500єС - асфальтами.

Теплота сгорания зависит от состава нефти. Нефть не проводит ток.

Люмтнесценция - холодное свечение веществ под действием различных факторов. Различают флюоресценцию и фосфоресценцию. Флюоресценция - свечение веществ непосредственно после прекращения возбуждения в течение не более 10? с. Если вещество продолжает светиться более длительное время, то говорят о фосфоресценции. В ультрафиолетовых лучах лёгкие нефти флюоресцируют интенсивно голубым цветом, тяжёлые - жёлто - бурым и бурым цветом.

Нефти способны слабо вращать плоскость поляризации светового луча. Величина оптического вращения уменьшается с уменьшением возраста нефтей. Это свойство оптической активности нефтей.

Коэффициент теплового расширения нефти характеризует её способность увеличивать объём при нагревании и зависит от состава нефти.

Молекулярная масса сырой нефти колеблется в пределах 240 - 290. Наиболее тяжёлые фракции нефтей - смолы и асфальтены имеют высокую молекулярную массу 700 - 2000.

В природных условиях нефти не всегда полностью насыщены газом. Давление (при постоянной температуре), при которой из нефти начинает выделятся растворённый в ней газ, называется давлением насыщения.

В области повышенных давлений при достаточно большом объёме газовой фазы жидкие УВ растворяются в газе, переходя в парообразное состояние. Это обратная растворимость нефтей в газах. Образуется газоконденсатная смесь (залежь). Нефть меньше всего растворяется в метане. Добавка к метану предельных газообразных УВ увеличивает его растворяющую способность. С повышением давления при постоянной tє и с повышением tє при постоянном давлении растворимость жидких УВ в газах увеличивается. Она падает с повышением молекулярной массы УВ. Хуже всех растворяются смолы и асфальтены.

Все виды залежей нефти и газа в ловушках различных типов

Рассмотрим линзовидное тело. Благодаря непрерывной поверхности (кровля - подошва), ограничивающей линзовидное тело, структурная схема этой поверхности изображается системой замкнутых и частично совмещённых изолиний. Контур линзовидного тела очерчивает огибающая семейство изогипс. Для изображения линзовидных ловушек дополнительно используют изопахиты. Изопахиты - линии, соединяющие точки равные мощностей тела пласта. Огибающая изолиния совпадает с нулевой изопахитой. За нулевой изопахитой линзовидного тела нет.

Пластовая сводная залежь. Приурочена к различным антиклинальным и куполовидным поднятиям.

Большие напоры пластовых вод могут привести к смещению залежи на крыло поднятия. Такие смещения залежи имеют наклонные контур ВНК (ГВК), которые пересекают изогипсы.

Пластовая залежь нефти в синклинали. Встречается очень редко и может образовываться при гидродинамической экранировании или в безводных коллекторах путём стекания нефти за счёт собственного веса.

Пластовая тектонически - экранированная залежь. Залежам этого типа свойственно большое число разновидностей, обусловленных характером тектонического нарушения (сброс, взброс, надвиг, сдвиг) и его положением на антиклинали. В тектонически - экранизированных ловушках залежи могут быть как по одну, так и по обе стороны дизъюнктивного нарушения. Наличие нескольких нарушений приводит к образованию блоковых залежей, которые особенно характерны для поднятий, связанных с соляными дуапирами, грязевыми вулканами и интрузивными телами.

На (рис.4) показаны простейшие случаи: а) сброс, б) взброс. В случае а) обе линии нарушения показывают одинаковым знаком, разорванные части пласта раздвинуты и между ними нет изогипс. В случае б) разорванные части пласта надвинуты друг на друга, поэтому линию нарушения и изогипсы относительно опущенного блока следует показывать пунктиром в той части, где они перекрыты приподнятым блоком.

Пластовая приконтактная залежь. Эти залежи образуются в ловушках, где продуктивный пласт прорван инородным телом, поэтому в плане залежь имеет как бы еольцевую форму. Внутри кольца залежь отсутствует.

Постовая литологическая экранированная залежь. Залежь этого типа приурочены к ловушкам, образование которых определяется двумя факторами. Первый и основной является литологическое замещение или выклинивание пласта коллектора. Второй фактор, появляющийся позже, приводит к образованию многоклинальной или антиклинальной структуры и тем самым совершает формирование ловушки. Линия выклинивания определяет в плане область простирания коллектора и за эту линию нельзя протягивать изогипсы коллектора. Если литологически экранированные участки расположены так, что занимают лишь небольшие площадки моноклинали или крыла антиклинали, то для характеристики общего структурного плана приводятся не по кровле коллектора, а по кровле вмещающего его пласта.

Пластовая стратиграфическая залежь. Стратиграфический экран, который определяет название залежи, может образовать ловушку только в сочетании с угловым несогласием между подстилающими и перекрывающими породами. При построении в этом случае проводят изогипсы по кровле пласта и дополнительные изогипсы по поверхности стратиграфического несогласия. Соединение точек пересечения изогипс с одинаковыми абсолютными отметками даёт линию стратиграфического экрана. При горизонтальной поверхности стратиграфического несогласия останется только линия её пересечения с кровлей продуктивного пласта.

Массивная свободная залежь (рис.8, Мт). В массивном неоднородном резервуаре коллектор часто имеет пластово-массивное строение. Признаком пластово-массивной залежи служит единый кровень ВНК у всех пластов.

Массивная тектоническая экранированная залежь. Образование ловушки для залежи этого типа можно представить себе как дальнейшее развитие свободного поднятия, сопровождающееся превышением предела прочности пород и возникновением нарушений.

Рифонная залежь. Рифонная залежь приурочена к ловушке, представляющей собой известняковый массив, образованный жизнедеятельностью кодлниальных организмов. Коллекторские свойства рифового массива очень неоднородны. Отдельные его части имеют повышенную пористость и кавернозность, а следовательно, и лучшую проницаемость.

Массивная залежь в эрозионном останце. Ловушки для залежей данного типа образуют эрозионные останцы (погребённые выступы), сложенные устойчивыми к разрушению горными породами и перекрытыми водоупорными отложениями. Форму останца определяют наклонное или горизонтальное залегание пород, литологический их состав и степень трещеноватости. При горизонтальном залегании пород форма останцевого выступа может быть самой разнообразной и определяется изменением свойства и степени трещенноватости пород по площади. При наклонном залегании пород выступ, как правило, асимметричен. Более изрезанным и крутым будет тот склон, где разрушаются головы пластов. В связи с расчленённостью рельефа эрозионного останца изолинии на рисунке имеют неровный контур и сложную конфигурацию, на разрезах поверхность эронизированного массива ограничивают линией стратиграфического несогласия.

Образование залежей нефти в пластово-массивных ловушках преимущественно связанно с тектоническим, седментационным или денудационным фактором (П-Мт, П-Ме, П-Мд).

Линзовидная приразрывная залежь. Трещиноватые участки, которые образуют вокруг тектонических разрушений, секущий толщи сильно сцементированных пород, могут служить вытянутыми вдоль нарушения линзовидными ловушками для нефти и газа.

Рисунок поверхности приразрывной линзовидной ловушки представляется системой замкнутых изолиний, образующихся от пересечения тела линзы с горизонтальными поверхностями. Тектоническое нарушение пересекает тело линзы на значительном протяжении и должно быть отражено в каждом гтпсометрическом срезе. При этом в верхнем контуре оно изображается сплошной линией, а в остальных - пунктиром. На нарушение показано только в верхнем сечении. Залежь может занимать весь объём линзы или её часть. Контур ВНК (ГВК) проводят при заполнении ловушки нефтью и газом.

Залежь линзовидная внутрипластовая. Внутри непроницаемых глинистых пластов в процессе седиментации могут накапливаться линзы проницаемые, например, песчано-авлеролитовых отложений, которые и служат ловушками для линзовидных залежей нефти и газа. Ловушки этого типа плоские, имеют вытянутую форму и небольшие размеры. При полном заполнении нефтью (газом) объема ловушки контур залежи в плане совпадает с линией, огибающей изотопы линзовидного тела.

Шнурковая, рукавообразная (русловая или баровая) залежь. Необычная форма таких залежей определяется условием образования ловушек в дельтах палеорек и прибрежных частях древних морей.

Ловушка русловой залежи представляет собой накопление песчано-галечникового материала в дельтах полеорек с вогнутым основанием, почти плоской кровлей, резким контактом с вмещающими породами и извилистой формой в плане; протяжённость до 20 - 25 км и ширина 0,5 - 3 км.

Ловушкой для баровой залежи служит песчаный авлбар, образующийся в море вдоль берега; его протяжённость до200 км, высота около 8 м. Бар имеет плоское основание, линейную вытянутость в плане и постепенный переход к непроницаемым вмещающим породам.

На рисунке границы таких ловушек обозначаются линией литологического выклинивания согласно. Дополнительно проводятся так же изогипсы кровли пласта, вмещающего ловушку.

При изображении залежи на резервуарах следует отразить незакономерное изменение мощности линзы как по простиранию, так и в вкрест с уменьшением до нуля у линии выклинивания.

Залежь линзовидная под поверхностью несогласия. Ловушки для таких залежей формируются в два этапа. На первом этапе в кровле толщи непроницаемых пород, под воздействием денудационных процессов, образуются участки с повышенной проницаемостью. На втором этапе, когда участки перекрываются непроницаемыми отложениями, возникают ловушки линзовидного типа, форма и размеры могут быть самыми разнообразными. Такие ловушки ещё мало изучены, но существует мнение, что они имеют довольно широкое распространение.

Используемая литература

1. Под ред. Крапивко В.В. Геология нефти и газа. Изд. ООО "Региональный дом печати", Ухта: 2003г., с. 26 - 32, 65 - 74.

2. Воловик О.В. Геология нефти и газа. Методическое указание УГТУ, Ухта: 2001г., с. 4 - 7.

3. Под ред. доктора геологоминеральных наук, проф. Ермолкина В.И. Геология и геохимия нефти и газа. Изд. Недра, Москва: 1993г., с. 15 - 18, 49 - 57.

4. Гейро С.С. Практикум по геологии и геохимии нефти и газа. Изд. Пермский университет, Пермь: 1984г.

Размещено на Allbest.ru